光伏 “失宠”，风电 “上位”，风电如何打破光伏主导？

2024年，全国风电新增并网装机量飙升至7982万千瓦，较之前一年实现了6%的同比增长。2025中国风能新春茶话会，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩做出极具前瞻性的预测：2025年，中国风电新增装机量有望达到10500万千瓦至11500万千瓦区间，其中陆上风电新增装机预计在9500万千瓦至10000万千瓦，海上风电则预计新增1000万千瓦至1500万千瓦。

如此一连串令人振奋的数据，清晰勾勒出风电产业蕴藏的巨大潜力。其发展不仅呈现出稳定增长的趋势，更有着广阔的上升空间，正凭借强劲的发展动能与良好的前景预期，迅速成为投资商眼中炙手可热的新宠，吸引着各方资本源源不断地注入。

指标倾斜与市场化改革

近年来，各省在新能源指标分配上明显向风电倾斜。单从2024年统计，下发的风电指标高达183GW，光伏指标仅为98.84GW，河北、贵州等多个地区明确以风电为主导，光伏协同发展。

这一政策转向迅速在企业投资行为中得到体现，中国电建在2025年1-2月的经营数据便是有力例证。在此期间，其新签风电项目合同金额飙升165.7%，达到418.3亿元，光伏项目合同金额却同比下降17.78%，仅为371.12亿元。风电项目首次在合同金额上超越光伏，成为中国电建能源电力业务中唯一实现同比增长的领域，清晰地展现了政策导向对企业投资决策的强大引导作用。

更为关键的是，电价市场化改革为风电发展注入了新的活力。136号文指出，推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）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。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

风电凭借其独特的发电特性——夜间发电占比高（北方地区达35%-40%），在峰谷电价机制下展现出显著的收益优势。以江苏为例，风电夜间交易电价可达0.52元/度，而光伏在午间低谷时段仅为0.28元/度，这使得风电项目的内部收益率（IRR）普遍超过12%，而光伏则大多在8%-10%区间徘徊。这种市场机制下的收益差异，极大地激发了企业投资风电项目的热情，成为推动风电市场发展的重要动力。

大兆瓦机型重塑行业格局

陆上风电已步入10MW时代，这一转变不仅是单机容量的简单提升，更是一场涵盖设计理念、制造工艺与系统适配的全链条创新革命。

据「能见」不完全统计，一季度风电整机商中标量同比激增115.62%，陆上风电中标均价回升至2000-2200元/千瓦，较2024年同期上涨18%-25%，行业盈利水平显著改善。

需要强调的是，新增中标项目中，10兆瓦以上陆上大兆瓦机型占比达65%，较2024年提升30个百分点。

业内人士称，大兆瓦机型促使电网接入、风电场布局、运维管理发生变革。

具体来看，电网接入方面，因其发电功率大幅提升，推动智能电网建设，采用电力电子技术与控制策略，精准预测、平滑输出风电功率，增强电网消纳能力。风电场布局因大兆瓦机型扫风面积大、发电能力强，可减少风机数量，优化间距与排列，提升土地利用效率，降低建设和运维成本。运维管理上，配备远程监测、智能诊断与自动运维系统，运用大数据、物联网技术，实时掌握设备状态，提前预警故障，实现预防性维护，提高运维效率和设备利用率，让大兆瓦机型更好融入能源系统，提升产业效益。

截至2024年底，我国海上风电累计装机容量已突破50GW大关，预计到2030年将达200GW以上，大兆瓦机型在海上风电领域的大规模应用，对系统适配提出更高要求，推动着各环节的变革与升级。

电力系统的结构性需求

近年来，光伏装机呈现爆发式增长，截至2024年，累计装机量已达8.87亿千瓦，这一迅猛增长给电网调节带来了巨大压力。而风电独特的出力特性，使其成为缓解电网调节难题的关键突破口。

从时间维度看，风电夜间发电占比约35%，与主要在白天发电的光伏形成了天然互补。2024年，尽管风电装机量仅为光伏的60%（5.1亿千瓦vs8.4亿千瓦），但其发电量却比光伏多出18%（9916亿度vs8341亿度），这种“以量补时”的特性，使得风电在电力供应的时间均衡上发挥了重要作用。

在空间适应性上，“三北”地区大型风电基地建设加速推进，新疆吉木乃100万千瓦风电项目、甘肃庆阳80万千瓦风光储一体化项目等相继启动招标。仅在西北地区，一季度新增招标量就达到45GW，占全国总量的72%，充分显示了风电在资源丰富地区大规模开发的潜力。

市场价值层面，在新疆等地区，风电结算电价达到0.21元/度，比光伏高出31%。这种基于发电特性和市场机制形成的价格差异，进一步凸显了风电在电力系统中的独特价值，使其在电力供应体系中逐渐承担起基荷电源的重要角色。

极端天气下的差异化表现

上周末，华北、黄淮等地遭遇的极端大风天气，成为检验风电与光伏技术稳定性和防灾能力的“试金石”，也清晰地展现出两者在技术路线上的本质差异。

在风电稳定性方面，江苏沿海风电场在平均风速达19.5米/秒的情况下实现满发，南通、盐城两地风电场在4月12日单日发电量高达1.2亿千瓦时，能够满足约240万户家庭的单日用电需求。若持续3天满负荷运行，可减少标煤消耗约1.5万吨，减排二氧化碳4.1万吨，为能源供应和环境保护做出了显著贡献。

反观光伏，此次极端天气暴露出其“系统性短板”。强风裹挟沙尘覆盖光伏面板，致使苏南地区组件透光率下降8%-12%，单日发电量减少约10%，同时，苏州某工业园区电站每千瓦时清洁成本增加0.02元。此外，江苏宿迁、徐州等地部分分布式光伏电站因支架设计强度不足（抗风等级仅8级），在10级阵风下出现支架倒塌、组件脱落等严重问题。例如，宿迁某电站因螺栓松动导致20%的组件受损，直接经济损失超过500万元，凸显了光伏在极端天气下的脆弱性。

风光协同与技术竞合

尽管风电在当前呈现出迅猛的增长态势，但光伏在技术潜力和分布式应用场景方面仍具备独特优势。在光伏技术突破方面，钙钛矿叠层电池转换效率有望突破30%，隆基、协鑫等行业领军企业已推出700W组件，为光伏技术发展注入新的活力。同时，分布式光伏在工业园区、农村屋顶等场景持续渗透，拓展了光伏应用的广度和深度。

风电领域，出海步伐正在加速。2025年，国内风电新增装机预计达到100-120GW，其中海上风电占比有望提升至10%-15%。中金公司预测，2025年国内海上风电新增装机可能达到14-17GW，这将带动海缆、塔筒等相关产业链环节迎来量利齐升的发展机遇。

这场能源变局的核心，是电力系统对稳定性、经济性和灵活性的综合需求驱动。当风电以60%的装机量贡献更多发电量，当光伏在分布式领域开拓新的发展空间，两者的竞争与合作将持续推动中国能源结构向更高效、更安全的方向演进。未来，风电与光伏将呈现“陆上风电稳基荷、海上风电扩规模、光伏补短板、储能提韧性”的协同发展态势。

关键字:   光伏 “失宠”，风电 “上位”