（来源：风芒能源）

未来十年，中风电市场新增并网容量将达到1.1TW，陆上风电占比85%

伍德麦肯兹最新研究显示，2025年中国新增风电并网容量将创新高，有望达到122GW。由于部分基地项目建设进度延误以及海上风电市场持续受到用海冲突影响，10个省份面临无法实现“十四五”风电或可再生能源装机目标的风险。

“十五五”期间，中国风电市场年均新增并网容量将达到104GW，相比“十四五”期间的装机容量提升44%。受益于更强的盈利韧性，陆上风电在电力市场化交易中的竞争地位得到加强，将贡献五年新增装机容量的84%。

陆上风电翻新改造市场将在“十五五”期间迎来增长，并将在2030年后占陆上风电新增装机的15%。根据伍德麦肯兹对于各省已确认陆上风电翻新改造风机订单的统计分析，翻新改造项目的平均运行年限为16年，主要更换0.85MW和1.5MW级别的风电机组。随着优质风资源场址的逐渐稀缺，叠加电力市场化改革的持续推进，项目收益下行压力将推动开发商将目光投向被早期项目占据的更优风资源场址，进而带动翻新改造市场的长期增长。

政策引领、基地建设与就近消纳场景形成合力，解锁陆上风电可持续增长潜力

2026年，各省平均非水可再生能源电力消纳责任权重同比提升2个百分点，其中10个省份的目标将达到30%的上限。从长期来看，绿电强制消费向高耗能行业以及非电领域的拓展，将为风电市场增长提供长期政策支持。

已规划的风光大基地中，已明确的风电项目容量共计114GW，其中第一批风光大基地已基本完成建设。“十五五”期间，基地项目建设将呈现集成化发展：在电源端，基于区域资源禀赋，向风光水储多能互补模式延伸；在负荷侧，配套高耗能产业、算力以及绿氢等战略新兴产业。新能源与产业相融合，提升项目收益，破解消纳难题。

“十五五”中后期，零碳园区、绿电直连及一体化项目等就近消纳场景将催生新的绿色电力消费需求。陆上风电凭借更稳定的出力和更高的发电效率，将成为西部和北部新增绿电需求的主力电源，进而带动风电装机的增长。

在行业共识支持下，2025年中国陆上风机价格较2024年最低点回升9%。但随着新能源全面入市，项目收益不确定性增加，伍德麦肯兹预计，2026年陆上风电机组价格将趋稳并面临下行压力。未来五年中国陆上风电度电成本（LCOE）将下降22%，2030年前仍为最有价格竞争力可再生能源技术，为市场持续增长提供有力支撑。

电力市场化改革与限电困境挤压项目盈利能力，精益运营与就地消纳成破局关键

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电力市场化改革加速带来电价下行压力

基于伍德麦肯兹2025年第四季度的风电和光伏装机预测与电力调度模型分析结果，2030年，全国平均陆上风电捕获电价将相较2025年下降19%，项目收益承压。

机制电价有望为增量项目提供收益支撑。储备项目较多的省份设定了较低的单个项目可纳入机制的电量比例，旨在覆盖更多项目，以保障额外收益。基于目前各省的机制电价竞价结果，多数省份增量项目中标电价接近机制电价竞价上限，为项目提供额外的收入补充。

各省增量风电项目机制电价第一轮竞价结果

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绿证交易价格有望回升，体现风电环境收益。持续的供应过剩导致2025年非捆绑绿证的平均交易价格维持在4元/MWh的低位。高耗能行业及数据中心对于绿电的强制消费要求、RE100对于中国绿证的全面认可以及机制电量在绿证交易方面的限制条件，有望重新平衡绿证的供需动态，从而推动绿证价格上涨。

在新能源全面入市的背景下，精益运营将成为对冲盈利波动的核心抓手。依托精细化运维提升设备利用效率、优化发电调度匹配市场交易节奏，协同项目各阶段额外收益，提升盈利稳定性。

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消纳困境推动新能源与产业协同发展

区域供需失衡导致弃风问题加剧，西北地区弃风率从2023年的3.4%升至2024年的7.5%。基于伍德麦肯兹电力调度模型的预测，2034年，仅有4个省份的风电和光伏在峰值负荷中的份额低于100%。

引导高耗能产业和算力资源加速向西北转移，匹配当地充足的风电资源以利用廉价绿电，既能为风电新增装机创造空间，又可以通过就地消纳缓解弃风问题，形成良性循环。就近消纳模式下，开发企业需要优先锁定负荷大、用电长期稳定以及企业资信好的优质负荷资源，并且通过电源端多能互补、配置储能以及优化出力曲线等策略，以保障电力消纳的稳定性并且提升项目长期收益的确定性。