当美国在新能源发展上态度摇摆时，中国已用明确的战略目标为行业定调。9月24日，我国在新一轮国家自主贡献中提出，到2035年非化石能源消费占比需超30%，风电与太阳能发电总装机容量要达到2020年的6倍以上，力争实现36亿千瓦。
这一目标甚至被部分研究机构认为“偏保守”——预测2035年我国新能源实际装机量或突破40亿千瓦。市场“大蛋糕”既定，风电、光伏产品商与电站投资者纷纷入局，一场行业“狂欢”已然开启。但狂欢之下，更严峻的挑战浮出水面：如何让新能源资产在电力市场中实现盈利？
此前，我国绝大多数新能源电站极少参与电力现货市场，在政策“襁褓”中，其盈利水平有基本保障。但这种“稳赚不赔”的局面，从今年起正式终结。2月，国家发改委、能源局联合印发“136号文”，首次在国家层面明确：6月1日起，新增新能源项目需全面参与电力市场交易，电价由市场定价。这一政策直接让新能源电站的盈利前景充满不确定性。
事实上，新能源电价下滑的趋势早有苗头。以西北五省2024年新能源交易结算数据为例，当地新能源结算电价均低于各省燃煤基准价，平均上网电价较市场化前降低23%，项目内部收益率（IRR）同步下降4.2%。
今年电价波动风险进一步释放。行业机构的数据显示，从主要电力现货市场数据来看：2025年1-9月，甘肃风电平均现货市场捕获价格229.63元/兆瓦时（同比+15.8%），光伏126.77元/兆瓦时（同比-9.55%）；蒙西风电208.61元/兆瓦时（同比-51.73%），光伏154.71元/兆瓦时（同比-60.08%）；山东风电294.84元/兆瓦时（同比+0.06%），光伏120.27元/兆瓦时（同比-33.47%）；山西风电257.68元/兆瓦时（同比+8.95%），光伏128.54元/兆瓦时（同比-43.02%）。光伏电价的普遍下滑，成为行业盈利的主要压力点。
行业龙头的业绩也印证了这一趋势。今年上半年，龙源电力风电平均上网电价为422元/兆瓦时（同比减少16元/兆瓦时），光伏平均上网电价273元/兆瓦时（同比下降5元/兆瓦时）。多家发电企业已发出警示，某发电集团相关负责人直言：“新能源难以同时保住‘量’与‘价’，电价下降已成必然。”
这意味着，新能源全面入市后，传统盈利模式、投资评估逻辑与运营管理体系均面临挑战。在争夺36亿千瓦装机“蛋糕”的同时，电力企业必须将重心转向“资产精细化管理”与“盈利能力提升”——但这两大能力，恰恰是多数企业的短板。
具体来看，盈利挑战主要集中在三方面：
内部部门协同难：过去发电企业的“生产”与“营销”是独立部门，但市场化后电价实时变动，需打通两部门数据与决策链路，才能实现资产最优管理，而多数企业尚未完成这一整合；
专业交易人才缺：电力交易是新兴高专业化领域，目前行业内人才供不应求，成为企业参与市场竞争的“卡脖子”问题；
智能管理工具少：各省电力交易规则差异大，且发电企业资产分散，若缺乏AI等智能工具赋能，难以精准适配不同区域市场需求。
对大型电力集团而言，通过资源整合或许能逐步解决上述问题，但对近年来新进入的分散性投资者（如地方性能源企业、财务投资人等），搭建完备的内部服务体系几乎不可能。
