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7亿千瓦之后，风电的题，难了

中国能源产业发展网发布时间：

2026-11-01 09:06

【中国能源产业发展网】获悉，10月26日国家能源局发布最新数据，截至9月底，全国风电累计并网容量达到7.0亿千瓦，连续多年位居世界第一，风电发电量约占全社会用电量的11%。规模仍在向上走的同时，衡量风电的那把尺子已经换了一把。

考核重心从“发了多少电”移向“关键时刻顶不顶得上”，收益重心从“拿到电价”移向“把电发在值钱的时段”。风电正由补充能源转为主力能源，如何兑现这一新身份的价值，成为行业绕不开的下一问。

变化先出现在地图上。新增装机不再只集中在“三北”大基地，河南、安徽、广西、云贵这些风资源并不突出、却离负荷更近的地方，项目正一批批落地。远景能源风机与装备产品平台副总裁黄虎将这种位移看作驱动力之变：过去风电装机更多是跟着电网规划走，规划几条特高压、几个大基地就形成一轮装机；未来新能源的发展驱动力，可能从“电网拉动”逐步转向“产业需求拉动”。

风资源最好的地方往往经济不算发达，负荷最大的中东部反倒风小，技术进步正在填平这道错位。远景能源高级副总裁、首席产品官、风机与装备产品平台总裁娄益民给出的一组数据是：以往5米、5.5米风速的区域经济性算不过账，5兆瓦机组配156米叶轮也难以成立；如今叶轮做到180米、200米，低风速区域的经济性才真正立起来。经济风速的门槛一路下压，低风速由此从将就变成风电靠近产业、靠近负荷的主动选择。

规模扩张并不等于日子好过。世界风能协会副主席、北京鉴衡认证中心主任秦海岩把项目收入和利润的下滑归因于两个方面：一是电价，二是弃风。弃风比例再次抬头，让人想起2012年的情况——那一年弃风限电集中爆发，多个风资源富集区出现大面积风机停摆，至今仍是行业不愿重演的记忆。

收益承压的背后，是风电在电力系统中的角色已经改变，行业的考题随之改变。《可再生能源发展“十五五”规划》以“扩量提质、可靠替代”为主线，设置可靠替代目标，提出到2030年，全国风电光伏（含源侧配建储能）平均置信出力达到8%，其中风电11%左右，迎峰度夏、度冬晚高峰风电光伏电量占比达到20%以上。

弃风抬头也需要放进这个坐标里看。娄益民解释，利用率目标已经从“越高越好”改成分区设定，消纳条件好的地区要求在95%以上，“三北”地区放宽到85%左右，新疆、内蒙古有些时候实际只有70%到80%。黄虎表示，放在过去，低于90%会被认为消纳出了大问题；如今这条线松动，恰恰说明新能源正从补充能源转向主力能源，不应把弃风解读成行业退步。

回答考题的第一笔，是把功率曲线改活。娄益民表示，以往是“什么时候有风什么时候发”，现在是“系统什么时候需要，什么时候发”；中午光伏大发时电价可能为负，晚高峰缺电时电价能逼近一元。金风科技副总裁陈秋华认为，低风速的时候往往就是电价高的时候，关键是把电在高电价时段发得出去，办法是让功率曲线从“有多少风、发多少电”的固定值，变成动态的、可调的，甚至是“非标准”的。

这条曲线的产品化落点，是风储一体机。储能与风机同处一个机位、共用一套变压器，省掉单独征地和一整套运维班子。娄益民测算，风场收益理论上能提升20%左右，建设成本下降约10%。它还有一层更实在的价值：风机吊装完成、尚未并网的那段时间处于“无人照看”状态，容易出现叶片损伤，甚至发生倒塔的极端事故，原因往往在于没能及时对风、抗台；风储一体机自带电量，可以自己偏航、自己控制。

第二笔，是把可靠性做实。陈秋华讲了今年的事：公司把原本卖国际市场的204米叶轮机型转回国内，市场第一反应是质疑——国内主流叶轮已到220米、230米，204米是否卖得动。第三方核算下来，这款机型发电量反而更高，最终卖了近500万千瓦，占其国内份额四分之一以上。陈秋华表示，真正要的是发电量，叶轮直径并非唯一标尺。

技术方案清楚了，商业上的账还没合拢。一条出路在机制：分时电价让“值钱的时段”值钱，绿证、绿电、碳足迹让“绿”值钱。娄益民表示，现行机制电价里还没有真正把绿色价值交易那部分算进去，一旦叠加，商业逻辑才立得住。另一条出路在场景：赤峰零碳产业园、乌兰察布算电协同、绿电直连，都是让电不绕道电网，直接进车间、进机房。中国能源研究会可再生能源专委会主任委员梁志鹏建议，打通绿色价值实现路径，提升绿色溢价。

海外市场提供了另一重参照。黄虎指出，新能源提供的稳定性越高，其电价就越高，海外市场已经出现带储能、带调节能力的风光储项目电价明显高于单一风电的案例。当风机不再只是“发电的设备”，而是电力系统“顶得上”的那块拼图，风电的价值坐标便被重新标定。比的不是谁把风机做得更大，而是谁能把电送到最需要的那个时刻。

【来源：中国能源新闻网】

【编辑：小能】

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