NDC目標催生數(shù)億千瓦風電市場，企業(yè)盈利預期高嗎？
【谷騰環(huán)保網訊】根據(jù)中國新一輪國家自主貢獻（NDC）目標，到2035年，全經濟范圍溫室氣體凈排放量將比峰值下降7%—10%，非化石能源消費占比沖刺30%以上，其中，風電和太陽能發(fā)電總裝機容量將飆升至2020年的6倍以上，達36億千瓦大關。
與這幅藍圖錨定的綠色未來相對應的另一面，是伴隨新能源快速發(fā)展，電力消納問題正考驗著整個電力系統(tǒng)的破局能力，也挑戰(zhàn)著新能源企業(yè)的投資信心。
近年來，因新能源在一定時段供需失衡，國內電力市場的負電價現(xiàn)象被頻繁提及，引發(fā)各界熱議。
例如，今年9月20日，四川省內電力現(xiàn)貨價格出現(xiàn)全天負電價，此前，類似負電價已在山東、浙江、內蒙古等多地發(fā)生。與此同時，在企業(yè)盈利預期發(fā)生變化的情況下，包括國企央企在內的企業(yè)，已經開始拋售一部分新能源資產。
可以說，在 NDC目標下，風電產業(yè)站上了歷史性的風口：市場空間空前明確，但前路挑戰(zhàn)也異常清晰。
在哪干——
優(yōu)質風電資源稀缺下企業(yè)在哪布局？
“非化石能源占一次能源消費比重包括多種新能源，但核電和水電的增長數(shù)量基本上是確定的，增長幅度有限，生物質發(fā)電占比很小。未來NDC目標主要還是靠風電和光伏發(fā)電來完成。” 國家應對氣候變化專家委員會委員、中電聯(lián)專家委員會副主任委員王志軒在接受中環(huán)報記者采訪時指出。
公開數(shù)據(jù)顯示，截至2024年年底，我國風電、太陽能發(fā)電累計并網裝機容量已達到14億千瓦左右。以這一數(shù)據(jù)為基礎，實現(xiàn)NDC目標，意味著2025年—2035年間，我國風電、太陽能發(fā)電需要新增并網裝機容量22億千瓦，10年內需年均新增2億千瓦以上。
“綜合考慮資源潛力、技術進步趨勢、并網消納等現(xiàn)實可行性條件，按照風光裝機1：1的比例，2025年—2035年，我國風電年均新增并網裝機容量應不低于1億千瓦（100吉瓦）。” 中國可再生能源學會風能專業(yè)委員會秘書長秦海巖在接受中環(huán)報記者采訪時指出。
我國三峽電站的總裝機容量為22.5吉瓦，1億千瓦風電相當于約4個三峽電站的總裝機容量。“如此大的規(guī)模體量，讓風電企業(yè)吃下了發(fā)展的定心丸，未來肯定市場廣闊，訂單充盈。” 遠景能源風機產品線總經理楊亞文在接受中環(huán)報記者采訪時表示。
盡管我國風電資源豐富，但仍面臨選址困難的問題。楊亞文說，在中東部地區(qū)，風速條件較差，同時人口密集、用電需求大，多年來，好的資源已經提前布局，周邊的優(yōu)質風電資源越來越少，選址難度越來越大。雖然多部門聯(lián)合發(fā)布了“關于組織開展千鄉(xiāng)萬村馭風行動的通知”，希望通過鄉(xiāng)村風電開發(fā)建設助力鄉(xiāng)村振興，中東部地區(qū)迎來了發(fā)展分布式風電的機遇。但據(jù)不完全統(tǒng)計，目前約15。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）出臺的具體實施方案（含征求意見稿）涉及的風電裝機規(guī)模并不大。
據(jù)介紹，我國陸上風資源主要從西伯利亞往東南方向吹，新疆西北、內蒙古東部和西部、甘肅、河北、遼寧和吉林等區(qū)域是高風速區(qū)域。其他區(qū)域則處于中低風速或低風速區(qū)域。
在風電資源富集地區(qū)，我國電力消納問題較為嚴峻。例如，在用電需求較小的西北沙漠、戈壁和荒漠地區(qū)，雖然風能資源優(yōu)質、開發(fā)空間廣闊，但面對能源資源與電力負荷在地理上的逆向分布，如何高效消納這些“綠電”成為關鍵難題。
據(jù)秦海巖介紹，從陸上風電來看，我國 “三北”地區(qū)陸上風能資源經濟技術開發(fā)量可達75億千瓦，中東南部陸上風能資源經濟技術開發(fā)量超過25億千瓦；從海上風電來看，離岸300公里的海上風能源資源經濟技術開發(fā)量超過27億千瓦，已進入大規(guī)模商業(yè)化開發(fā)階段。
盡管這些都為未來風電產業(yè)的持續(xù)發(fā)展提供了充足的資源基礎。但一位從業(yè)者開玩笑說：“現(xiàn)狀就像一位深耕田間的農人，迎來了前所未有的豐收，卻發(fā)現(xiàn)通往市場的‘高速路’尚未完全打通。”
調侃背后，折射的正是當前西部新能源電力“發(fā)得出、送不走、用不掉”的現(xiàn)實困境。
賺錢嗎——
機制電價下盈利預期仍充滿變數(shù)
這一現(xiàn)實困境，直接關系著企業(yè)最終的盈利情況？梢哉f，在政策的引導下，市場規(guī)模是確定的，但因消納帶來的收益不確定性，正使發(fā)電企業(yè)的盈利預期充滿變數(shù)。
據(jù)了解，中國已經占據(jù)全球風電設備制造產能的70%—80%，目前，我國的風電產能已經達到120吉瓦。從產能來看，達到NDC目標并不難，企業(yè)更為關心的是，風機建成后能否掙到錢。而這要從電力行業(yè)市場機制說起。
此前，我國新能源電力執(zhí)行“部分市場化+部分保障性收購”政策，加上新能源補貼，電價甚至高于火電。
但短短幾年，新能源從補貼退坡到平價上網，再到進入電力現(xiàn)貨市場，電價呈大幅下行趨勢。
據(jù)介紹，過去幾年，新能源參與電力現(xiàn)貨市場競爭激烈，容易形成“內卷”式報價，上網電價普遍偏低。在風電和光伏發(fā)力多時，電力現(xiàn)貨市場基本是地板價，甚至出現(xiàn)長時間的負電價。這進一步增加了企業(yè)投資收益的不確定性風險。
在此背景下，不少企業(yè)開始剝離新能源資產。例如，華能國際電力開發(fā)公司轉讓其持有天津市津能風電有限責任公司10.05%的股權。風電整機龍頭明陽智能（SH：601615）出售了開魯明陽公司股權及風電場，出售價格為9.6億元，而這一風電場的投資曾高達46億元。
國家電投科學技術研究院有限公司董事長何勇健曾指出，新能源開發(fā)底層邏輯（已經）發(fā)生變化，未來電量和電價都會出現(xiàn)不確定性，（這）給新能源發(fā)展帶來挑戰(zhàn)。
而今年發(fā)布的136號文件——《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》要求，凡是在2025年5月31日以后并網的項目，都必須執(zhí)行市場化電價，通過年度自愿競價形成。這意味著過去新能源享受的“部分市場化+部分保障性收購”政策已經成為歷史。
目前，各省份迅速響應。湖南省發(fā)改委于10月29日印發(fā)《湖南省新能源機制電價競價實施細則》，湖北省也緊隨其后，從10月起正式執(zhí)行新能源上網電價市場化改革政策。
但是這種自愿競價形成的市場化電價大幅下滑。在山東機制電價競價中，風電僅獲0.319元/千瓦時，甘肅的競爭更加慘烈，風電、光伏全部以0.1954元/千瓦時的下限成交。
136號文件為保障新能源發(fā)電企業(yè)的營收引入了新的電價機制，即行業(yè)所稱的機制電價。即對納入機制范圍內的電量，按照確定的機制電價與市場交易均價的價差進行結算，當市場交易均價低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。
秦海巖說：“通過這種‘多退少補’的機制電價結算方式，可以有效提高新能源項目投資收益的預期，保障企業(yè)投資積極性，更好支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標的實現(xiàn)。”
王志軒也指出：“市場化機制可以解決高比例新能源并網面臨的電力系統(tǒng)調節(jié)能力問題，有利于消納新能源電力。”
不過，據(jù)清華大學電機系副教授郭鴻業(yè)介紹，增量新能源場站全部上網電量都需要參與市場，但僅有一部分發(fā)電量可按照機制電量結算。如在山東電力市場，風電（按照機制電量結算的比例）為70%，剩余電量依然需要以現(xiàn)貨市場的價格結算。
“新能源參與電力現(xiàn)貨市場形成的上網電價普遍偏低，而且，我國電力現(xiàn)貨市場運行時間還不長，市場規(guī)則還在不斷完善，未來市場的不確定性非常高，如果一個項目享受機制電價的占比不高，無法對沖市場風險。” 楊亞文向記者表達了他的擔憂，如果新能源企業(yè)長期面臨收益下降的困境，將難以吸引足夠的投資用于項目建設和技術研發(fā)，這對新能源產業(yè)的健康發(fā)展構成嚴重威脅，不利于新能源投資建設。
那么，項目享受機制電價的電量到底是怎么確定的？
根據(jù)136號文件，每年新增納入機制的電量規(guī)模，由各地根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。
據(jù)了解，2019年，我國開始按省對電力消費應達到的可再生能源電量比重（即消納責任權重）進行規(guī)定和考核。以2023年完成情況來看，除西藏免于考核，新疆只監(jiān)測外，全國所有省份均超額完成了國家下達的責任權重指標。
因此，楊亞文認為：“僅按這個指標完成情況來確定 ‘年度納入機制電量的總規(guī)模’，可能會影響各省新增裝機規(guī)模的持續(xù)高增長。”
“年度非水電可再生能源電力消納責任權重應該是最低目標，不應該成為上限。” 秦海巖進一步指出，而且，為保障風電項目順利實施，對于在建項目和規(guī)劃項目，也應該考慮一定的“機制電量”保障，否則這些項目前期投資決策失去了依據(jù)，也有可能造成項目擱置。
此外，機制電價涉及的項目競價資格與頻率、失信懲罰措施以及電量申報、邊際項目處理與差價結算等具體操作規(guī)則如何細化等，都關系著企業(yè)的收益預期。而這些復雜問題的最終厘定，更極大地考驗著地方政府、發(fā)電企業(yè)、電網和終端用戶等多元主體的統(tǒng)籌協(xié)調能力。
國家能源局綜合司副司長張星在最近的新聞發(fā)布會上表示：“國家能源局將完善適應高比例新能源的市場和價格機制。配合有關部門指導各地加快出臺和落實新能源上網電價市場化改革實施方案，科學合理設定各類邊界條件，妥善處理降電價與穩(wěn)收益的關系并合理銜接存量政策，穩(wěn)定市場預期和投資積極性。構建適應新能源特性的市場交易規(guī)則，為新能源提供合理的收益保障與風險管理機制。”
怎么干——
破解長距離運輸與本地消納困局
據(jù)《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告2025》預測，隨著新能源電量滲透率逐步提高，新能源利用率將呈現(xiàn)穩(wěn)步下降態(tài)勢，高滲透率地區(qū)的消納形勢將更加嚴峻。如何解決能源富集區(qū)與負荷中心的區(qū)位差異，統(tǒng)籌就地消納和外送通道建設仍是需要攻克的難題。
近年來，在外送通道方面，我國正通過建設以特高壓為骨干的“電力高速公路”網絡尋求破解之道。例如，今年，寧夏沙戈荒——湖南±800千伏特高壓直流輸電工程投產送電。此前，新疆的綠電也通過特高壓長距離運輸，供往北京和上海。
但不得不承認的是，遠距離輸電（如特高壓）建設難度大、周期長，與我國快速增長的新能源裝機規(guī)模相比，電力外送通道建設相對滯后，加上電網靈活性資源（如儲能）尚未充分配套，新型電力系統(tǒng)還未全面建成，電網調節(jié)能力不足，都制約著風電的消納。破題需要的不僅是技術突破，如何在空間上打破省間壁壘、在時間上縮短投資周期、在機制上激活調節(jié)資源，成為推動新能源高質量發(fā)展的關鍵所在。
而探索在能源富集區(qū)域綠電就近消納，也成為多數(shù)風電投資企業(yè)的選擇。這就像在源頭開挖新的“灌溉渠”，讓清潔電力不必全部擠上“主干道”遠距離輸送，而是就近滋養(yǎng)本地的產業(yè)綠洲。
例如，就地轉化，通過“風電+高載能產業(yè)”模式，引導電解鋁、綠色化工等企業(yè)向能源基地集中，將綠電直接轉化為產品；再如多元利用，大力發(fā)展制氫、數(shù)據(jù)中心等靈活負荷，并結合儲能技術平滑輸出，構建區(qū)域微網，有效提升本地消納能力。
對新能源開發(fā)企業(yè)來說，未來要想獲得可持續(xù)發(fā)展，企業(yè)不能再讓自己的風光裝機去“曬太陽”，必須從單純的項目開發(fā)商，轉變成綜合智慧能源運營商。
遠景在內蒙古赤峰市建設的零碳氫能產業(yè)園，已經邁出了向智慧能源運營商轉變的步伐。楊亞文介紹：“遠景在內蒙古赤峰零碳氫能產業(yè)園打造的全球最大152萬噸綠色氫氨項目完全是脫離電網的。項目靠風力發(fā)電和太陽能發(fā)電，平時發(fā)電時，多余的電用儲能設備存儲起來。沒有風或光的時候，用儲能支撐產業(yè)園生產綠氫和綠氨。”
不過，據(jù)王志軒介紹，部分西部地區(qū)能源資源就地轉化，存在產業(yè)鏈條薄弱、市場機制不健全、源荷錯配等問題，無法靠電網建設單點突進，必須從產業(yè)規(guī)劃、市場設計、技術升級三個維度系統(tǒng)推進。在能源產地同步構建“源—網—荷—儲”一體化綠色生態(tài)圈，才能真正將資源優(yōu)勢轉化為發(fā)展優(yōu)勢。
張星指出，加快推動新能源“立起來”“靠得住”，實現(xiàn)更大規(guī)模更高質量平穩(wěn)發(fā)展，國家能源局將從以下幾方面推進：進一步擴大新能源供給，如加大海上風電開發(fā)力度，推動分布式新能源多場景多元化開發(fā)；積極推動新能源集成發(fā)展，如推動新能源與算力、綠氫等戰(zhàn)略性新興產業(yè)融合互促發(fā)展，支持綠電直連、虛擬電廠等；拓展新能源非電利用途徑，如積極拓展新能源非電利用，重點推動風光制氫氨醇、風光供熱供暖等多元轉化和就地利用；全面提升新能源消費水平，如協(xié)同推進可再生能源強制消費與自愿消費以及健全綠證交易機制等。
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