2025年是“十四五”规划的收官之年，也是“十五五”布局谋划的关键之年。加快开发与建设，促进消纳和上网电价市场化，成为当前可再次生产的能源发展的重要方向。

　　3月5日，十四届全国人大三次会议开幕，国务院总理李强在政府工作报告中精确指出，能源领域将继续以“积极稳妥推进碳达峰碳中和”作为重要指引，强调要“加快建设‘沙戈荒’基地，发展海上风电，统筹就地消纳和外送通道建设”等年度工作任务。

　　《中国经营报》记者发现，这与国家能源局于全国两会前夕发布的《2025年能源工作指导意见》（以下简称《指导意见》）高度契合，均强调了推进“沙戈荒”大型风光基地和主要流域水风光一体化基地建设，完善消纳和调控政策措施等工作。

　　值得一提的是，作为电力市场化改革的重要一环，新能源上网电价市场化改革在2025年开年也迈出了重要一步。《指导意见》指出，2025年要推动新能源全面参与市场，实现新能源由保障性收购向市场化消纳转变。

　　近年来，新能源发展进一步提速。截至2024年年底，我国可再次生产的能源发电装机规模达到18.89亿千瓦，同比增长24.6%。其中，风电和光伏合计装机达到14.06亿千瓦，首次超过煤电装机，提前6年完成我国在气候雄心大会上承诺的“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”的目标。

　　《指导意见》指出，2025年要不断深化绿色低碳转型。全国发电总装机达到36亿千瓦以上，新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，发电量达到10.6万亿千瓦时左右。非化石能源发电装机占比提高到60%左右，非化石能源占能源消费总量比重提升至20%左右。同时，工业、交通、建筑等重点领域可再次生产的能源替代取得新进展。

　　随着新能源装机规模呈现跃升式增长，新能源开发利用也出现了电力系统对大规模高比例新能源接网和消纳的适应性不足之类的问题与挑战。

　　国网能源研究院新能源研究所所长代红才指出：“新能源装机规模和电量比例持续增加，进一步增加了负荷侧消纳能力、电网侧调节能力和跨区通道承载能力等压力，使得利用率消纳指标持续承压，预计局部地区新能源消纳矛盾将持续凸显。同时，随着新能源全面入市，经济弃电将成为新能源消纳中的新挑战。”

　　近年来，有关部门格外的重视新能源消纳问题。2024年6月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高水平发展的通知》，提出将加快推进新能源配套电网项目建设、推进系统调节能力提升和网源协调发展、充分的发挥电网资源配置平台作用和科学优化新能源利用率目标四项重要任务。

　　2024年7月，国家发展改革委、国家能源局和国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》的通知，旨在通过实施电力系统稳定保障行动、大规模高比例新能源外送攻坚行动和配电网高水平质量的发展行动等，提升电网对清洁能源的接纳、配置、调控能力。

　　中国光伏行业协会名誉理事长王勃华在“光伏行业2024年发展回顾与2025年形势展望研讨会”上，提出新能源消纳难题化解思路。

　　王勃华认为，从短期来看，需依托现有电网系统。通过输配电系统的改造升级，提升电力系统对新能源友好性，缓解消纳压力。从中期来看，需优化储能系统与终端用能转型。一方面通过提升系统安全性，降低初始投资与经营成本，推动参与电力现货市场和辅助服务市场；另一方面通过加大清洁碳能消费替代力度，减少对传统化石能源依赖，进而扩大新能源发电需求。

　　“从中长久来看，技术进步将使大规模离网光伏成为重要支撑，进而推动光伏与储能成本下降，提高储能效率；另外，推动绿氢制取成本，同时推动绿氢项目规模化落地。”王勃华表示。

　　此外，今年全国表和委员也提出了有助于新能源消纳问题解决的一系列发展建议。

　　其中，全国人大代表，全国工商联副主席、通威集团董事局主席刘汉元提出快速推进新型电力系统建设，建议进一步快速推进已规划特高压建设，并适度超前规划和启动新的通道建设。同时，要加快跨省跨区输电通道建设，提升电网互济能力，充分的利用邻近省区调节能力，有效提升消纳能力。

　　第十四届全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群提出关于逐步提升新型储能市场化运用水平，推动行业高水平发展的提案，建议完善新型储能市场参与机制，最重要的包含电价机制、成本疏导机制和容量补偿机制。

　　全国人大代表、隆基绿能董事长钟宝申提出发展绿氢、绿醇产业的建议，提出通过风电、光伏等绿色能源制取绿氢、绿醇等非电绿色能源，解决大规模可再次生产的能源就地消纳的问题。

　　当新能源装机规模和发电量快速提升后，新能源上网电价实行固定价格已经不能充分反映市场供求，也无法公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显。因而，深化新能源上网电价市场化改革成为新能源发展的必然趋势。

　　2025年2月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高水平发展的通知》并指出，推动新能源项目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。这也代表着新能源上网电价形成机制迎来重大变革。

　　这一转变也是《指导意见》完善能源体制机制的重要方向之一。即2025年创新新能源价格机制和消纳方式，推动新能源全面参与市场，实现新能源由保障性收购向市场化消纳转变。

　　代红才表示：“新能源全面入市，标志着新能源全面迈入由政策驱动向市场驱动的高水平质量的发展新阶段，是新能源的一个‘成人礼’，也是新型电力系统建设的重要里程碑，对于新能源发展、消纳、电力市场建设与运营等产生深远影响。”

　　国家发展改革委能源研究所国家可再次生产的能源中心副主任陶冶指出，新能源上网电价市场化新政将使新能源投资逻辑重构，倒逼提高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水平发展转型。

　　具体而言，新能源的竞争将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，全生命周期环节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。

　　陶冶还认为，新能源项目运营的一个显著变化将落脚在“电力交易”环节的服务提升上。新能源运营焦点从“发电优先”转向“电价优先”。交易能力成为核心竞争力。

　　中国电建西北勘测设计研究院有限公司经济评价中心主任王贝贝表示，新能源项目的传统投资决策逻辑主要围绕现金流入和现金流出进行内部收益率分析，其中现金流入主要由上网电量、固定电价以及其他补贴收入决定，相对单一稳定。在电力市场化背景下，新能源项目的现金流入主要由交易电量、交易电价、电力辅助服务、绿证/碳交易构成，而且这四个要素受到资源禀赋、消纳条件、负荷匹配、区域规模、储能配置以及交易策略和政策调整等因素的综合影响，从而影响项目的现金流入。

　　“新能源项目要实施全过程精细化管理，企业尽量做到开源节流，以保证即使在电力市场化交易过程中出现电力价格波动风险也可以有更高的抗风险能力。”王贝贝说道。