全球首个高原熊猫光伏储能项目——科华数能集成的京能西藏昌都8MW/40MWh光储项目。
“通过精细化运维，我们在西北的光伏电站年有效利用小时数同比提升近90个小时。”一家新能源开发企业光伏电站负责人告诉记者。
“依托人工智能和大数据，通过预防式检修，风电场全年累计故障停机时长仅为25小时，几乎实现‘全勤’。”一位风电场运维负责人说。
光伏与风电这对能源领域的“双子星”，正加速重构能源版图，日渐成为电力系统的主力。在新能源全电量入市交易的新阶段，行业投资逻辑也悄然生变：从注重装机量到注重发电量和利用率，新能源不仅要“装得上”，还要“发得出，用得好”。
过去一年，在“稳”的态势巩固延续、“进”的步伐坚实有力的背景下，新能源也有新作为。今年的政府工作报告指出，单位国内生产总值能耗降幅超过3%；可再生能源新增装机3.7亿千瓦。推动重点行业实施节能降碳改造，全面推进新能源开发与利用，使得非化石能源发电量在总发电量中的比重接近40%。
最新数据显示，去年，我国光伏发电量超8300亿千瓦时，风电发电量超9900亿千瓦时；光伏新增装机容量约为2.7亿千瓦，风电新增装机容量接近8000万千瓦。
“2025年，新能源将进入一个全新发展阶段。”一位业内资深专家表示，今年，光伏发电量将无限接近风电，甚至可能在一年内超过风电。全面入市对于新能源而言，标志着它已经从政策驱动转向市场驱动的高质量发展阶段。预计到“十五五”末期，新能源装机容量有望再次翻番，达到30亿千瓦。
当前，风电、光伏在电力系统中的角色正经历着翻天覆地的变化。“在装机容量方面，新能源已经成为我国电力新增装机的主要来源。截至去年，新能源装机占比已超过42%，特别是光伏发展速度非常快。”国网能源研究院新能源研究所所长代红才介绍，新能源发电量对全国总发电量增长的贡献率已超过60%。
鉴于此，我们的探索视角和思维方式也需相应调整。例如，投资光伏行业，需要深入思考如何融入电力行业整体，确保稳定收益与持续发展。新能源投资逻辑将重构，倒逼提升新能源资产全周期竞争能力，推动新能源项目从规模扩张向高质量发展转型。“机制电价”的引入，将新能源的竞争直接从终端电价拓展至规划、建设、运营全生命周期环节，各开发企业唯有从源头上控制项目成本，才能形成科学的投资决策，最终保障项目的可持续收益水平。
未来“以量制胜”的传统发展思维将彻底被打破，全生命周期的精细化资产运营管理将成为新能源在新电价政策下制胜的不二之选。
厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺对《中国能源报》记者表示，过去，我国在新能源领域的主要关注点集中于装机容量的快速增长，在这方面，中国无疑取得了全球瞩目的成就，成为全球最大的新能源发电设备生产、消费和出口国。然而，目前新能源产业面临的核心挑战在于如何有效吸纳和充分利用这些电能，换句话说，如何实现新能源装机量与实际用电量之间的平衡。
“过去，装机量的增长较为单纯，它体现了我国的生产能力和制造业实力。但发电量与用电量不同，它反映的是整个系统的效能，形成了一个供给与需求协同的闭环，涉及源网荷储与多能互补的系统性问题。”孙传旺指出，从另一个角度来看，对新能源发电量的充分利用是绿色发展“质”的体现。为实现质量优先的发展策略，并加快构建新型电力系统，必须瞄准整个系统闭环中的瓶颈问题。这些问题的复杂性在于不仅涉及生产环节，还涵盖电网的优化、储能技术的应用以及智能化管理等多个方面。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎对《中国能源报》记者表示：“伴随着装机容量的一路高歌猛进，我们稳步迈入新能源发展的新阶段，此时，增长的重心已转向发电量的全面提升。如今，我们正站在新能源发展的新起点，对新能源提出了更为严苛的要求，那就是必须与市场需求紧密接轨，无缝对接。”
代红才对《中国能源报》记者表示，新能源参与市场的比例已超过50%，这意味着现有新能源发电量中超过一半已经参与了市场交易。这为未来新能源全面入市奠定了良好基础。“近期下发的《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》(以下简称‘136号文’)，标志着新能源全面实质性迈入由政策驱动迈向市场驱动的高质量发展新阶段，是新能源的‘成人礼’，也是新型电力系统建设的重要里程碑，对新能源发展、消纳、电力市场建设与运营等将产生深远影响。”
136号文进一步明确了新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。随着新能源全面进入市场，新能源尤其是光伏投资主体需进一步关注因市场因素形成的经济弃电问题。
业内一致认为，在电力市场化转型过程中，迫切需要加快新能源入市的步伐。新能源入市在一定程度上可以提高新能源的消纳能力，但其效果还要依赖市场机制设计和电力系统整体适应能力。
彭澎认为，在市场需求高涨之际，新能源产业需倾尽全力，释放出最大的发电潜能。“面对全天候用电需求的波动，电价在高峰时段自然水涨船高。借助市场价格机制的巧妙运用，我们将有力推动新能源技术创新与进步。”
“首先，从存量角度看，136号文重点在于保持政策的连贯性与稳定性，给予合理的收益预期。”孙传旺认为，其次，论及增量问题，目标旨在解决增长之需。展望未来，新能源的增量无疑是“量质齐升”的重点，激活交易主体的积极性，是机制体制改革的重要一环。“136号文让大家对未来改革有了更多期待，但新能源电力市场化交易细则还有待进一步深化完善，交易实施效果也还需要实践的检验，不可能毕其功于一役。”
展望未来，业内专家认为，我国新能源装机容量有望继续保持高速增长。以光伏为例，中国光伏行业协会名誉理事长王勃华预测，2025年光伏新增装机将达215吉瓦至255吉瓦。
代红才表示，考虑能源转型提速、行业产能充分释放、地方发展诉求等因素，新能源发展规模将继续保持高速增长态势。初步测算，2030年，新能源总量将在现有规模上翻番。需要关注的是，新能源开发模式与多年前相比，已经发生了显著变化，呈现出集中式与分布式并举、陆上与海上并举、单一能源品种开发以及多能源品种耦合开发等新模式。
此外，新能源逐渐成为电源主体，多能互补深度融合发展将成为新能源发展的重要趋势。随着新能源快速发展，能源生产消费正在向集中式与分散式并重转变，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。
“尤其是分布式能源的发展速度非常快，随着其快速扩张，源网协同、系统安全方面的问题也日益凸显。”代红才指出，新能源的快速发展暴露出电力系统调节性资源不足，灵活性短板等。同时，适应新能源出力特性的市场机制也需要进一步完善。
孙传旺认为，当前，新能源有效消纳的系统性成本仍有待进一步下降，如微电网、虚拟电厂等新型商业模式也有较大提升空间。鉴于此，若未来发展目标与考核标准更加倾向于针对电量的优化利用，这将是对整个能源系统的深度重塑，凸显出新能源质的飞跃与提升。“我国正在积极推进的特高压输电项目、创新驱动的新型储能技术以及抽水蓄能等关键工程，均为高效吸纳新能源产能、破解系统性难题的举措，必将为新能源产业的高质量发展注入强劲动力，推动产业从单纯的规模扩张迈向质量与效率的双重提升。”
