中节能风力发电股份有限公司董事长 姜利凯

“136 号文” 明确新能源项目上网电量全面进 入电力市场，通过市场交易形成价格，并建立 “新能源可持续发展价格结算机制”。时隔一年多，行业生态发生了哪些根本性变化?企业如何应对电价波动、消纳难题与区域价值分化?近日，中节能风力发电股份有限公司(下称 “节能风电”)董事长姜利凯在接受《风能》专访时，结合一线实践对此进行了深刻分析。

· 存量资产的盈利逻辑被彻底打破，原本锁定 20 年不变的标杆电价不复存在，转而需要面对现货市场、中长期市场、绿电交易的种种不确定性。

· 未来拼的不是单项能力，而是系统整合能力，这些系统能力包括:优质资源获取能力、融资能力和资本成本控制能力、大规模资产运营能力、市场交易和风险管理能力、数字化和智能化能力、产业协同和综合能源服务能力。

· 节能风电将面向终端用户，深耕客户价值， 以虚拟电厂、购售电、绿电直连、绿色算力、零碳园区以及区域能源综合服务为业务载体，提升对终端客户的综合服务能力和价值挖掘能力。

01. 

“136号文”给行业带来颠覆性变化

《风能》：“136号文”落地一年多，您认为新能源行业发生了哪些根本性变化？

姜利凯：“136号文”给行业带来了颠覆性变化。具体来说，发生了以下五个方面变化：

第一，存量资产的盈利逻辑被彻底打破。过去进行新能源项目投资测算时，边界条件非常简单：利用小时数、保量保价的上网电价、运维成本。项目一旦并网，收益是确定的。“136号文”要求存量项目全面入市交易⸺这意味着原本锁定20年不变的标杆电价不复存在，转而需要面对现货市场、中长期市场、绿电交易的种种不确定性。据公开报道，2026年年初上市电力企业披露的2025年业绩预告显示，多数新能源电力企业业绩都出现不同程度的下滑或亏损。

第二，“量价双杀”在西部地区已经成为常态。部分地区的新能源限电率大幅攀升。与此同时，电力交易价格出现系统性下行，无论是现货市场还是中长期市场，均价降幅普遍超过0.1元/kWh。

第三，新能源资源的区域价值急剧分化。西部地区由于限电高、电价低，其资产价值明显弱化；东部沿海地区，由于靠近负荷中心，消纳条件好，交易电价相对较高，风电尤其是海上风电的价值迅速凸显。海外资源的价值也在增强。

第四，与新能源收益相关的业务功能凸显。储能、电力交易、购售电、虚拟电厂、绿电直联、绿色氢氨醇，这些曾被认为是“配套”的领域，现在已成为企业必须认真对待的增长点。以储能为例，2025年国内独立储能新增装机规模达到3543万kW，累计装机容量占比首次突破50%。这充分说明，市场化反而激活了储能的真实需求。

第五，项目决策的难度成倍增加。过去项目立项时，边界条件相对清晰。现在开发任何一个新增项目，不仅要看年等效利用小时数和单位千瓦造价，还要看“资源 电价 消纳 调节 负荷”五位一体的综合条件。而且要从立项之初就考虑参与中长期、现货、辅助服务等多层次市场，以及储能、绿电直连、源网荷储协同等综合方案，无法再做出精准的“确定性决策”，只能进行“风险收益的相对平衡判断”。

《风能》：您刚才提到存量资产受到冲击，能否具体谈谈这方面的情况？

姜利凯：“136号文”专门设计了“机制电价”。按照规定，纳入保障范围的机制电量，可以享受“多退少补”的差价结算，相当于一个价格“托底”。但在执行层面，机制电量比例设定的决定权限在地方政府手里，本地企业能源成本竞争力被优先考量，存量资产的亏损面急剧扩大。

02.

企业的重新思考与对策

《风能》：从企业实践来看，您认为哪些预判被验证了，哪些需要重新思考？

姜利凯：从企业实践看，有几项预判已经被行业验证：一是市场化交易能力将成为核心竞争力，这一点已经非常明确；二是“大基地 外送通道”与“就地消纳 产业负荷”两类模式都在并行加快推进；三是储能从政策驱动转向经济性驱动，这一趋势正在形成；四是粗放式扩张彻底走不通，精益运营、精细化风控成为生存基础。

同时，也有一些问题需要重新思考：一是不能只关注装机规模扩张，未来项目质量、区域布局质量、资产运营质量比单纯规模更重要；二是数字化、智能化是提升资产回报率的重要能力投资，不能将其理解为成本项；三是单纯依赖发电项目盈利收窄，未来多业态的融合经营能力是行业需要补齐的认知和能力短板。

《风能》：在应对电价波动方面，有哪些行之有效的做法？

姜利凯：目前，行业比较有效的做法主要有四类：一是加强功率预测和电价预测能力。提高报量报价准确性，减少偏差考核损失。二是优化区域布局和资产组合。通过不同风能资源区、不同送受端市场、不同并网条件项目组合，平滑单一区域电价波动风险。三是提升交易能力。优化交易策略，强化中长期合约锁价、现货交易优化等综合能力，提升收益稳定性。四是推动源网荷储协同。通过开展绿电直连、探索算电融合等方式，增强消纳能力和收益弹性。

《风能》：“136号文”取消了强制配储，但储能装机反而快速增长。您如何看待储能行业的现状、存在的问题和发展前景？

姜利凯：当新能源发电量占比突破20%后，电网对灵活调节资源的需求已经成为刚需，储能不再需要“强制”，而是市场在“呼唤”。储能的角色正逐步转向“收益驱动型”和“系统价值型”，企业更加关注独立储能能否通过参与市场交易、峰谷套利、辅助服务、容量支撑等方式形成真实回报。

经济性较好的场景通常包括：电价峰谷差较大、现货机制较成熟的地区，消纳约束较明显、储能能够显著减少弃电的地区，与高载能产业、数据中心等稳定负荷结合较紧密的项目，具备辅助服务市场收益的区域。

然而，储能行业发展仍面临一些挑战：一是不同地区的政策稳定性存在差异，包括地方补贴政策，现货市场参与规则；二是需要稳定清晰的系统运营机制，包括明确的容量电价机制、辅助服务市场，特别是过高的系统运营费用直接吞噬了峰谷价差的收益空间。

至于未来前景，我们认为储能市场远未饱和。新能源装机规模保持快速扩张，储能仍有较大的发展空间，当前尚处于成长期。

03.

绿电直连与算电融合面临的挑战

《风能》：“650号文”旨在推动绿电直连发展。您认为当前绿电直连项目在高载能产业引进、项目核准、电网接入、负荷匹配等方面面临哪些实际障碍？

姜利凯：绿电直连主要有三方面的障碍：第一，高载能产业与新能源项目的时空匹配难。很多高载能产业对电力连续性、稳定性要求高，而新能源出力波动大，需要储能、备用、电网支撑等多重协调，匹配难度较大。

第二，电网接入与调度机制尚需完善。绿电直连不是完全脱离大电网，很多项目仍需依赖公共电网提供平衡和备用。目前，接入标准、调度规则、结算方式还不够明确。尤其需要指出的是，过网费、备用费、系统调节费等仍然偏高，直接影响项目经济性测算。

第三，负荷匹配和长期履约机制有待健全。如果用户负荷不稳定，或者产业项目与新能源建设进度不同步，收益就会受影响。更深层的问题是契约精神的考验——绿电直连往往需要签署固定电价的长期协议，但市场波动下，双方能否真正履约、能否接受电价波动带来的考验，是个现实难题。如果是电网统一收费还好一些，一旦涉及多方协商，信任成本和违约风险都会上升。因此，建立长期购电协议、履约保障机制和风险分担机制，是非常关键的。

《风能》：风电企业布局算电融合有哪些优势，有哪些可复制的合作模式？有哪些政策和机制需要突破？

姜利凯：风电企业布局算电融合可以锁定刚性用电需求，实现就近消纳，打造零碳算力品牌，实现产业赋能与价值升级。

目前，可复制的合作模式主要有四种：一是“新能源 数据中心”联合开发：二是签订长期绿电购售电协议：三是提供“风光储 算力基础设施”综合能源服务：四是地方政府、新能源企业、算力企业三方形成源网荷储算协同平台。

能源成本是影响算电融合复制推广的核心因素。具体来说，我认为以下几个方面需要重点关注和突破：完善绿电直供和跨主体交易机制，建立稳定的中长期购电协议机制；明确数据中心使用绿电的认证与收益实现机制；推动算力枢纽与新能源基地协同规划；完善储能、备用、电网支撑等配套机制，过网费、备用费、系统调节费用等规则需要清晰可预期；探索适应算力负荷特征的分时、容量、柔性响应价格机制。绿电直连不仅要“连起来”，更需“稳得住、算得清、持续跑得通”。

04.

节能风电的三大战略举措

《风能》：面对更具挑战性的市场环境，节能风电制定了怎样的战略应对措施？

姜利凯：节能风电提出了三大战略举措，可以概括为“主业优化、多元协同、角色重构”。第一，在主业层面，以空间布局优化进一步夯实做优做强做大基础，我们确立了“向东、向海、向外”的资产配置方针，这是对区域价值分化的主动回应。“向东”是加大东部负荷中心区域的项目比重；“向海”是大力发展海上风电，将其定位为公司的“压舱石”资产；“向外”是适度布局海外市场，响应“一带一路”倡议，同时分散单一市场风险。我们的目标是实现资产配置的“东西平衡、海陆平衡、内外协同”。

第二，在业务结构层面，我们提出“一业为主，相关多元”。以风电主业为基础，大力发展四条赛道：一是新型储能，特别是独立共享储能，目前已完成一定规模的布局；二是虚拟电厂与购售电业务，这是从电力生产商向服务商转型的关键能力；三是绿色氢氨醇，利用曾经承担过国家863计划的氢能试验项目经验，探索在陆上低成本区域率先探索商业化路径。我们希望通过这些多元业务构建第二、第三增长曲线，降低对单一发电收益的依赖。

第三，从“电力生产商”转向“综合能源服务商”的角色转变。面向终端用户，我们将深耕客户价值，以虚拟电厂、购售电、绿电直连、绿色算力、零碳园区以及区域能源综合服务为业务载体，提升终端客户的综合服务能力和价值挖掘能力。

基于上述三大举措，我们将锚定综合能源服务商的战略目标，聚焦存量精益运营和增量高质量发展两条主线；落实空间布局优化、业务结构拓展、客户价值深耕发展举措；构建风电、新型储能、虚拟电厂与购售电、绿色氢氨醇四大业务板块；同时锻造优质资源获取、精益运营、全生命周期成本管控、资金统筹、人才科技支撑、风险防控等保障能力。

05.

未来五年考验企业的系统整合能力

《风能》：在“136号文”的政策框架下，您认为未来五年风电行业的竞争格局会发生怎样的演变？

姜利凯：行业的竞争逻辑正在从“以资源开发为核心”，加快转向“以市场交易和综合运营能力为核心”。企业之间的分化会越来越明显。不能只看装机规模，更要看项目质量、资产质量和持续创造收益的能力。未来拼的不是单项能力，而是系统整合能力，谁能够将资源、建设、运营、交易几个环节打通，谁的竞争优势就会更稳。

这些系统能力包括：优质资源获取能力、融资能力和资本成本控制能力、大规模资产运营能力、市场交易和风险管理能力、数字化和智能化能力、产业协同和综合能源服务能力。这些能力往往需要规模、人才、技术和管理体系支撑，因此，头部企业和综合实力强的企业会更具优势，行业集中度有进一步提升的趋势。

然而，市场化也会催生更多的专业化主体，例如，专注资源开发和项目整合的企业，专注资产运营和技术服务的企业，专注交易、售电和综合能源服务的企业，围绕特定场景如绿电直连、算电协同、工业园区供能等形成特色优势的企业。也就是说，未来行业不是简单“大者恒大”，而是“综合龙头 专业特色主体”并存。

《风能》：基于过去一年多的电力市场化实践，您对政策的进一步完善有哪些具体建议？

姜利凯：我从一线操作的角度提五点建议，可能不太“中听”，但都是真实感受。第一，政策要有可预期性。如果政策调整带来大面积的企业经营困难，最终会影响整个行业的投资信心。

第二，机制电价应当回归“托底”的初心。中央层面应当加强统筹指导，设定一个最低保障比例或者最低保障价格的参考区间，避免各地“各自为政、逐底竞争”。

第三，消纳问题需要系统性的政策工具。限电率快速攀升已经成为行业共同的痛点。建议恢复红色橙色区域预警的管理机制，不能在消纳能力不足的地区继续无序开发，这既是对国家投资的浪费，也是对存量资产的二次伤害。

第四，电网建设和消纳能力要尽最大可能跟上新能源装机速度。电网的跨省跨区输电通道、配电网升级、储能配套等建设速度明显滞后，若电网不提前规划，限电率只会进一步恶化。

第五，对于绿电直连、算电协同等新业态，应给予明确政策支持。

最后说一句心里话：新能源行业正在经历一场从“政策驱动”到“市场驱动”的深刻转型。我们不是在抱怨变化，而是在呼吁一个更加稳定、可预期、公平竞争的制度环境。唯有如此，企业才敢于投入、敢于创新、敢于做长远的布局。 CWEA