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风电装机突破6.85亿千瓦：大基地与海上风电双轮驱动下的产业变局

中国能源产业发展网发布时间：

2026-06-30 16:12

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

2026年上半年，中国风电行业延续了"十四五"规划冲刺期的高质量发展态势。根据国家能源局最新统计数据，截至2026年6月底，全国风电累计装机容量已突破6.85亿千瓦，上半年新增装机约32GW，其中陆上风电贡献约27GW，海上风电约5GW。作为全球最大的风电市场，中国正以"大基地+海上风电"双轮驱动的模式，持续巩固其在全球风电产业中的引领地位。

从结构上看，"沙戈荒"大型风电基地仍是本轮新增装机的主力引擎。上半年，以库布齐、腾格里、乌兰布和为代表的第三批大型风电光伏基地项目进入密集建设与交付期，单项目规模普遍超过1GW，共计贡献新增装机约18GW。这些项目大多采用8-10MW超大型陆上风机，通过特高压输电通道实现跨区消纳，不仅解决了西部弃风限电的历史难题，更将清洁电力的边际成本压缩至0.12元/千瓦时以内，为下游电力市场改革提供了坚实的供给端基础。

与此同时，中东部低风速地区的风电开发也在上半年交出了亮眼答卷。河南、河北、湖南等省份依托"千乡万村驭风行动"政策红利，大力推广6-8MW级低风速专用机组，使得原本平均风速仅5-6m/s的平原和丘陵地带具备了可商业化开发的风电资源条件。上半年，中东部地区新增风电装机约9GW，占据全国新增总量的近三分之一，标志着中国风电已从"三北地区单极驱动"转向"东中西全面开花"的新格局。

海上风电领域更是2026年上半年风电产业的最大亮点。上半年海上风电新增装机约5GW，创历史同期新高。广东阳江青洲、揭阳神泉，福建漳州外海，山东渤海湾等一批标杆项目相继完成建设或阶段性并网，15MW及以上大容量机组在海上风电项目的应用比例首次突破60%。尤其值得关注的是，明阳智能MySE18.0-28X海上风电机组在福建漳浦项目实现批量化应用，单机年发电量可满足约2.5万户家庭的年用电需求，这标志着中国在超大型海上风机领域已从"跟跑"迈入"领跑"阶段。

深远海开发的推进是上半年海上风电的另一大战略突破。根据国家能源局《海上风电发展规划（2025-2035年）》部署，2026年启动了首批国管海域海上风电试点项目，总规模约5GW，重点布局在广东、福建、浙江外海离岸距离50-100公里的深远海区域。其中，广东省阳江海域的漂浮式风电示范项目——"三峡引领号"二期工程已于5月底完成首台机组吊装，采用"半潜式基础+15MW机组"技术方案，成为亚太地区首个进入规模化建设阶段的漂浮式海上风电项目。

产业链层面，中国风电装备的全球化步伐同样令人瞩目。上半年，金风科技、远景能源、运达股份等头部整机企业合计斩获海外订单超12GW，较2025年同期增长约35%，主要出口市场覆盖中亚、东南亚、中东及南美地区。尤其是远景能源在哈萨克斯坦中标的一个1.2GW风电项目，不仅刷新了中国风电企业海外单笔订单纪录，更因采用"风机+储能+智能微网"一体化交付方案，标志着中国风电出海已从单纯卖设备升级为输出整体解决方案。

电价市场化改革是上半年风电行业面临的另一重大政策变量。随着国家发改委推动新能源全面进入电力市场交易，风电企业正经历从"保量保价"到"竞价上网"的深刻转型。目前，全国陆上风电平均上网电价已降至约0.26元/千瓦时，较2025年同期下降约6%。部分地区如蒙西、新疆、甘肃等已试行分时电价机制，午间低谷电价进一步压缩了风电企业收益空间。对此，行业不约而同地将目光投向了"风电+储能"模式——上半年新增风电项目配置储能的比例已从前两年的10%大幅提升至18%，储能时长普遍达到2-4小时，这既是对政策要求的响应，更是风电企业提升自身市场竞争力的主动选择。

值得警惕的是，风电产业链的成本压力在上半年有所显现。受碳纤维、稀土永磁等关键材料价格上涨影响，风机单位千瓦成本在连续多年下降后首次出现约3%的环比回升，整机企业毛利率普遍承压。与此同时，欧盟碳边境调节机制（CBAM）已于2026年正式实施，对出口至欧盟的风电设备提出全生命周期碳足迹认证要求，这一贸易壁垒预计将影响中国风电出口额约80-100亿元。如何在成本控制与绿色合规之间找到平衡，成为中国风电企业亟待破解的新课题。

展望下半年，在"双碳"目标持续推进、电力市场化改革深化、以及第三批大型风电基地大规模投产的三重驱动下，全年风电新增装机有望冲击70GW大关，累计装机突破7亿千瓦将不再遥远。从更宏观的视角来看，中国风电产业正站在一个从"量的扩张"到"质的提升"的战略转折点——大容量化、智能化运维、多能融合等新范式正在重塑行业竞争格局，而漂浮式海上风电、风电制氢、碳足迹管理等前沿领域的布局深度，将决定中国在全球风电产业链下一个十年的话语权。

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

马行川