新能源企业在“全面入市”政策导向下的竞争策略

“全面入市”政策彻底改变了新能源企业发展的底层逻辑，面对即将到来的行业洗牌，企业应当从“规模扩张”转向“精细化运营”。

文/徐耀强作者系中国华电集团战略研究中心主任

2025年2月9日，国家发改委、国家能源局印发《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》（发改价格〔2025〕136号），明确了新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这是继2021年燃煤发电上网电价市场化改革后，国家层面针对发电侧电价改革的又一重大举措，标志着我国实现了80%以上装机容量的发电价格完全由市场化方式形成。

在新能源“全面入市”政策导向下，意味着新能源项目的收益模式从过去的固定电价转向市场化定价。“补贴时代”的终结，必然彻底改变新能源企业发展的底层逻辑，要求企业从“规模扩张”转向“精细化运营”。可以预言，随着这一新政的深入推进，市场准入门槛的提高，一些技术和管理落后、资金链薄弱的企业可能会被市场淘汰，由此必然导致市场竞争格局重塑和新能源行业的重新“洗牌”。直面“全面入市”政策带来的机遇和挑战，制定合理、有效的竞争策略，这是新能源企业必须面对的一场大考。

策略一：优化投资布局，赢在规划起点

在新能源“全面入市”政策导向下，投资布局成为新能源企业发展战略的关键环节和赢得发展先机的重要举措，从源头上决定着企业的长期收益与市场竞争力。科学、合理的投资布局，能够在规划起点上为企业赢得先发优势，为企业的可持续发展奠定坚实基础。

一要契合资源禀赋，实现发展布局更优。新能源项目高度依赖自然资源，资源的分布与质量直接影响项目的可行性与运营成本。其一，要紧跟政策导向，优化区域布局。以省为实体是我国电力系统的重要形态，各省资源禀赋、经济水平、电源结构等不同，导致各省电力市场机制存在差异，对新能源发展影响较大。同时政府为了促进新能源产业发展，在不同地区出台了一系列诸如给予土地使用优惠、税收减免、财政补贴等政策支持。新能源企业在投资布局时，应密切关注各地政策动态，优先选择政策支持力度大、产业发展环境优、新能源发展空间大的省份和区域。其二，要兼顾资源禀赋，优化品类结构。目前，在电力市场中边际出清的价格机制使得在同一时刻所有电力价格都相同，但是每种类型电源的成本不同却是不受市场竞争影响的。同时太阳能项目需着重考量光照资源，风能项目则对风速、风向等气象条件要求严苛。新能源企业在此布局新项目时，必须兼顾资源禀赋和市场特性，优化风光电品类结构，切实提高发电项目的经济性。其三，要贴近市场需求，优化发电收益。我国大多地区电力现货市场采用节点电价定价机制，同一时刻下，不同节点的节点电价可能大不相同。运行情况相近的情况下，位于高价节点的新能源机组结算价格将具有明显优势。节点电价在本质上是电力系统技术特性和电力市场供求关系的真实反映。新能源企业要尽可能将新能源项目布局于负荷中心高价节点。在此投资建设发电项目，电力消纳能力强，能够缩短电力输送距离，减少输电损耗，提高电力供应的稳定性与及时性。

二要发挥自身优势，实现发展路径更优。新能源企业要想实现超常规发展，就必须坚持“多条腿走路”，在发展路径上做到“四个并举”：一是集中式分布式并举。我国光伏发电集中式与分布式并举的发展趋势明显，新能源企业大力发展沙戈荒大基地等集中式风光电的同时，要积极发展分散式风电和分布式光伏。二是陆上海上并举。我国陆上风电开发空间逐渐趋于饱和，发展潜力更大的海上风电已成为主要趋势。当前，我国海上风电正在逐步走向深远海，“十五五”期间有望开发上亿规模，新能源企业理应抢抓深远海海上风电发展机遇。三是新建并购并举。随着风光电资源开发逐渐趋于饱和，新建电站的规模和数量受到限制，随着新能源电量的“全面入市”，未来量价下行等趋势必将促使行业重新洗牌与分化，这将为新能源并购提供难得的发展契机。四是境内境外并举。我国已全面停止新建境外煤电项目，境外投资需求转向风光电、水电等领域，在大力发展境内新能源项目的同时，择优发展境外项目，有利推动新能源企业国际化发展转型。

三要把握市场动向，实现发展业态更优。新能源企业在投资布局时，不能仅考虑单一因素，而应统筹资源、市场、政策等多方面因素，构建协同发展的投资布局。一方面，要高度重视组合式发展。市场化环境下单一新能源电站的商业模式较难对冲未来由于政策、市场环境变化可能带来的电价下降、限电率攀升等风险，需要结合传统电源、储能、负荷等资源进行组合式发展，形成具有市场竞争力的综合体。比如，新型电力系统下新能源与包括火电、具有调节能力的水电、抽水蓄能和新型储能等调节电源的发电出力具有物理互补性，在同一区域内推动风光水火储组合式发展可形成合力平衡市场风险。

另一方面，要密切跟进融合式发展。随着新能源快速发展，能源生产消费融合式发展成为了一种趋势。比如，以新能源为主的综合能源服务将广泛提供电力、制冷制热、储热等能源服务，形成源网荷储一体的绿色供能用能模式。煤电、气电与新能源联营，通过风光电制氢、制氨，再通过掺氢、掺氨对煤电和气电进行燃料替代，将有效提升降碳减碳效果。再比如，随着负荷正在成为新能源开发的战略性资源，新能源可与负荷资源组合式发展，源网荷储、风光制氢、工业园区绿色供电等融合类型已经成为常态。另外，海上风电场可以基于空间耦合的多重利用形成海上风电+渔业养殖、海上风电+旅游，基于产业互补的链条延伸形成海上风电制氢、海上风电+算力中心、海上风电+大数据中心等多种融合发展模式。

策略二：加快技术升级，强在成本领先

在“全面入市”政策导向下，新能源企业面临着愈发激烈的市场竞争。技术升级成为新能源企业在这场角逐中脱颖而出、实现成本领先的关键驱动力，不仅决定着企业的当下效益，更关乎企业的长远发展与市场地位，为企业的可持续发展奠定坚实基础。

一是通过技术创新驱动成本降低。在风力发电方面，大型化、智能化风机技术是降低成本的核心路径。在太阳能光伏领域，可以通过提升组件效率、采用先进的逆变器技术等手段，降低单位发电成本。

事实上，近年来我国新能源产业技术不断进步。海上风电机组最大单机容量突破2万千瓦，在运光伏组件转换效率突破23%，处于世界领先水平。未来风电技术主要朝大型化、轻量化、低成本方向发展，光伏技术将向进一步突破电池效率瓶颈、朝着降本增效方向发力，更前沿的钙钛矿等新型电池技术将不断创新突破。

特别是对于存量项目，可采用设备以旧换新的方式，在老旧风电场开展“以大代小”改造升级，以单机容量大、技术先进的行业主流机型替代原有小容量风电机组。在老旧光伏电站，开展光伏组件、逆变器等关键发电设备更新。再比如，在风光资源禀赋优越区域，推进已达或临近寿命期的风电和光伏发电设备退役，实施新能源电站原址重建，并选用高效先进的发电设备，以此提升装机容量和发电效率。

二是通过技术应用提升运营效率。先进技术的应用贯穿新能源项目的全生命周期，对提升运营效率、降低成本起着至关重要的作用。随着分布式电源、可调节负荷、智能微电网、虚拟电厂等新电力业态的兴起，以电力数字化为核心，极大地推动新能源跨越式发展。比如，在项目建设阶段，采用数字化设计与施工技术，通过建筑信息模型（BIM）等工具，对项目进行虚拟建模与模拟施工。这不仅能提前发现设计缺陷与施工难题，避免施工过程中的变更与返工，还能优化施工流程，缩短建设周期，降低建设成本。

在项目运营阶段，智能化管理系统实现对新能源发电设备的远程监控与集中管理，实现新能源故障线路快速诊断，打造智慧电厂、智能运维的新模式。通过大数据分析技术，实时采集和分析设备运行数据，预测设备故障，提前安排维护，减少设备停机时间，提高发电设备的利用率；充分利用人工智能大模型技术，积极开展能源电力预测、设备监控和电力运行的创新应用，实现在智能客服、输配电巡检、安全生产等多个应用场景落地。利用物联网技术将分布在不同区域的光伏电站或风电场设备连接起来，企业总部可通过监控平台实时掌握设备运行状态，及时下达维护指令，确保设备稳定高效运行，降低运营成本。

三是通过技术合作实现互利共赢。新能源技术升级所需的研发投入巨大，涉及多学科、多领域的知识与技术。因此，新能源企业可通过技术合作实现资源共享，成为加快技术升级、降低研发成本的有效途径。企业与高校、科研机构建立产学研合作关系，充分利用高校和科研机构的科研资源与人才优势，开展前沿技术研究与关键技术攻关，实现互利共赢。例如，通过协助研发优化钙钛矿电池的材料配方与制备工艺，提高其稳定性和转换效率，使得每瓦光伏发电成本大幅下降，让企业在太阳能发电市场竞争中占据价格优势。此外，企业之间的技术合作可以联合开展共性技术研发，共享研发成果，降低研发成本；还可以通过实施产业链融通发展共链行动，打造产业集群效应。比如，新能源企业与信息技术企业合作，将信息技术融入新能源技术研发与应用中，可推动新能源技术的创新发展，提升企业整体竞争力，实现新能源与信息等其他产业深度融合。

策略三：参与电力交易，胜在市场博弈

在“全面入市”政策导向的推动下，新能源企业参与电力交易是顺应市场发展潮流的必然选择。电力交易市场犹如一片充满机遇与挑战的博弈场，新能源企业只有精准把握市场规律，灵活运用交易策略，才能在这场激烈的市场博弈中脱颖而出，实现经济效益与市场竞争力的双重提升。

一要洞悉市场规则，在市场博弈中取得优势。深入了解电力交易市场规则是新能源企业参与交易的首要条件。电力交易规则涵盖交易品种、交易方式、交易时间、结算机制等多个方面，且各地市场规则存在一定差异。新能源企业需组建专业的政策研究团队，加强“能源+金融+数据”人才培养，通过建立“政策雷达系统”，密切关注国家及地方电力交易政策动态，深入研究不同地区的交易细则，超前预判政策对收益的影响。

例如，对于电力现货市场，要熟悉实时电价的形成机制以及日前、实时交易的具体流程，明白如何根据市场供需的实时变化调整发电出力和交易策略。在中长期交易市场中，需掌握合同签订的规范、交易电量和电价的锁定方式，以及合同履约的相关要求。只有全面、准确地掌握市场规则，企业才能在交易过程中避免违规风险，确保交易活动的顺利开展，为在市场博弈中取得优势奠定坚实基础。

二要精准分析预测，在市场波动中把握机会。新能源项目建成后，往往因参与市场化交易时价格偏低，加上发电曲线波动性大，还需承担额外的调峰辅助服务等多项考核费用，导致项目实际收益率要低于预期测得水平。因此，市场分析与预测能力是新能源企业在电力交易中制胜的关键。电力市场受多种因素影响，包括宏观经济形势、能源政策调整、电力供需状况、天气变化等。新能源企业需要依托高精度气象数据与历史发电数据建立中长期（周/月）和短期（小时/分钟级）的发电量预测模型，完善市场监测与分析体系，收集分析海量的市场数据。

例如，山东现货市场要求企业针对15分钟颗粒度调整交易仓位，就需通过AI算法优化预测偏差，并运用大数据分析、人工智能等先进技术手段，对市场趋势进行精准预测，降低因出力波动导致的收益损失。通过对宏观经济数据的分析，判断经济增长对电力需求的影响；关注能源政策的调整方向，提前预判政策变化对电力市场价格和交易规则的影响。对于电力供需状况，要密切跟踪不同地区的发电装机容量、负荷变化情况，分析供需平衡关系对电价的影响。天气变化对新能源发电的影响尤为显著，如光照强度、风速等气象条件直接决定了太阳能、风能发电的出力，企业需结合气象数据预测新能源发电量的波动，从而合理安排电力交易计划，在市场价格波动中把握盈利机会。

三是灵活制定策略，在市场交易中实现价值。基于对市场规则的深入理解和对市场趋势的精准预测，新能源企业需制定灵活多样的交易策略。比如，通过引入数字孪生技术来模拟不同市场场景下的发电与交易策略，同时结合区块链技术确保数据透明性，增强交易可信度。资料表明，龙源电力通过智慧风场系统将运维成本降低18%，提升了发电效率。在中长期交易中，企业可根据自身发电能力和成本预算，与电力用户、售电公司签订长期稳定的电力合同，锁定部分电量和电价，确保基本收益的稳定。同时，预留一定比例的电量参与现货市场交易，利用现货市场价格的波动获取额外收益。在现货市场交易中，要密切关注实时电价的变化，根据市场供需形势和自身发电成本，灵活调整交易电量。

此外，还可以通过与其他市场主体开展双边协商交易、参与集中竞价交易等多种方式，充分发挥自身优势，提高交易收益。比如通过“新能源+火电”“新能源+水电”“新能源+核电”等打捆销售的方式，可全面提升风光等新能源电量消纳保障和售电价格，双方通过联合参与电力交易，实现资源互补，共同应对市场波动。再比如，通过聚合分布式光伏、储能、可调负荷等资源，形成规模化交易主体，以虚拟电厂的形式参与调频服务，获取辅助服务收益。同时，创新商业模式，与电解铝、数据中心等高载能用户签订10年以上绿电直购协议，形成稳定的供需关系，提前锁定一定的销售收入，降低市场波动带来的不确定性。

策略四：注重风险对冲，稳在锁定收益

为了有效规避新能源全面入市可能带来的市场波动性，新能源企业要注重运用场外差价结算机制保护、绿色金融政策供给、风光电的绿色环境价值变现等风险对冲工具，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期，加强市场风险管控，以此稳定市场预期、锁定企业收益，实现企业的高质量发展。

其一，用好场外差价结算机制保护。本次新能源电价改革，首次提出建立可持续发展价格机制合理保障新能源收益。该机制的推出，相当于为新能源参与市场后的收益“上保险”，即无论新能源在电力市场中得到的电价是多少，纳入该机制范围的电量都将按照机制电价水平进行差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。差价结算机制要求，电网公司在新能源项目参与市场交易后，根据市场电价与机制电价之间的差额进行结算。

如果市场电价低于机制电价，电网公司为企业补偿差额；如果市场电价高于机制电价，电网公司则收回差额。通过这种机制，可以降低新能源项目参与市场的波动风险。事实上，“场外保障”是国际通行的政策市场化执行方式，优点在于产业政策成本易于量化、不损害其他主体的经济利益。为此，新能源企业要加强同地方政府和电网企业沟通与协作，积极参与地方新能源政策的制定和实施，确保自己的暂不具备市场议价能力的项目能够顺利纳入政策支持保护范围。

其二，完善金融端风险对冲工具箱。近年来，我国不断强化绿色金融政策供给，初步形成了以绿色信贷、绿色债券为主的多层次多元化绿色金融市场，为新能源产业发展提供了有效融资保障。新能源企业要充分抓住国家大力发展绿色金融的政策机遇，积极完善新能源产业绿色权益性融资、新能源产业绿色流动性融资、新能源产业绿色供应链融资等金融端风险对冲工具箱，以满足降低资产负债率、增加企业流动性等多元化需求，助力新能源产业高质量发展。

比如，新能源企业可通过电价掉期合约等金融工具锁定基准收益，并利用碳排放权收益权质押拓宽融资渠道，为企业提供更稳定的资金支持，减少市场波动对企业财务的影响。运用电力期货、天气衍生品等工具对冲电价与发电量风险。随着新能源项目的融资需求不断增加，金融机构也可以通过创新“发电量保险+电价期权”组合等金融产品，帮助项目分散市场风险，提升融资的可行性。具体的对冲覆盖度可根据市场条件和新能源企业需求进行灵活调整，最大化保障企业的风险管理。

其三，变现风光电的绿色环境价值。新能源企业要积极参与绿证、绿电、碳市场交易，实现绿色环境价值变现。其实，早在2023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局就联合下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，就进一步完善绿电交易机制和政策，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，更好地实现绿色电力环境价值提出有关要求。

2024年绿证交易量同比增长30倍，当然未来需加强与国际标准互认，提升绿证流动性。随着有利于能源绿色消费的体制机制的建立，绿电市场运营机制逐步完善，新能源企业要加快布局开发绿电市场，积极储备绿电客户，统筹做好绿电、绿证销售工作，实现绿电的环境效益，推动新能源经营效益提升。特别是，通过与满足出口企业碳关税要求（如欧盟CBAM），或参与国内碳排放抵扣等绿电需求企业共建新能源电站、签订绿电购电协议、进行绿电交易等，锁定新能源的量与价，充分体现新能源的绿色环境价值。

随着“双碳”目标的推进，政策将继续推动电力市场、碳市场、绿证市场的深度融合，碳市场和绿证市场收入是弥补新能源电量收入下降的重要来源，需加强碳市场、绿证市场的研究和参与，加强绿证及绿电交易市场统筹运营，提高企业的整体盈利能力。