【财新网】东北腹地，大兴安岭南端丘陵，8月绿野连绵。从内蒙古赤峰市巴林右旗大板镇驱车约30分钟，四周被广阔的草地包围，人烟渐少。到达华能沐川风电场，30台10兆瓦（MW）风机分散伫立，每座130米高的塔筒都相当于一栋43层的摩天大楼，112米长的叶片转动着掠过天空，在草地上投下不断移动的阴影。

该风电场是华能赤峰“200万千瓦风光储多能互补一体化+荒漠治理基地”的一部分，为国家第三批“沙戈荒”大型风光基地项目。其中这一巴林右旗30万千瓦风电是其率先开工项目，总投资13.59亿元，于2026年1月全容量投产，预计年发电量超过8亿千瓦时；另一翁牛特旗120万千瓦风电已获批复，计划2027年9月全容量并网，拟建120台10MW风力发电机组，总投资约63.53亿元。

三一重能现场服务工程师牛广鳞对财新介绍称，这一230米直径叶轮扫风面积超4万平方米，约6个标准足球场大小；额定风速下，风机每完整旋转一圈，就能输出大约4度清洁电能。

过去十余年，风电行业的核心竞争之一是降低度电成本，通过更大单机容量，提高单台风机的发电量，摊薄单位千瓦投资和运维成本。

然而，近年来新能源进入市场化交易阶段后，风机不仅要“发得更多”，还需要“发得更值钱”。在新能源全面入市背景下，风电项目的收益越来越取决于发电时段、市场价格。这也意味着，风机本身也需要从单纯追求发电效率，向更加适应电力市场运行转变。

过去，在固定电价或相对稳定的电价机制下，风电项目的收益相对容易计算，即发电量乘以电价。三一重能解决方案中心副部长吴宝鑫对财新介绍，新能源全面进入电力市场后，风电项目的收益将越来越取决于发电量与电价在时间维度上的匹配程度，风机选型也需要从过去以全年平均风速为基础的测算，转向更加精细的场景化分析。

“以前电价是相对恒定的，所以收益就等于发电量乘以电价。”吴宝鑫说。新能源全面入市后，电价成为一个随时间变化的变量。这意味着，风机制造商不能仅根据一个项目的年平均风速进行机型选择，而需要进一步分析项目所在地不同季节、不同月份乃至一天不同时段的风资源变化，以及相应时段的电价水平。

“以前我们看的是一年的平均风速，比如一年平均风速是每秒6米或7米，再据此选择机型；现在不能只看全年，要拆得更细。”吴宝鑫说。

在他看来，风机选型的核心逻辑也在转向，需要在高价值时段尽可能多发电。例如，如果一个地区长期呈现晚间电价较高的特征，就需要进一步分析晚间时段的风速水平，并选择能够在这一时段获得更大发电量的机型。不同叶轮直径、轮毂高度和单机容量的机型，在不同风速和不同时间段的发电表现并不相同，因此即便是相邻的两个风场，也可能需要采用完全不同的机型。

除了捕捉高电价时段，新能源进入电力市场还需要考虑不同电源之间的竞争。吴宝鑫表示，风电上网电量并非只与自身发电能力有关，还取决于同时段电网中的其他电源以及负荷水平。例如，光伏主要集中在白天出力，而白天电价往往相对较低，这也是近年来光伏日均结算电价承压的重要原因之一。风电项目则需要综合判断当地负荷曲线、风光等不同电源的出力特征，以及参与市场交易时可能面临的竞争。

此外，市场化交易还对风电企业的发电预测和报价能力提出了新的要求。吴宝鑫称，在现货市场中，项目需要提前预测并申报未来的发电量。如果预报的发电量过低，即使次日电价较高，项目也可能因没有足够的申报电量而无法充分获得高电价带来的收益；如果申报过高而实际无法完成，同样可能面临偏差考核。因此，风机企业不仅要提高对风资源的预测能力，也需要加强对电价以及市场的分析能力。

在此背景下，吴宝鑫认为，风机大型化仍然具有重要意义。新能源从补贴时代逐步进入平价、竞价，再到部分电量进入市场交易，背后的主线始终是电价不断下降、项目需要不断降低成本。“市场化以后，无论哪个行业最终还是要落到成本上。成本越低，能够盈利的空间就越大，能够参与竞争的场景也就越多。”他说。

蒙能新能源董事长郝春雨近期公开表示，2026年1—4月，部分风电项目的平均交易价格含税0.15元/度电左右，在这样一个低价情况下，其乌拉特中旗项目还能实现盈利，与该项目的10兆瓦风电机组应用密不可分。

因此，在新能源全面入市的环境下，吴宝鑫认为，风机大型化并不只是单纯追求单机容量，而是通过减少机组台数、降低项目建设成本等方式降低度电成本。例如，在电量基本相当的情况下，更大单机容量可以减少机组数量，从而降低部分项目投资成本。

不过，大型化本身也面临运输条件等约束。吴宝鑫认为，随着机组从10MW进一步向13MW、14MW乃至15MW发展，叶轮直径可能达到260米甚至270米，运输的可达性将成为新的限制因素。因此，未来风电市场不会简单地由大机型完全替代小机型，而可能长期呈现不同机型并存的格局。从2025年风电行业的招标情况看，6MW级的风电机组占比约50%-60%，10MW风电机组占比约20%~30%。

在降低成本的同时，风机可靠性仍是前提。“大家所有的思路和想法都是，我需要它发的时候它要发，但一定要避免需要的时候发不出来。”吴宝鑫说。在他看来，如果产品可靠性无法保证，那么名义上的低固定成本并没有实际意义。

对于“十五五”期间风电需求，业内普遍认为，在新能源装机仍有较大增长空间的情况下，风电和光伏新增规模可能逐渐趋于均衡。

“十四五”期间，风电光伏新增装机规模中，光伏明显占据更高比例。过去五年，中国光伏新增装机约9.47亿千瓦，风电新增装机约3.59亿千瓦，光伏新增规模约为风电的2.6倍。

三一重能研究院院长杨怀宇认为，进入“十五五”后，风电的占比有望提升。风、光新增装机可能逐渐接近各占一半。

在市场化环境适应性方面，杨怀宇认为，风电相较光伏具有一定的先天优势。风电的发电时间分布与光伏不同，不完全集中于白天，因此在新能源电价逐渐市场化、不同时间电价出现差异的情况下，风电的出力特征相对更有利于适应市场化环境。这也体现在各地的市场化交易电价中。

不过，2026年风电项目受到市场化交易等因素影响，部分项目建设节奏也有所放缓。2026年上半年，中国风电新增装机38.6GW，同比下降24.9%；光伏新增装机量72.07GW，同比下降66%。

从区域来看，吴宝鑫分析，未来风电开发仍将主要集中在“三北”地区，但项目形态可能进一步分化。一类是依托特高压外送通道的大型风电基地，另一类则是源网荷储、绿电直连等项目。与此同时，海上风电预计也将在“十五五”成为重要的增量来源。

不过，杨怀宇认为，即使未来新能源装机继续增长，风机制造企业依然需要面对较为激烈的市场竞争。

自2025年以来，中国风机招标价格有所回升，风电行业价格战有所缓解。但行业仍普遍呼吁“反内卷”。经历过往几年激烈的价格竞争后，中国陆上风电机组价格从2019年的3800元/千瓦降至2024年的1400元/千瓦，下降约63%；2025年以来，这一价格总体在1500元/千瓦至1700元/千瓦左右波动。

杨怀宇认为，这更多是此前行业竞争过于激烈后的修正。他表示，从部分上市主机厂的采购和财务情况来看，风机业务本身的盈利水平仍然相对较低。与此同时，随着新能源项目收益越来越依赖市场交易，业主也需要从单纯关注初始投资，逐渐转向关注项目全生命周期的经济性。

随着新能源全面进入市场，杨怀宇认为，风机制造商之间的竞争重点也可能发生变化。过去主机厂更多围绕单一产品竞争，未来则可能更多参与风场开发和运营方案，为客户提供综合解决方案。“如果说你的方案做得好，能给客户带来更多的价值，给你的产品也会带来更多优势。”杨怀宇说。

相比仍陷于激烈内卷的光伏行业，杨怀宇认为，两者的竞争逻辑并不完全相同。风电的技术门槛和项目单体投资相对更高，因此目前整机厂数量已经明显减少，行业集中度也高于过去。2010年至2015年前后，国内风电整机厂商一度达到二十多家，而近年来行业参与者已经明显减少。过去五年，虽然市场玩家相对稳定，但风机产品从2MW、2.5MW快速迭代至10MW级产品，产品升级速度很快，也伴随着一定的可靠性问题，部分厂商退出。从设备制造端来看，目前从零部件到整机制造，依然处于供大于求状态，因此“出海”也是中国风机的重要方向。