文 | 华夏能源网

曾经被光伏按在地上“摩擦”的风电，在消纳成为大问题之际，迎来了加速大发展的新机遇。

2024年，全国风电新增风电装机容量达86.99GW，同比增长9.6%，创历史新高。其中，陆上风电占比93.5%（81.37GW），海上风电占比6.5%（5.62GW）。

种种迹象表明，2025年，中国风电将取得更大规模的增长，业界预计全年风电装机量将达到100-120GW。

与风电高速增长相对应的，央国企偏好风电、不待见光伏的做法正在蔓延开来。

华夏能源网注意到，3月25日，中国电建发布《2025年1月至2月主要经营情况公告》。数据显示，前两个月中国电建新签的1121.75亿元合同/997个能源电力项目中，光伏发电项目为195个，新签合同金额371.12亿元，同比减少17.78%。

对比强烈的是，中国电建新签风电项目为231个，合同金额418.3亿元，同比增长了165.7%。华夏能源网注意到，风电是中国电建所有能源电力类唯一同比增长的，且风电自2021年以来首次反超了光伏发电。

中国电建是一个小标本、小切口，从中可以看到风电光伏一上一下、攻守易位的行业趋势，新能源指标向风电倾斜正在改变新能源电源内部的竞争态势。

那么，风电为何广受央国企欢迎？光伏、风电此消彼长的趋势会延续多久？

光伏有些不受待见

从“风电三峡”开始，中国新能源的早期是风电“唱主角”，直至“双碳”目标出炉的2020年底，中国风电、光伏并网装机分别为2.8亿千瓦、2.5亿千瓦，风电多于光伏。

可此后短短四年间，光伏装机就大举反超。截至2024年底，中国风电装机5.1亿千瓦，而光伏装机骤升至8.4亿千瓦。

然而，也正是在2024年，电力央国企不约而同地开始甩卖光伏电站了。

2024年8月，绿电巨擘——国家电投旗下内蒙古电投发布公告称，对外转让山东那仁太新能源有限公司100%股权。该公司为山东100MW户用光伏发电项目而成立的，总投资3.8亿元，原来匡算的资本金内部收益率为10%。可事实上，该项目2023年净资产收益率仅为1.8%，属低效资产，故被甩卖。

在甩卖那仁太项目前后，国家电投还将河北沽源、内蒙古通辽以及重庆的项目挂牌出售。到了11月，国家电投北京中和零碳能源有限公司更是一次性转让了10家新能源项目公司的股权，涉及四川、云南、浙江等省55MW分布式光伏、83.9MW地面电站项目。

国家电投并非个案，2024年下半年以来，挂牌出售光伏电站的央国企明显增多。据不完全统计，截至目前，央国企旗下已有30余家新能源企业挂牌转让股权，涉及央国企包括：国家电投、国家电网、三峡、中国电建、中广核、中煤、中车、中国煤炭地质总局、东方电气集团等。

存量资产频频出手，光伏增量项目也受到影响。2024年岁末，某投资商手中西北某省GW级光伏开发指标，接触了多家央国企竟无一愿意接手。对于光伏电站的行情，有央企内部人士直言不讳称，目前西北省份光伏指标已经“烂大街了”，项目太多、无人问津。

以西北几省2024年下半年以来下发的新能源指标对比，更能看到减少光伏、向风电倾斜的明显趋势：陕西光伏指标占全省新能源比重不足22%，甘肃的光伏指标占比更是低至仅10%左右。宁夏则更是决绝，仅是下发了风电指标，暂无光伏指标。

在越来越多的省份，风电项目超越光伏成为新宠。除了风光资源丰富的西北省份，河北、广西、湖南、湖北、贵州、内蒙古等地区，都出现了风电指标大幅盖过光伏的情况。一句话，风电、光伏，攻守正在易位。

电力系统需要更多风电

风电光伏受欢迎程度的变化，主要是由于光伏装机的持续大规模增长后，电力系统对风电的需求在急剧增长。这将在未来一段时间内将风电的发展推向一个小高潮。

尽管光伏具有可开发地域广泛、降本空间广阔、光电转换效率进步快等优点，但是，光伏多了、过剩了会给整个电力系统带来不均衡、不协调的问题，那么系统就会将空间更多转向风电，因为风电具有光伏所不具备的优势。

优势之一便是消纳。所谓的新能源消纳难，主要是发生在光伏身上，风电的境况要好很多。

尽管风电、光伏都具有随机性、间歇性、波动性特点，风电出力“冬春大、夏秋小、夜大昼小”，光伏出力“夏秋大、冬春小、晚峰无光”。但是由于风电出力时间段较光伏远为分散、均衡，尤其是在夜间也能够发电，因此在发电量上优于光伏，在电价保障方面也优于光伏。

发电量方面，光伏是输给风电的。数据显示，2024年，5.1亿千瓦的风电装机，发电量9916亿度；而8.4亿千瓦的光伏装机，发电量则仅有8341亿度。

另外，2024年前三季度，全国风电利用小时数行业平均为1567小时，光伏发电利用小时数行业平均仅有959小时。更高的利用率直接提升了发电量和收入。

光伏出力主要集中在中午那三、四个小时，该时段光伏电站频频接电网通知要弃光弃电。华夏能源网注意到，在光伏装机超过2200万千瓦的青海，早在2023年下半年，光伏电站就接电网通知，要在光伏大发的午间限电弃光三、四个小时。分布式光伏大省河南，从2024年初以来，越来越多的光伏电站需要午间停发三、四个小时到五、六个小时，发电收益有多可怜可想而知。

电价方面，光伏也是远远输给了风电。

2024年年底，全国范围内，新能源现货均价在午间已经低于0.15元/度，某西部新能源大省甚至跑出了0.03元/度的“地板价”，这还不算山东那样个别时段的负电价。这些低电价，主要就发生在光伏大发的中午时段。

2024年上半年，新疆风电结算均价0.21元/度，光伏结算均价0.16元/度，光伏电价比风电电价低近23%；甘肃风电结算均价0.27元/度，光伏结算均价0.18元/度，光伏电价比风电电价低了三成。

在这种局面下，电网系统喜风电而厌光伏就显得情有可原了。光伏在系统负荷最低点的中午时段大发，电网根本就无法为那么多的光伏找到用电买家，然后还要背负消纳不力的指责，电网也是有苦说不出。

相反，风电是分散时间段出力，消纳起来远没有光伏那样压力大。同时，风电分散出力与光伏打好配合，整个系统的绿电占比才能得到有效提升，在光伏发展太快、太多后也需要支持风电“赶赶进度”。

在新能源消纳问题愈演愈烈之际，风电能够逆势而上、收获偏爱，不仅仅是电力央国企主动选择的结果，本质上更是电力系统的需要。

光伏潜力仍比风电大

风、光攻守易位，是否意味着未来风电新增装机将持续“压过”光伏一头？

实际上，仅从央国企转换胃口、新能源指标向风电倾斜，并不能得出这样的结论。从未来更长时期看，中国光伏装机的潜在空间仍将大于风电，未来承担主力能源第一重任的，还得是光伏。

首先，光伏降本的速度与空间远大于风机。

2012年，光伏组件价格高达9元/瓦，逆变器价格约为2元/瓦。时至今日，光伏组件价格已降至0.7元/瓦，逆变器更是低至0.15元/瓦左右，成本降低约95%。同期，尽管风机的成本也从最初的万元/千瓦降至如今的约千元/千瓦，但是降幅不如光伏那样巨大。

其次，光伏转换效率提升的技术进步速度快、空间大。

各种光伏技术齐头并进、激烈竞争，目前很多企业的光伏电池转换效率已经达到了25%-26%。未来10年，晶硅+钙钛矿叠层电池的光电转换效率有望达到30-40%%，甚至不乏专业机构预测称未来叠加更加超前的光电转换技术，如光子倍增技术，转换效率或许能超过50%。

反观风电，大型化走到如今的15-20MW区间后，再往上的空间就很受限了，一方面是技术难度增加，风机不可能无限制的大，另外一方面，更大的风机降本效果就不那么明显了，为了安全需要增加很多的投入。

再次，风电项目落地也将面临诸多困难，光伏项目有弃光限电问题，风电也一样。

某六小风电开发商企业曾公开表示，弃风限电是影响公司经营业绩最主要的因素。2024年来，西北省份的新能源电站限电情况不容乐观，这些地区的风电项目均出现了10%-30%不等的限电，部分接入点位不佳的场站限电甚至高达90%。

部分从业人员表示，有些省份风电项目限电、接入问题严峻，已经规划好的外送通道进展极为缓慢。如果电价再进一步下降，可能会考虑撤出部分区域的风电项目开发。

今年以来，四川、新疆、陕西、黑龙江、内蒙古等多个省份风电优发小时均同比下降。伴随着新能源的加快入市，风电项目收益不确定性悄然上升。受此影响，限电较少区域，电价较高的地区，将成为各家风电开发企业的“兵家必争之地”。

总体而言，光伏有光伏的问题，风电有风电的问题。未来很长一段时间内，无论是光伏装机，还是风电装机，增长都是确定性的，但是光伏装机的增长潜力要更甚于风电。在整个新型电力系统建设中，风电、光伏需要互相协调、形成合力，共同迈向能源大舞台的中央C位。