“十四五”过半，我国新能源发展成效显著、成绩亮眼。在“双碳”目标引领下，新能源装机持续快速增长，以新能源为主体的新型电力系统正加速构建。截至今年上半年，全国可再生能源装机达到13.22亿千瓦，历史性超过煤电，约占总装机的48.8%，其中风电装机约3.9亿千瓦，光伏发电装机4.7亿千瓦。与“十三五”末相比，仅两年半时间风光新增装机约3.3亿千瓦，增长规模和速度惊人。但在无限“风光”的背后也暗藏不少隐忧，包括技术、资金、市场和政策等方面诸多问题仍未从根本上理顺，给新能源行业高质量发展带来不小挑战。如何抢抓新能源跨越式发展带来的大好机遇，积极应对当前新能源面临的困难和挑战，打造核心竞争优势和创新迭代优势，既是加快推动能源战略转型、提升发展质量效益的一道“选答题”，也是确保我国“双碳”目标顺利实现的一道“必答题”。
一、新能源是能源电力企业转型的一道“最优解”
能源电力作为国民经济发展的基础和动力源泉，一直以来，伴随着我国经济的快速发展而迅速扩张。受我国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋影响以及煤炭资源获取的可靠性、低廉性，长期以来，煤电都在我国电力系统中占据着主导地位，造成环境污染和温室气体排放等问题。有关数据显示，我国电力碳排放在总排放中占比近50%，是碳排放占比最大的行业，其中煤电是最主要的碳排放源。但随着资源环境约束的趋紧，特别是党的十八大以来，我国把绿色低碳和节能减排摆在更加突出位置，电力行业已处于节能减排的最前沿和主战场，优化以煤炭为主的高碳电力结构、推动能源清洁低碳转型既是大势所趋，也是必由之路。
从能源电力企业具体情况来讲，随着市场经营环境的变化，特别是“双碳”目标的提出，其自身也有着强烈的电力装机结构优化调整动力，纷纷提出大力发展新能源的转型战略。“十三五”期间，受煤炭去产能带来供给不足，我国煤炭价格整体提升，并保持高位震荡运行，同时叠加新常态下能源电力消费增速减缓，我国严控新增煤电审批，煤电投资额连年下降，煤电经营形势复杂严峻，传统电力企业经营业绩也是跌宕起伏，倒逼不得不加快战略突围和绿色转型。进入“十四五”后，在“双碳”目标推动下，以“五大六小”为代表的电力企业，紧跟国家战略，持续加快转型步伐，将投资重心加快从传统煤电向风光转移，新能源装机比重持续提升。截至今年上半年，国家电投风光装机达11622万千瓦，领衔“五大六小”，风光装机占比高达50%，国家能源、大唐、华能、三峡等风光装机占比也均在20%以上。
实际上，除了传统电力央国企加速布局新能源产业外，包括以“三桶油”为代表的石油化工行业和中煤为代表的煤炭行业，也在持续加码新能源，旨在推动其业务转型与产业升级。各大能源电力企业纷纷开启新能源转型之路主要有以下三大方面的原因：
与企业主业关系密切。新能源作为电源品类之一，本就属于传统电力企业的核心主业。与火电、水电、核电等大型电站相比，风电、光伏等新能源工艺系统简单、投资门槛较低，凭借多年积累的技术、资金、管理、品牌、人员等优势，能够快速进入并实现规模化发展。而对石油、煤炭等主营业务与新能源开发相关的能源企业，则积极依托自身资源优势开发新能源，如“三桶油”在油气矿区及周边地区开发新能源，煤炭企业依托煤田资源开发新能源；以中电建、中能建为代表的能源电力建设企业也通过自身优势早早进入新能源领域，主要是通过投建营一体化，拉动工程主业的发展。
产业链覆盖面广。新能源产业链涵盖研发、制造、施工、运行等各环节，既包括上游的新能源零部件及装备制造企业，也包括中游的整机厂商或和系统集成商，还包括下游的投资运营商以及新能源销售、应用企业等。由于新能源行业产业链长、覆盖面广的特点，不仅对产业链上的企业，还对与新能源相关的其他行业产生较大的推动力，吸引各路资本纷纷涉足布局新能源制造加工领域，押注前端技术开发与系统集成，以确保全产业链发展的优势。
行业发展空间大。从过去十余年发展轨迹看，我国新能源行业可以说是“一路狂奔”、“高歌猛进”。“十三五”时期，我国风电、光伏分别完成规划目标的134%和230%。按照“30∙60”目标要求，到2030年，风电和太阳能装机将超过12亿千瓦。而截至今年8月底，风光装机已高达9.1亿千瓦。按照目前的风光装机增长速度，2030年风光12亿千瓦的总装机目标极有可能提前到“十四五”末就能完成。正是由于未来巨大的增长空间，新能源才被各大能源电力企业视为战略转型的“最优赛道”。而且为积极应对大规模高比例新能源高速发展，也催生出新型储能、氢能等潜力巨大的新兴产业，成为能源电力企业竞相追逐的新赛道。
二、切实认清新能源发展“两大”特征
在低碳理念、政策扶持和技术进步推动下，我国新能源发展取得了举世瞩目的成绩，已经成为我国现代化产业体系中一张最亮丽“名片”。但任何产业的发展，都无法逃脱产业成长和市场竞争的客观规律，新能源行业自然亦不例外。时至今日，新能源市场已由以往蓝海迅速变成红海，市场竞争日趋白热化，面临的挑战愈发加剧，这背后既有客观影响，也有主观因素，突出表现在两大方面：
群雄逐鹿时代来临，市场竞争空前加剧。当前，如果要用一个时髦的词来概括新能源行业的竞争态势，那就是“卷”。尤其是“双碳”转型目标下，除了传统能源电力巨头持续投资加码外，各地政府也通过改革重组等方式，密集组建能源集团，如今年以来，贵州能源集团、广西能源集团、新疆能源集团等地方能源国企纷纷挂牌成立，加速入局新能源“赛道”，希望通过整合本省的能源资源，以此作为推动区域经济转型和可持续发展的重要引擎。除此之外，其他央企巨头和民企大佬也对新能源“虎视眈眈”、蜂拥而入，开展跨界竞争，造成新能源行业资本过热、乱象丛生，市场竞争空前加剧。
新能源产业“地产化”倾向突出，以产业换项目成为新常态。近年来，随着经济下行以及疫情冲击，特别是“土地财政”陷入低迷，导致地方财政普遍紧张，产业、税收及招商压力山大。而另一边，新能源行业发展火热，坐拥风光资源和绝对话语权的地方政府，很自然地打起了新能源的主意。特别是同样以“土地”为载体的光伏，与房地产开发逻辑相似，都是土地资源开发的价值变现。虽然其土地占用时间及土地品质不及房地产，但对于现在“饥不择食”的地方政府而言，已是十分诱人的“蛋糕”，光伏“地产化”态势愈演愈烈。此外，“以产业换项目”也已成为很多地方台面上或台面下的硬性要求，甚至是必要条件。虽然国家主管部门明文禁令不得将配套产业作为项目开发建设的门槛，但在现实利益驱动下，不少省份均提出了不同形式的产业配套要求，目的就是想通过产业换项目、卖地落产业，来寻求产业突破，拉动地方财政税收。还有伴随着地方财政的吃紧，预计越来越多的地方将启动新能源土地使用税或耕地占用税的征收，这对新能源企业尤其是光伏企业而言也将是难以承受之重。
三、理性面对新能源发展“三大”难题
随着我国新能源全面迈入平价时代，“跑马圈地”和“一哄而上”围猎新能源的乱象再现。与前几年相比，现阶段新能源市场环境发生了质的改变，在项目开发、建设、运营等整个产业链上都存在不少新问题，概括来说就是“三难”。
前期开发落地难。当前，对于风电、光伏等新能源项目开发，地方政府主要采取竞争性配置、法人主体优选或者产业招商等方式。基本上每次地方政府组织风光资源配置，都会吸引大量的各类企业参与，各方力量激烈角逐，再加上地方政府强制产业配套以及提出的其他特定诉求，导致新能源项目开发难度不断加大。而且即便在成功获取风光建设指标后，在落地转化阶段，也可能会受到土地资源紧张、送出通道不足、融资不及预期、政府要求的建设工期短等因素制约，导致项目难以真正落地。有数据显示，2021-2022年，各省下发的光伏指标超300吉瓦，但下游地面光伏电站新增装机却不足62吉瓦，并网率仅20%左右，也从侧面反映了当前新能源行业面临指标转化率低、项目落地实施难的尴尬窘境。
中期成本控制难。作为风电强国和最大的光伏制造国，我国风电、光伏制造各环节成本下降虽然成效显著，排在世界前列，但项目总体开发成本却始终高于全球平均水平。究其原因，主要是土地、储配、税费、产业配套等非技术成本居高不下，甚至不降反升。根据有关专业机构统计，目前我国地面光伏电站非技术成本已经占到总投资成本的20%以上。多地土地出让价格和租金的一路上涨，种类繁多的用地税费，以及全国普遍的强制配储政策，还有因为产业配套需要付出的开发成本等等，极大地增加了新能源项目的建设成本，严重侵蚀了项目利润空间，给投资主体带来了巨大的成本压力。
后期运营维护难。回顾我国新能源行业发展历程，一个突出特点就是政策更迭快、连续性较差。从以往的标杆上网电价不断退坡到建立指导价机制以及全面平价上网，电价的不断走低同时叠加偏高的非技术成本、保障性利用小时数持续下降、新能源参与辅助服务分摊及偏差考核等，使得新能源的利润空间在不断压缩，投资边界不确定性加大，项目投产后的经济收益越来越与企业的运营能力强挂钩。特别是全国统一电力市场体系的加快构建，新能源全面参与市场化交易是大势所趋，如果运营策略不当、运维能力不强，很有可能会使项目产生亏损。如山西省作为我国首批八个电力现货市场建设试点省份之一，2022年省内光伏电站平均上网电价不足0.2元/千瓦时,明显低于0.332元/千瓦时的燃煤基准价；同样作为我国首批八个电力现货市场建设试点省份之一的山东省，今年五一期间以连续22小时的实时负电价刷新了国内电力现货市场负电价持续时间段纪录。电力市场化交易带来的冲击和挑战，无疑对能源电力企业的运营能力提出了更高的要求。
四、始终秉持新能源开发“四大”策略
面对新能源巨大的成长空间，以及现阶段在投建营不同环节面临的问题，如何在激烈的市场竞争中做强做优做大，考验着企业的生存智慧、经营理念和竞争策略，需要打出一套立体化的“组合拳”。
项目为王的策略。坚持“项目为王”的经营理念，围绕战略、投向、资源、策划等不同维度，全力谋划项目开发和实施，形成“开发一批、建设一批、投产一批、储备一批”的滚动发展格局。首先要洞悉外部发展形势，制定清晰的发展战略，明确未来发展方向，把发展新能源作为能源电力企业战略转型的核心，一方面既要大力拓展风电、光伏等已有的新能源业务，另一方面，也要积极发展储能、氢能等战略新兴产业，做到“有中育新”；其次，要立足企业自身优势和短板，按照“缺什么找什么”的思路，加强内外资源整合，加大对新能源业务的投入，打造一支专业化的新能源投资开发队伍；再次，要提升项目前期策划能力，积极应用新理念、新技术、新产品、新业态，形成具有差异化、特点突出、竞争力强的项目方案，确保在风光资源市场化竞争中脱颖而出，成功拿下项目。
成本领先策略。成本的高低是决定项目成败的最核心因素。由于风电、光伏等新能源项目的技术门槛相对低些，技术产品也进入成熟期，实际上各方比拼的更多是成本的控制力。一方面要严控系统投资成本，通过深入开展设计优化、加强集采降本、推广新技术新产品应用、强化施工全过程管控等措施，全力推动降低工程建设成本；另一方面要想方设法降低非技术成本，通过加强征租地价格谈判、探索土地使用权入股、争取地方政府支持等方式降低土地成本，通过深化与商业银行机构的战略合作、多层次资本市场融资、争取政策性开发性金融工具等方式降低财务成本，通过共建、租赁调峰资源等方式降低储能配套成本，通过合理利用集团内部制造类产业资源或者通过组建产业联盟并发挥联盟成员合力等方式降低产业配套成本。
一体化经营策略。充分发挥大集团多元化经营的资源优势，以及内部产业协同互补优势，利用投建营一体化、煤电与新能源优化组合、多能互补一体化、源网荷储一体化等经营发展策略，着力打造综合竞争优势。如“五大六小”等传统发电集团，拥有丰富的煤电、水电等产业资源，可以通过实施煤电灵活性改造以及依托具有调节能力的水库电站，策划开发风光火一体化、风光水一体化等多能互补项目，打造多能互补综合能源基地；对于中电建、中能建等能源电力建设企业，可以发挥其规划咨询、勘测设计、投资运营、装备制造、生产运营等全产业链优势，通过投建营一体化模式，降低新能源投资开发成本，实现集团整体利益最大化；对于“三桶油”等油气化工企业，可以依托其上游业务和自带负荷资源，开发源网荷储一体化项目，既能拓展新能源业务布局，也能有效降低生产用电成本。
融合发展策略。随着大数据、云计算、物联网等新兴技术蓬勃发展，新能源与其他产业融合发展日益深入。特别是光伏发电具有光资源分布广泛、应用灵活性强的特点，在应用场景上与不同行业相结合的跨界融合趋势愈发凸显，“光伏+”场景不断拓展。面对跨界融合发展的大潮，能源电力企业要顺势而为、因地制宜，深入践行“新能源+”融合发展模式，推动新能源与农林牧渔、建筑、交通、数字、文旅、生态治理、乡村振兴等融合发展。同时，探索运用合同能源管理、EOD、组合开发等不同开发模式和商业模式，一体化推进项目策划实施，为其他行业推进节能减排、加快绿色发展提供绿电支撑，同时不断推动新能源业务发展壮大。
五、牢牢把握新能源发展“五大”机会
无论是从我国长远的“碳达峰、碳中和”目标，还是今年上半年全国可再生能源装机历史性超过煤电这一重要里程碑看，我国风、光、储、氢等行业发展前景备受期待，为能源电力企业坚定绿色战略转型、加快新能源发展提供了巨大的市场和机遇。
光伏电池技术迭代带来的重塑产业格局机会。技术迭代是光伏行业永恒的主题。“十三五”以来，光伏行业历经多晶向单晶、常规BSF向PERC电池的技术迭代，每次技术的迭代进步都会重塑产业格局或引发市场“洗牌”。虽然当下PERC高效电池技术仍是市场主流，但以TOPCon、HJT、IBC、钙钛矿等为代表的新型电池技术加快从实验室迈向“生产线”，产业化进程显著加快。与PERC电池相比，N型电池具有转换效率高、光致衰减低、弱光响应好、双面率高等综合优势，当前多种N型技术路线竞相发展，市场渗透率快速提升；钙钛矿单结及叠层电池具有效率高、成本低、适应性广等特点，已引起产业资本的高度关注。尽管未来哪种技术路线会脱颖而出现在还不得而知，但成本更低、发电效率更高是光伏电池技术路线演进的主航道。对于电力设备企业以及在光伏电池领域已有布局的华能、国家电投等电力央企而言，应抢抓技术迭代带来的产业升级机会，在下一代电池技术上积极布局，加大研发投入，通过揭榜挂帅、产学研合作等创新机制，着力突破关键核心技术，力争在未来光伏产业变革中抢占发展先机。
海上风电“乘风破浪”加速发展机会。我国海岸线长、海上风能资源丰富。近年来，伴随着海上风电机组设计、制造、施工、安装、运维等全产业链技术的不断进步，我国海上风电快速发展是绿电产业的重要支撑。截至今年上半年，我国海上风电累计装机达3146万千瓦,自2021年超越英国后持续位居全球首位。而随着近岸资源开发趋于饱和，以及漂浮式技术、大功率机组、风电安装船舶等核心技术和装备的持续突破，我国海上风电正加速从浅海走向深远海，深远海风电已成产业趋势并呈集中连片规模化开发态势。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，推动近海规模化开发和深远海示范化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾五大海上风电基地集群。同时，以海上风电为核心，融合海水制氢、海洋牧场、海上交通、油气开采、文旅观光等多种业态的“海上风电+”多元化发展模式正成为行业新趋势，对于推动战略新兴产业融合集群发展具有重要带动作用。显而易见，海上风电产业已成为风电板块的“新风口”以及拉动海洋经济发展的新动能。
构建新型电力系统带来的储能大发展机会。随着新能源在全国电力装机占比快速提升，以新能源为主体的新型电力系统加快构建，电力系统对灵活性调节资源的需求也愈发迫切。而储能作为一种灵活的“削峰填谷”调节性资源，市场需求持续旺盛。当前，抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、飞轮等储能技术“百花齐放”，特别是以电化学为主的新型储能近年来发展迅速，2022年新型储能新增装机7.3吉瓦，同比增长200%，今年上半年新型储能新增装机超过去10年总和。抽水蓄能作为目前公认的最安全、最稳定、最成熟、最环保、最经济的储能方式,是构建新型电力系统的“保障军”和“强心剂”，在政策支持下也步入发展快车道。特别是明确抽水蓄能执行两部制电价政策以及根据规划2025年和2030年我国抽水蓄能装机将分别达到6200万千瓦和1.2亿千瓦的发展目标，极大激发了各类市场主体的投资热情。总体上，储能作为助力新能源开发、构建新型电力系统的重要支撑，战略定位明确，市场确定性强，正成为能源电力企业竞逐的“新赛道”。
氢能“瓶颈”突破带来的全产业链机会。近年来，在顶层规划政策利好推动下，我国氢能产业热度不断升温，项目布局持续火热，目前已初步打通氢能“制储输用”全产业链，初步掌握了氢能的制备、储运、加注、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，氢能产业体系正在形成，绿氢供给规模效应逐步显现。由于氢气具有能源与原料双重属性，未来随着装备国产化、市场竞争份额和风光造价下降带来的绿氢成本持续下降，将推动绿氢在交通、化工、冶金和能源等产业细分领域具备规模化应用条件，实现多元化全面推广应用，如绿氢在交通行业重载领域对燃油的替代、在化工领域合成氨醇应用等，进而进一步带动我国氢能产业全链条发展。目前，包括国家电投、中石化、东方电气、中能建在内的、超过三分之一的中央企业充分利用自身优势和政策支撑，积极布局氢能产业链,抢先发力，抢占氢能发展先机。
大基地一体化开发带来的超级机会。“十四五”时期，我国新能源发展迈入大规模、高比例、市场化、高质量发展的新阶段。以规模化、综合化、一体化为特点的风光大基地开发成为新能源项目开发的主要模式，以往单个能源“单打独斗”的开发模式已难心适应当前的发展形势。《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出加快建设九大清洁能源基地和五大海上风电基地，核心模式就是推动多能互补基地式开发。根据《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，到2030年将规划建设风光基地总装机约4.55亿千瓦。“十四五”过半，我国以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局正在加快实施，前两批基地项目已全面或陆续开工建设，第三批基地项目清单也已正式印发实施。尽管在推进过程中，还存在土地供应不足、新能源与配套储能之间不衔接、外送通道建设滞后等问题,但毫无疑问，风光大基地承载着我国推动能源清洁低碳转型的重任，是未来支撑新能源大规模、高比例发展的新增长极，也是各电力央企巨头争相布局的“主战场”。
文/徐进、董达鹏
作者供职于中国能源建设集团投资有限公司
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