作者 |劉洋

編輯 |韓成功、王東

曾經被光伏按在地上“摩擦”的風電，在消納成為大問題之際，迎來了加速大發展的新機遇。

2024年，全國風電新增風電裝機容量達86.99GW，同比增長9.6%，創歷史新高。其中，陸上風電占比93.5%（81.37GW），海上風電占比6.5%（5.62GW）。

種種跡象表明，2025年，中國風電將取得更大規模的增長，業界預計全年風電裝機量將達到100-120GW。

與風電高速增長相對應的，央國企偏好風電、不待見光伏的做法正在蔓延開來。

華夏能源網（公眾號hxny3060）注意到，3月25日，中國電建發布《2025年1月至2月主要經營情況公告》。數據顯示，前兩個月中國電建新簽的1121.75億元合同/997個能源電力項目中，光伏發電項目為195個，新簽合同金額371.12億元，同比減少17.78%。

對比強烈的是，中國電建新簽風電項目為231個，合同金額418.3億元，同比增長了165.7%。華夏能源網注意到，風電是中國電建所有能源電力類唯一同比增長的，且風電自2021年以來首次反超了光伏發電。

中國電建是一個小標本、小切口，從中可以看到風電光伏一上一下、攻守易位的行業趨勢，新能源指標向風電傾斜正在改變新能源電源內部的競爭態勢。

那么，風電為何廣受央國企歡迎？光伏、風電此消彼長的趨勢會延續多久？

光伏有些不受待見

從“風電三峽”開始，中國新能源的早期是風電“唱主角”，直至“雙碳”目標出爐的2020年底，中國風電、光伏并網裝機分別為2.8億千瓦、2.5億千瓦，風電多于光伏。

可此后短短四年間，光伏裝機就大舉反超。截至2024年底，中國風電裝機5.1億千瓦，而光伏裝機驟升至8.4億千瓦。

然而，也正是在2024年，電力央國企不約而同地開始甩賣光伏電站了。

2024年8月，綠電巨擘——國家電投旗下內蒙古電投發布公告稱，對外轉讓山東那仁太新能源有限公司100%股權。該公司為山東100MW戶用光伏發電項目而成立的，總投資3.8億元，原來匡算的資本金內部收益率為10%。可事實上，該項目2023年凈資產收益率僅為1.8%，屬低效資產，故被甩賣。

在甩賣那仁太項目前后，國家電投還將河北沽源、內蒙古通遼以及重慶的項目掛牌出售。到了11月，國家電投北京中和零碳能源有限公司更是一次性轉讓了10家新能源項目公司的股權，涉及四川、云南、浙江等省55MW分布式光伏、83.9MW地面電站項目。

國家電投并非個案，2024年下半年以來，掛牌出售光伏電站的央國企明顯增多。據不完全統計，截至目前，央國企旗下已有30余家新能源企業掛牌轉讓股權，涉及央國企包括：國家電投、國家電網、三峽、中國電建、中廣核、中煤、中車、中國煤炭地質總局、東方電氣集團等。

存量資產頻頻出手，光伏增量項目也受到影響。2024年歲末，某投資商手中西北某省GW級光伏開發指標，接觸了多家央國企竟無一愿意接手。對于光伏電站的行情，有央企內部人士直言不諱稱，目前西北省份光伏指標已經“爛大街了”，項目太多、無人問津。

以西北幾省2024年下半年以來下發的新能源指標對比，更能看到減少光伏、向風電傾斜的明顯趨勢：陜西光伏指標占全省新能源比重不足22%，甘肅的光伏指標占比更是低至僅10%左右。寧夏則更是決絕，僅是下發了風電指標，暫無光伏指標。

在越來越多的省份，風電項目超越光伏成為新寵。除了風光資源豐富的西北省份，河北、廣西、湖南、湖北、貴州、內蒙古等地區，都出現了風電指標大幅蓋過光伏的情況。一句話，風電、光伏，攻守正在易位。

電力系統需要更多風電

風電光伏受歡迎程度的變化，主要是由于光伏裝機的持續大規模增長后，電力系統對風電的需求在急劇增長。這將在未來一段時間內將風電的發展推向一個小高潮。

盡管光伏具有可開發地域廣泛、降本空間廣闊、光電轉換效率進步快等優點，但是，光伏多了、過剩了會給整個電力系統帶來不均衡、不協調的問題，那么系統就會將空間更多轉向風電，因為風電具有光伏所不具備的優勢。

優勢之一便是消納。所謂的新能源消納難，主要是發生在光伏身上，風電的境況要好很多。

盡管風電、光伏都具有隨機性、間歇性、波動性特點，風電出力“冬春大、夏秋小、夜大晝小”，光伏出力“夏秋大、冬春小、晚峰無光”。但是由于風電出力時間段較光伏遠為分散、均衡，尤其是在夜間也能夠發電，因此在發電量上優于光伏，在電價保障方面也優于光伏。

發電量方面，光伏是輸給風電的。數據顯示，2024年，5.1億千瓦的風電裝機，發電量9916億度；而8.4億千瓦的光伏裝機，發電量則僅有8341億度。

另外，2024年前三季度，全國風電利用小時數行業平均為1567小時，光伏發電利用小時數行業平均僅有959小時。更高的利用率直接提升了發電量和收入。

光伏出力主要集中在中午那三、四個小時，該時段光伏電站頻頻接電網通知要棄光棄電。華夏能源網注意到，在光伏裝機超過2200萬千瓦的青海，早在2023年下半年，光伏電站就接電網通知，要在光伏大發的午間限電棄光三、四個小時。分布式光伏大省河南，從2024年初以來，越來越多的光伏電站需要午間停發三、四個小時到五、六個小時，發電收益有多可憐可想而知。

電價方面，光伏也是遠遠輸給了風電。

2024年年底，全國范圍內，新能源現貨均價在午間已經低于0.15元/度，某西部新能源大省甚至跑出了0.03元/度的“地板價”，這還不算山東那樣個別時段的負電價。這些低電價，主要就發生在光伏大發的中午時段。

2024年上半年，新疆風電結算均價0.21元/度，光伏結算均價0.16元/度，光伏電價比風電電價低近23%；甘肅風電結算均價0.27元/度，光伏結算均價0.18元/度，光伏電價比風電電價低了三成。

在這種局面下，電網系統喜風電而厭光伏就顯得情有可原了。光伏在系統負荷最低點的中午時段大發，電網根本就無法為那么多的光伏找到用電買家，然后還要背負消納不力的指責，電網也是有苦說不出。

相反，風電是分散時間段出力，消納起來遠沒有光伏那樣壓力大。同時，風電分散出力與光伏打好配合，整個系統的綠電占比才能得到有效提升，在光伏發展太快、太多后也需要支持風電“趕趕進度”。

在新能源消納問題愈演愈烈之際，風電能夠逆勢而上、收獲偏愛，不僅僅是電力央國企主動選擇的結果，本質上更是電力系統的需要。

光伏潛力仍比風電大

風、光攻守易位，是否意味著未來風電新增裝機將持續“壓過”光伏一頭？

實際上，僅從央國企轉換胃口、新能源指標向風電傾斜，并不能得出這樣的結論。從未來更長時期看，中國光伏裝機的潛在空間仍將大于風電，未來承擔主力能源第一重任的，還得是光伏。

首先，光伏降本的速度與空間遠大于風機。

2012年，光伏組件價格高達9元/瓦，逆變器價格約為2元/瓦。時至今日，光伏組件價格已降至0.7元/瓦，逆變器更是低至0.15元/瓦左右，成本降低約95%。同期，盡管風機的成本也從最初的萬元/千瓦降至如今的約千元/千瓦，但是降幅不如光伏那樣巨大。

其次，光伏轉換效率提升的技術進步速度快、空間大。

各種光伏技術齊頭并進、激烈競爭，目前很多企業的光伏電池轉換效率已經達到了25%-26%。未來10年，晶硅+鈣鈦礦疊層電池的光電轉換效率有望達到30-40%%，甚至不乏專業機構預測稱未來疊加更加超前的光電轉換技術，如光子倍增技術，轉換效率或許能超過50%。

反觀風電，大型化走到如今的15-20MW區間后，再往上的空間就很受限了，一方面是技術難度增加，風機不可能無限制的大，另外一方面，更大的風機降本效果就不那么明顯了，為了安全需要增加很多的投入。

再次，風電項目落地也將面臨諸多困難，光伏項目有棄光限電問題，風電也一樣。

某六小風電開發商企業曾公開表示，棄風限電是影響公司經營業績最主要的因素。2024年來，西北省份的新能源電站限電情況不容樂觀，這些地區的風電項目均出現了10%-30%不等的限電，部分接入點位不佳的場站限電甚至高達90%。

部分從業人員表示，有些省份風電項目限電、接入問題嚴峻，已經規劃好的外送通道進展極為緩慢。如果電價再進一步下降，可能會考慮撤出部分區域的風電項目開發。

今年以來，四川、新疆、陜西、黑龍江、內蒙古等多個省份風電優發小時均同比下降。伴隨著新能源的加快入市，風電項目收益不確定性悄然上升。受此影響，限電較少區域，電價較高的地區，將成為各家風電開發企業的“兵家必爭之地”。

總體而言，光伏有光伏的問題，風電有風電的問題。未來很長一段時間內，無論是光伏裝機，還是風電裝機，增長都是確定性的，但是光伏裝機的增長潛力要更甚于風電。在整個新型電力系統建設中，風電、光伏需要互相協調、形成合力，共同邁向能源大舞臺的中央C位。