“十四五”以来，全国风电光伏装机年均增长超过1亿千瓦，截至2024年底，风光合计装机达14.06亿千瓦，新能源装机首次超过煤电，提前实现2030年目标。大规模新能源接入对传统电力系统带来巨大挑战，亟需加快建设新型电力系统。“十四五”期间，新能源行业逐步从“补贴依赖”转向“市场竞合”，但源网荷储协同不足、市场机制有待完善等问题仍制约产业健康发展。规划与市场是电力行业发展的首尾两端，构成现代能源治理和企业发展的“一体两翼”。“十五五”时期是实现“双碳”目标的关键窗口期，新能源企业亟需构建适应电力市场化加速推进的规划体系，以应对结构性变革与长期发展挑战。
（文章来源 微信公众号：电联新媒 作者：徐辉 李彧 黄弋宸）
电力市场化加速的核心特征与影响
政策主导转向市场驱动，制度体系深度重构。2006年，《可再生能源法》确立了新能源的固定标杆电价制度。自2015年新一轮电改启动以来，新能源全面入市不断提速。2019年起，政策转向指导电价下的竞价上网，2021年，新核准陆上风电和集中式光伏全面实现平价。从数据来看，全国市场化交易电量从2016年的1.1万亿千瓦时增至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比例从17%升至63%，2024年，全国50%以上的新能源发电量由市场化方式消纳。在这一过程中，电力生产组织方式逐步由计划向市场转变，中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次全国统一电力市场体系初步建成。
技术进步耦合市场演进，双向赋能加速形成。2014至2023年间，全球风电和光伏度电成本分别下降60%和80%，2024年，我国陆上风电平准化度电成本（LCOE）为0.14~0.21元/千瓦时、海上风电为0.28~0.41元/千瓦时、光伏发电为0.16~0.27元/千瓦时，技术进步、规模开发和行业竞争为新能源平价发展奠定基础，也加速了市场驱动模式转型。以山东省为例，通过充分调动各类资源参与系统调节和新能源消纳，2024年，山东电网午间增加填谷负荷最高达584万千瓦，增加新能源消纳量23亿千瓦时，调节作用十分明显。
市场扩容叠加竞争加剧，企业面临“双刃剑”。新能源全面入市后，项目收益模式从保障性收入转向市场化交易，企业发展面临挑战。但市场机制也带来新机遇，价格信号更加全面完整充分地反映供需关系，可优化电力资源配置，引导行业合理布局，长期将缓解弃电问题；实时电价体系激励储能、虚拟电厂等灵活性资源发展，增强新型电力系统调节能力，促进新兴产业发展；市场环境倒逼企业提升交易策略和运营水平，长期将促进新能源项目精细化管理、商业模式创新与技术迭代，促进新型能源体系构建和行业可持续发展，有利于系统转型成本最小化、社会福利最大化。
新能源企业面临的核心困境与共性挑战
面临资源约束与政策收紧的双重压力。项目开发需占用大量土地，但林草地、农用地使用限制趋严，部分地区甚至出现土地租金翻倍现象。地方附加条件如产业配套、地方扶持、电价让利等加重项目非技术成本负担。此外，市场竞争主体复杂，“跑马圈地”现象普遍，部分企业非理性竞争加剧行业内耗，侵蚀技术降本红利。
应对系统匹配和消纳不足的双重挑战。我国面临新能源资源与电力负荷空间错配的结构性问题，源网不协调问题突出，多个区域新能源弃电与时段性季节性缺电形势并存。西北“沙戈荒”大基地外送方面，部分输电通道建设存在滞后，送受端电力供需同质化带来午间同发同弃、晚间支撑不足风险；大基地电价机制尚未完善，未能体现电能量、容量、绿色价值等多元属性，调度方式未明确影响“风光火储”多能互补效能发挥。调节电源方面，具备经济性的长周期储能技术不足，存量技术中，清洁煤电CCUS及灵活性改造、光热储能技术、绿氢制储运等成本偏高；钠离子电池、压缩空气储能、全钒液流电池等新技术虽进入示范应用阶段，但技术迭代周期与降本曲线尚未形成市场共识，未实现商业化规模发展。海上风电靠近东部负荷中心，能够减轻“西电东送”通道压力，但深远海风电发展面临审批流程复杂及深远海柔性输电、大容量可靠装备、极端海况和深水施工等多方面技术经济挑战。
“十五五”发展规划核心理念与实施路径
在市场化加速推进背景下，科学制定中长期战略规划需要着力破解“如何保持技术领先”“如何优化区域布局”“如何应对电力市场改革”等关键命题，这也是“十五五”落实“双碳”目标、构建新型能源体系的必答题。
战略规划应遵循“三层次协同”的基本原则，构建自上而下的战略闭环体系。宏观层面深入对接国家能源发展规划，融入能源强国与科技强国布局，充分体现新型能源体系和新型电力系统构建理念；中观层面需精准对接区域发展格局，立足资源禀赋和市场特征，打造差异化竞争优势；微观层面要紧密围绕企业战略定位，聚焦核心业务、核心技术、核心市场，持续提升经济价值、功能价值和战略价值。
方法论应坚持“动态适应、精准施策”的基本原则，重点构建四大实施路径：一是强化前瞻研判能力。建立政策-技术-市场三维监测体系，动态跟踪核心政策演变、关键技术突破和市场机制创新，科学预判其对行业竞争格局的潜在影响。二是深化精准布局研究。开展区域资源禀赋、网架结构、负荷特性和政策环境的耦合分析，形成差异化区域发展策略。三是完善动态调整机制。构建“监测-评估-优化”闭环管理体系，灵活调整区域开发重点与时序安排。四是创新体制机制保障。围绕授权放权、公司治理、管理模式、经营机制等关键环节推进改革创新，持续提升企业核心竞争力。
从“十五五”新能源企业发展来看，业务布局需坚持规模化与分布式并重，电力外送与就地消纳协同推进。陆上聚焦规模化基地建设，注重新能源与生态治理融合协同；海上加快深远海基地技术攻关和布局开发，推动“海上风电+”融合发展；探索促进多能互补、源网荷储一体化、虚拟电厂等新业态，促进绿色电力与工业、算力、氢醇等融合，风光与光热、抽水蓄能、新型储能融合，提升系统消纳水平。全周期能力建设，构建专业分工协同格局及市场应变核心能力。摒弃“重项目、轻规划”“重投资、轻运行”等惯性思维，从追求发电量向追求发电效益转变。前期开发阶段加强资源评估与适应性分析，充分考虑负荷端需求与消纳问题，设计阶段优化储能配置方案；工程建设阶段依托规模化采购与模块化施工降低造价；电力生产阶段开展精益化生产与精细化运营，提升新能源场站气象预报精度和功率预测精度，电力交易环节建立适应新能源高波动特性的高频交易能力，拓展绿电交易、碳资产开发与综合能源服务，做好电-证-碳全品类融合销售，拓宽收益来源。技术创新方面重点关注数智化技术应用，实现项目“预-投-建-运-销”全生命周期智慧化管理。建强“云-边-端”协同的新能源工业互联网平台，围绕项目数字化与电站智能化，整合气象、地理信息等多源数据，打造湖仓一体的新能源数据底座；推动核心业务数字化，基于数字孪生技术优化电站规划设计、施工运维、效能提升，做优新能源诊断预警系统，推广“运行集控化、检修集约化、场站无人化”智能场站，持续增强智能化电力交易能力。
在电力市场化加速推进的背景下，新能源企业需主动转型引领行业变革，以战略定力应对短期阵痛、把握长期机遇，通过精准动态战略规划响应政策调整，重构发展思路和收益结构，在技术迭代与市场博弈中确立核心竞争力，实现“双碳”目标与企业可持续发展的统一。
