【南方能源观察】关于重构新能源投资逻辑的思考

董军

国家电投集团创新投资有限公司董事会办公室专职董事

截至2025年底，我国风电和光伏发电装机规模达到18.4亿千瓦，占全国总装机容量的47.3%，新能源已全面进入市场化交易阶段，这一转变对电力系统的运行模式提出了全新挑战：2025年，新能源市场化消纳占比已超过50%，对新能源场站盈利模式的影响最为直接。在市场化交易中，新能源项目的经济性显著下降，企业经营难度加大，净利润收缩趋势明显，部分项目发电即亏损，市场主体投资力度大幅缩减，新增项目推进节奏放缓。

根据港股和A股上市新能源发电企业披露的2025年年报，新能源净利润平均降幅达到40%。其中协合新能源净利润同比降幅82.7%。当前，新能源正面临电力成本重构、消纳冗余瓶颈及产业链价值迁移三重挑战，必然要求新能源主动升级，适应新的电价形成机制环境，探索新的价值变现途径，从单一的发电量价值，拓展为时空价差和灵活调节并重的多维价值，把波动性变成可调控性，核心在于强化新能源投资的布局前瞻性及配套灵活性，向前适配场景价值，向后锁定迭代方向，通过拓展新场景、新链路等多维度增值方式，准确体现并兑现新能源的剩余价值，系统性地重构增长方式。

新能源高占比背后：电力系统成本正在重构

从市场运行角度看，新能源占比快速提升、消纳需求显著增加的同时，也造成电网波动性增强。尽管新能源发电成本占比持续下降，但其外部性造成系统性成本不断上升。其原因在于，新能源依赖的风光资源免费，尤其是光伏发电，多发一度电几乎不产生可变成本。只要天气条件允许，发电量就会大量涌入系统。为避免弃电，新能源出力高峰时段往往申报极低电价甚至负电价。风电和光伏发电出力的间歇性与波动性导致原本就极度缺乏灵活性的电力系统调节能力不足，难以独立承担稳定供电的责任。长时储能、氢能等替代方案目前尚不具备大规模商业化条件，物理层面的电力系统在短期内难以完全摆脱对火电调峰兜底的依赖。在新能源占比不断提升的背景下，火电退居调峰与兜底角色，原本在运行中附带完成的调节功能，如今需要单独支付成本，需在储能、灵活发电等灵活性资源上追加投资，从而推高系统调节成本。从这个角度上看，新能源占比越大，电力系统越需提前投资建设冗余的调节资源以承担兜底功能。

在新能源占比快速提升的形势下，规模效应难以体现在电力系统调节资源投资新增的边际成本中，需要让新能源自己承担起额外增加的系统调节成本，导致新能源收益逻辑发生根本性转变。如果仍然沿用发电量越大收益越高的电量逻辑投资，新能源将陷入装机速度追不上电价下跌速度的困境。

现实剖析：产业链的价值再分配

当前新能源发展的症结在于新能源出力与负荷时空分布不匹配，加之传统电力系统灵活性资源不足，风光发电消纳问题已在电力现货价格上充分显现，折射出电力系统深层次的消纳压力。当风光发电量占比大幅提升，电力系统在某些时段极度过剩，又在另一些时段极度短缺，电力稀缺性在时间和空间维度上呈现剧烈的非均衡分布，向多节点价格演进，使电价真实反映各时空节点的稀缺程度。拉高视角来看，新能源发电的价值锚点，不只关注卖电量，更需在时空价差、灵活调节等维度上进行主动赋能，将波动变成可调控成本差异的系统集成能力。

第一是时间价值。在时间维度上，新能源出力的间歇性与波动性导致发电曲线不稳定，出现时段性供需失衡。这一固有的时序矛盾在新能源装机快速增长的背景下被放大，亟需强大的调峰能力和储能系统作为支撑，将电能转移到更高价值的时段，在波动的电价中实现高于均值的收益。事实上，给风光电站加装储能的本质，即通过承担一定的存储成本，在时间维度上实现电力调节，解决什么时候用电的问题。

第二是空间价值。在空间维度上，电网不同节点的供需格局会造成微观的节点电价呈现高低分化。优质节点意味着靠近负荷中心、网架结构异常坚强、送出通道毫无阻塞，且周边拥有足够火电、储能等调节资源兜底，在现货市场交易中溢价能力更强。如果缺乏上述条件，该节点电价就会长期走低，越发电越亏损。当节点出现输电阻塞时，新能源站点若增发电量，不仅无法获得收益，反而会因增加该点位电量供应导致结算电价瞬间暴跌。节点电价所具备的这种物理惩罚属性，要求新能源项目投资前须充分研判节点特性，优先明确节点区域新能源新增空间数、火电装机规模及其最小技术出力、有效负荷等关键变量，确保电力的发、送、用、存之间形成动态平衡。

第三是调节价值。新能源发电出力曲线与用电负荷曲线常常不匹配，其出力随机性、间歇性会冲击电力系统的稳定性，当新能源发得多而用电需求跟不上时，需依托快速响应的调节资源来填补系统缺口，以多场站聚合打捆或风光储一体化协同能力对冲掉局部电网波动的风险。简言之，新能源占比越高，电力系统越需优先布局调节能力资源并确保其获得合理收益回报。从现实看，将地理上分散、资源上互补（风与光）的多个分布式电站打捆聚合，处理资源分散和用电碎片化的问题，降低整体波动。此外，负荷本身可转化为重要的调节手段，新能源出力较低时段削减峰值负荷，在出力高时段提升电力需求，能以负荷柔性适配提升系统效率，引发负荷从成本到资源的重新定位、价值重估。

未来出路：差异化的价值赋能

未来全社会电气化率将快速提升，人工智能时代来临，算力需求呈爆发式增长，整个社会开始计算“电”的价值，新能源也已经从行业概念慢慢步入产业化、商业化落地阶段。其发展重心正向发电、消纳、应用的高维度系统集成演进，转向硬件技术、应用场景、柔性调节、产业配套的综合竞争。新能源的超额收益来自于把握产业链价值迁移趋势，在消纳场景构建、价值实现路径等方面发掘多层次投资机会，用差异化创新进行价值重塑，持续优化完成收益的精准分解、变现。未来新能源投资布局应基于全局视角，针对自身系统短板寻找最适合的投资组合，纵向系统重构发、储、用全链路资源，横向加快产业配套及深度融合，以实现价值创造、价值传递与价值捕获。

出路一：布局前瞻性技术，补齐系统承载能力

以技术迭代为牵引，探究更高效率的光伏、更大容量的风机、更长寿命的储能等能够持续降本增效的技术路线，为风光发电打开物理边界、长期空间，让风光发电更像稳定可靠的电力来源，而非仅限于特定时段的间歇性电能。未来投资应聚焦于兼具趋势确定性和战略卡位价值的硬核技术，切实提升系统调节的效率与效果，形成对新能源增长的常态化支撑。

供给侧，向深部地下空间（压缩空气储能、矿井抽蓄）、陆域空间（农光互补、林光互补）与海域空间（深远海浮式风电）拓展布局。

需求侧，推动用电负荷智能化升级，引入气象大模型技术以精准预测风光出力；数据中心配套算力需求的持续增长或将加速长时储能商业拐点的到来，抢占长时储能赛道。

出路二：驱动适配性系统，贯通全链条价值

以融合场景为路径，重构负荷侧消纳逻辑，打造绿电直供直连等点对点消纳的全链条。该模式的核心在于通过场景化载体打破源、网、荷之间的时空限制，用空间转移化解电网物理容量缺口，构建共建共享的局部自平衡系统，灵活适配多元场景，加快拓展发电、用电实时匹配的商业化空间，降低对大电网长距离输送和调峰功能的依赖程度，以电网友好型的适配性系统培育新的增长极。

绿电直供模式。在行业实践中，国家电投于2025年建成投运20千伏光伏直流直送电解铝系统，光伏侧所发直流电直接传输至电解生产线，省去变电中间环节，电能损耗降低5%-8%，把风光资源就地变成绿色大宗商品或者高附加值零碳组件。中石油、中石化等央企自带稳定用电场景——油田24小时不停工、炼厂不间断生产，可从用电场景整合反向切入，统筹管理由终端设备构成的灵活性资源池。

智能微电网运营。依托算法精准度、资源聚合规模与响应可靠性，形成微电网系统，自发自用自储，实现内部平衡。

着力推进源网荷储一体化综合布局，促进新能源发电、电网调度、用电需求、储能调节的深度融合，联动业务伙伴落地、完善业务场景适配能力，突破新能源消纳瓶颈。另外，可以通过聚合技术，把不同位置的新能源场站全部打包进一个巨大的资产池，通过地理和技术路线的双重分散以及混合化改造（加装储能），将系统风险内部化，变成一个虚拟的、可调节的发电联合体。

出路三：拓展成长性赛道，重塑产业体系边界

以生态闭环为导向，围绕工业用能（改造）等领域推动多产业深度融合，将多用途非电应用场景转化为系统嵌入接口，深度嵌入更多产业用能场景并整合产业链资源，使风光资源直接转化为产业新动能，加速从“电”到“能”的一体化布局，从单一电量生产跃迁到多元转化利用，探索零碳园区等可行生态聚合模式，打开全新的增长空间，进而掌握用能链条的系统控制权。

新能源的非电利用的逻辑在于支撑高比例新能源绿电与复杂工艺负荷的柔性匹配，实现波动性发电与连续性工业生产过程的深度耦合，重新定义电力、工业和能源贸易之间的边界，全面拓展多维度的消纳增量空间。特别是依托数字化技术搭建能源聚合平台，使分散各处的新能源站点从“看不见、管不了”变成可视化、可管理的数字电力运营单元，把不稳定的新能源调校成更可控的电力资源。

远景科技集团在内蒙古赤峰实施的绿色氢氨项目，利用AI气象与能源大模型实时调度波动性的风光电力，其核心在于能源与信息深度嫁接，重构化工行业生产工艺流程以匹配风光发电的波动特性，对全部连接件及其控制逻辑进行重构，仅需配置少量储能即可依托100%的风光发电实现绿色氢氨的稳定、规模化生产。

核心启示：拓宽新能源投资回报的价值路径

综合来看，新能源规模化增长的关键在于从资源禀赋驱动迈向系统协同优化，由运营能力倒推投资决策，针对性的向系统链和场景端扩展投资拼图，在能源体系中提前卡位通道节点位置和应用场景价值，从顶层设计上主动优化资产组合，推动特定产业的用能结构向新向优升级以及用电量增长。与此同时，在项目运营上叠加资金、技术、场景等优势，探索适配的消纳提效路径，先运营再扩大，逐步提升新能源的高价值产出。

第一，项目评价标准从容量规划转向价值场景规划，提前评估适配性。项目落地要精准评估用电与电网节点容量需求，并与区域电源结构、输电通道容量等相适配，从而选对节点，增强项目的运营韧性和适应性，真正做到前期判断、系统设计、项目建设、运营增效一盘棋。投资应从资源导向转向市场适应性导向，不仅要考量风光资源禀赋，更要基于其风光发电特性主动筛选负荷用户，配合真实业务场景的变化，跑通调度算法、负荷预测，实现价值闭环，把项目从设计图纸、设备配置、现场建设、电网接入到高效运营一路贯通。简单的说，以产业场景设计绑定优质负荷，从有电就卖到按需匹配，培育精确的节点定价能力。

第二，投资视角从初始投资最优转向全寿命周期最优、全链路价值最优，提前锁定迭代方向。秉持全寿命周期、全链路价值最优的综合运营逻辑，在项目整体结构层面设计卖电+卖方案+卖服务的立体生态，培育跨周期、跨区域的价值创造、传递、捕获能力，通过动态优化、持续迭代方式逐级释放电力现货交易、未来权益融资等全链路、多维度收益，将资产性能潜力的不确定性转化为可预期的财务回报。更关键的是，应适应多点聚合、混合收益机制的发展趋势，将其灵活多变但具真实价值的未来收益权拆分为可流通的数字资产，从而进一步保障资产组合的稳定运行与价值最大化。