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未來十年，中風電市場新增并網容量將達到1.1TW，陸上風電占比85%
伍德麥肯茲最新研究顯示，2025年中國新增風電并網容量將創新高，有望達到122GW。由于部分基地項目建設進度延誤以及海上風電市場持續受到用海沖突影響，10個省份面臨無法實現“十四五”風電或可再生能源裝機目標的風險。
“十五五”期間，中國風電市場年均新增并網容量將達到104GW，相比“十四五”期間的裝機容量提升44%。受益于更強的盈利韌性，陸上風電在電力市場化交易中的競爭地位得到加強，將貢獻五年新增裝機容量的84%。
陸上風電翻新改造市場將在“十五五”期間迎來增長，并將在2030年后占陸上風電新增裝機的15%。根據伍德麥肯茲對于各省已確認陸上風電翻新改造風機訂單的統計分析，翻新改造項目的平均運行年限為16年，主要更換0.85MW和1.5MW級別的風電機組。隨著優質風資源場址的逐漸稀缺，疊加電力市場化改革的持續推進，項目收益下行壓力將推動開發商將目光投向被早期項目占據的更優風資源場址，進而帶動翻新改造市場的長期增長。
政策引領、基地建設與就近消納場景形成合力，解鎖陸上風電可持續增長潛力
2026年，各省平均非水可再生能源電力消納責任權重同比提升2個百分點，其中10個省份的目標將達到30%的上限。從長期來看，綠電強制消費向高耗能行業以及非電領域的拓展，將為風電市場增長提供長期政策支持。
已規劃的風光大基地中，已明確的風電項目容量共計114GW，其中第一批風光大基地已基本完成建設。“十五五”期間，基地項目建設將呈現集成化發展：在電源端，基于區域資源稟賦，向風光水儲多能互補模式延伸；在負荷側，配套高耗能產業、算力以及綠氫等戰略新興產業。新能源與產業相融合，提升項目收益，破解消納難題。
“十五五”中后期，零碳園區、綠電直連及一體化項目等就近消納場景將催生新的綠色電力消費需求。陸上風電憑借更穩定的出力和更高的發電效率，將成為西部和北部新增綠電需求的主力電源，進而帶動風電裝機的增長。
在行業共識支持下，2025年中國陸上風機價格較2024年最低點回升9%。但隨著新能源全面入市，項目收益不確定性增加，伍德麥肯茲預計，2026年陸上風電機組價格將趨穩并面臨下行壓力。未來五年中國陸上風電度電成本（LCOE）將下降22%，2030年前仍為最有價格競爭力可再生能源技術，為市場持續增長提供有力支撐。
電力市場化改革與限電困境擠壓項目盈利能力，精益運營與就地消納成破局關鍵
01
電力市場化改革加速帶來電價下行壓力
基于伍德麥肯茲2025年第四季度的風電和光伏裝機預測與電力調度模型分析結果，2030年，全國平均陸上風電捕獲電價將相較2025年下降19%，項目收益承壓。
機制電價有望為增量項目提供收益支撐。儲備項目較多的省份設定了較低的單個項目可納入機制的電量比例，旨在覆蓋更多項目，以保障額外收益。基于目前各省的機制電價競價結果，多數省份增量項目中標電價接近機制電價競價上限，為項目提供額外的收入補充。
各省增量風電項目機制電價第一輪競價結果
綠證交易價格有望回升，體現風電環境收益。持續的供應過剩導致2025年非捆綁綠證的平均交易價格維持在4元/MWh的低位。高耗能行業及數據中心對于綠電的強制消費要求、RE100對于中國綠證的全面認可以及機制電量在綠證交易方面的限制條件，有望重新平衡綠證的供需動態，從而推動綠證價格上漲。
在新能源全面入市的背景下，精益運營將成為對沖盈利波動的核心抓手。依托精細化運維提升設備利用效率、優化發電調度匹配市場交易節奏，協同項目各階段額外收益，提升盈利穩定性。
02
消納困境推動新能源與產業協同發展
區域供需失衡導致棄風問題加劇，西北地區棄風率從2023年的3.4%升至2024年的7.5%。基于伍德麥肯茲電力調度模型的預測，2034年，僅有4個省份的風電和光伏在峰值負荷中的份額低于100%。
引導高耗能產業和算力資源加速向西北轉移，匹配當地充足的風電資源以利用廉價綠電，既能為風電新增裝機創造空間，又可以通過就地消納緩解棄風問題，形成良性循環。就近消納模式下，開發企業需要優先鎖定負荷大、用電長期穩定以及企業資信好的優質負荷資源，并且通過電源端多能互補、配置儲能以及優化出力曲線等策略，以保障電力消納的穩定性并且提升項目長期收益的確定性。
