新一轮目标催生数亿千瓦风电市场，但选址、消纳等挑战亟待破题

根据中国新一轮国家自主贡献（NDC）目标，风电和太阳能发电总装机容量将飙升至2020年的6倍以上，达36亿千瓦。

与这幅蓝图锚定的绿色未来相对应的另一面，是伴随新能源快速发展，电力消纳问题正考验着整个电力系统的破局能力，也影响着新能源企业的投资信心。

在NDC目标下，风电产业的市场空间空前明确，但前路挑战也愈发清晰。

去哪干？

“三北”地区或离岸300公里海上有开发潜力

“非化石能源包括多种新能源，但核电和水电的增长数量基本上是确定的，增长幅度有限，生物质发电占比很小。未来，NDC目标主要还是靠风电和光伏发电来完成。”国家应对气候变化专家委员会委员、中国电力企业联合会专家委员会副主任委员王志轩在接受中国环境报记者采访时指出。

公开数据显示，截至2024年年底，我国风电、太阳能发电累计并网装机容量已达到14亿千瓦左右。以这一数据为基础，实现NDC目标，意味着2025年—2035年间，我国风电、太阳能发电需要新增并网装机容量22亿千瓦，10年内需年均新增两亿千瓦以上。

“综合考虑资源潜力、技术进步趋势、并网消纳等现实可行性条件，按照风光装机1：1的比例，2025年—2035年，我国风电年均新增并网装机容量应不低于1亿千瓦（100吉瓦）。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩指出。

我国三峡电站的总装机容量为22.5吉瓦，1亿千瓦风电相当于约4个三峡电站的总装机容量。“如此大的规模体量，让风电企业吃下了发展的定心丸，未来肯定市场广阔，订单充盈。”远景能源风机产品线总经理杨亚文表示。

尽管我国风电资源丰富，但新能源企业仍面临选址困难等问题。杨亚文说，在中东部地区，风速条件较差，同时人口密集、用电需求大，多年来，好的资源已经提前布局，周边的优质风电资源越来越少，选址难度越来越大。多部门联合发布的“关于组织开展千乡万村驭风行动的通知”，希望通过乡村风电开发建设助力乡村振兴，中东部地区迎来了发展分布式风电的机遇。据不完全统计，目前，约15省（自治区、直辖市）出台了具体实施方案（含征求意见稿），但涉及的风电装机规模并不大。

据秦海岩介绍，从陆上风电来看，我国“三北”地区陆上风能资源经济技术开发量可达75亿千瓦，中东南部陆上风能资源经济技术开发量超过25亿千瓦；从海上风电来看，离岸300公里的海上风能源资源经济技术开发量超过27亿千瓦，已进入大规模商业化开发阶段。

虽然丰富的资源为未来风电产业的持续发展提供了充足的基础。但在风电资源富集地区，我国电力消纳问题较为严峻。例如，在用电需求较小的西北沙漠、戈壁和荒漠地区，虽然风能资源优质、开发空间广阔，但面对能源资源与电力负荷在地理上的逆向分布，如何高效消纳这些“绿电”成为关键难题。

一位从业者调侃说道：“现状就像一位深耕田间的农人，迎来了前所未有的丰收，却发现通往市场的‘高速路’尚未完全打通。”

调侃背后，折射的正是当前西部新能源电力“发得出、送不走、用不掉”的现实困境。

赚钱吗？

机制电价下盈利预期仍充满变数

这一现实困境，直接关系着企业最终的盈利。可以说，在政策引导下，市场规模是确定的，但因消纳带来的收益不确定性，正使发电企业的盈利预期充满变数。

这要从电力行业市场机制说起。在过去一段时间内，我国新能源电力执行“部分市场化+部分保障性收购”政策，加上新能源补贴，电价一度高于火电（大部分地区火电电价每千瓦时0.4元左右）。

但短短几年，新能源从补贴退坡到平价上网，再到如今进入电力现货市场，电价逐步在下降。尤其近年来，新能源参与电力现货市场竞争激烈，容易形成“内卷”式报价，这进一步增加了企业投资收益的不确定性风险。

国家电投科学技术研究院有限公司董事长何勇健曾指出，新能源开发底层逻辑已经发生变化，未来电价的不确定性会给新能源发展带来挑战。

今年发布的136号文件——《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》要求，凡是在2025年5月31日以后并网的项目，都必须执行市场化电价，通过年度自愿竞价形成。这意味着过去新能源享受的“部分市场化+部分保障性收购”政策已经成为历史。

136号文件为保障新能源发电企业的营收引入了新的电价机制，即行业所称的机制电价：对纳入机制范围内的电量，按照确定的机制电价与市场交易均价的价差进行结算，当市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。

秦海岩说：“通过这种‘多退少补’的机制电价结算方式，可以有效提高新能源项目投资收益的预期，保障企业投资积极性，更好支撑新能源发展规划目标的实现。”

不过，据清华大学电机系副教授郭鸿业介绍，虽然增量新能源场站全部上网电量都需要参与市场，但仅有一部分发电量可按照机制电量结算。如在山东电力市场，风电（按照机制电量结算的比例）为70%，剩余电量依然需要以现货市场的价格结算。

“新能源参与电力现货市场形成的上网电价普遍偏低，而且，我国电力现货市场运行时间还不长，市场规则还在不断完善，未来市场的不确定性非常高，如果一个项目享受机制电价的占比不高，无法对冲市场风险。”杨亚文向记者表达了他的担忧，这会导致新能源企业收益下降，将难以吸引足够的投资用于项目建设和技术研发。

此外，机制电价涉及的项目竞价资格与频率、失信惩罚措施以及电量申报、边际项目处理与差价结算等具体操作规则如何细化等，都关系着企业的收益预期。而这些复杂问题的最终厘定，更极大地考验着地方政府、发电企业、电网和终端用户等多元主体的统筹协调能力。

国家能源局综合司副司长张星在最近召开的国家能源局新闻发布会上表示：“国家能源局将完善适应高比例新能源的市场和价格机制。配合有关部门指导各地加快出台和落实新能源上网电价市场化改革实施方案，科学合理设定各类边界条件，妥善处理降电价与稳收益的关系并合理衔接存量政策，稳定市场预期和投资积极性。构建适应新能源特性的市场交易规则，为新能源提供合理的收益保障与风险管理机制。”

怎么干？

破解长距离运输与本地消纳困局

据《中国电力行业年度发展报告2025》预测，随着新能源电量渗透率逐步提高，新能源利用率将呈现稳步下降态势，高渗透率地区的消纳形势将更加严峻。如何解决能源富集区与负荷中心的区位差异，统筹就地消纳和外送通道建设仍是需要攻克的难题。

近年来，在外送通道方面，我国正通过建设以特高压为骨干的“电力高速公路”网络寻求破解之道。例如，今年，宁夏沙戈荒——湖南±800千伏特高压直流输电工程投产送电。

但不得不承认的是，远距离输电（如特高压）建设难度大、周期长，与我国快速增长的新能源装机规模相比，电力外送通道建设相对滞后，加上电网灵活性资源（如储能）尚未充分配套，新型电力系统还未全面建成，电网调节能力不足，都制约着风电的消纳。破题需要的不仅是技术突破，如何在空间上打破省间壁垒、在时间上缩短投资周期、在机制上激活调节资源，成为推动新能源高质量发展的关键所在。

而探索在能源富集区域绿电就近消纳，也成为多数风电投资企业的选择。例如，就地转化，通过“风电+高载能产业”模式，引导电解铝、绿色化工等企业向能源基地集中，将绿电直接转化为产品；再如多元利用，大力发展制氢、数据中心等灵活负荷，并结合储能技术平滑输出，构建区域微网，有效提升本地消纳能力。

对新能源开发企业来说，未来要想获得可持续发展，企业必须从单纯的项目开发商，转变成综合智慧能源运营商。远景在内蒙古赤峰市建设的零碳氢能产业园，已经迈出了向智慧能源运营商转变的步伐。杨亚文介绍：“远景在内蒙古赤峰零碳氢能产业园打造的全球最大152万吨绿色氢氨项目完全是脱离电网的。项目靠风力发电和太阳能发电，平时发电多余的电用储能设备存储起来。没有风或光的时候，用储能支撑产业园生产绿氢和绿氨。”

不过，据王志轩介绍，部分西部地区能源资源就地转化，存在产业链条薄弱、市场机制不健全、源荷错配等问题，无法靠电网建设单点突进，必须从产业规划、市场设计、技术升级三个维度系统推进。在能源产地同步构建“源—网—荷—储”一体化绿色生态圈，才能真正将资源优势转化为发展优势。

11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》中明确提出，到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足。

业内专家表示，这将为特高压设备、智能变电站、柔性直流输电等领域带来明确增长机遇。下游电力销售市场也将推动服务升级，促进电力销售全产业链发展，提升整体产业效率。