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在激烈的行业竞争和不断地变革突破中，2024年落下帷幕。
过去一年，风电全年新增装机截至11月底已突破51GW；全球最大15MW陆上风电机组、完全自主知识产权的全球最大26MW级海上风电机组实现吊装和下线。过去一年，行业创新从未止步，变流器电压等级从1140V再次尝试提升至1800V；190米混塔刷新全球混塔高度纪录；16.6MW“双头机”漂浮式平台“明阳天成号”成功投运。
2025年是“十四五”的收官之年，也是风电开启新一轮产业升级的开端，市场将呈现哪些趋势？本文尝试抛砖引玉，欢迎各位业内人士共同探讨交流。
风机价格有望回归理性
价格战，所有人都打累了。
2024年10月16日，12家中国风电整机商签署《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》，将低价竞争、恶意诋毁、明显有失公平的合同条款等风电行业问题拿到桌面上曝光讨论。
“天下苦价格战久矣”不是一句戏言。当前整机企业毛利率持续无法提升和改善的情况，将严重影响企业技术研发和针对产品可靠性的投入。欣慰的是，在签署自律公约和优化招标方案等多方面努力下，行业有望看到整机价格回归理性。
比较有代表性的事件是，2024年底某央企集团2024年陆上风电机组集采项目的开标，从投标报价来看，30个标段总量超70GW的项目中，风机平均报价约1550元/kW，参与竞标的整机商企业报价均高于历史水平，让行业看到了风机价格的回升的可能。
而且，价格的回暖很大程度上有赖于该集团对不再以最低价为评标基准价的规则调整，大大降低了最低报价中标的可能性，加大了优质技术方案、完善的商务资质、合理的投标报价等综合评价指标体系权重，有效体现了甲方在保障风电可靠性上的强约束力。
乡村风电、深远海风电终成大势
2024年风电行业的重磅政策中，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部联合发布的《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》占据重要一席。《通知》强调，“十四五”期间，在具备条件的县（市、区、旗）域农村地区，以村为单位，建成一批就地就近开发利用的风电项目，原则上每个行政村不超过20MW，探索形成“村企合作”的风电投资建设新模式和“共建共享”的收益分配新机制，推动构建“村里有风电、集体增收益、村民得实惠”的风电开发利用新格局。
可以说，风电是赋能乡村振兴的重要产业模式之一，在条件成熟的乡村因地制宜开发风电，既可以为风电发展打开新的增长空间，也能够将资源优势转化为集体收入，对推动农村能源结构转型，实现碳达峰碳中和具有重要意义。
据北极星风力发电网不完全统计，目前已经有14地印发相关“驭风”文件，分别为甘肃、内蒙古、辽宁、宁夏、陕西、山西、山东、河南、河北、湖北、安徽、江西、广东、云南。尤其山西省还在第二批驭风试点项目中明确试行备案制，进一步简化乡村风电的审批流程，加快了项目的推进速度。
海上风电方面，在一系列用海规范和交叉用海权限等问题随着政策的发布相继厘清后，2024年的海上风电也再次打开发展空间。据北极星风力发电网统计，自2022年平价至2024年年底，沿海11省区市并网、在建、签约、竞配、核准的海上风电项目高达107GW，尤其以广东、山东、浙江21417MW、19228MW、12677MW位列前三甲。
而且，山东、河北、广东、浙江、上海等省区市，均已经开展国管海域内的深远海海上风电项目竞争性配置工作。以浙江为例，该省份规划的总容量28GW的六大深远海海上风电场区已经于2023年获国家批复，分布于舟山、宁波、台州和温州外海几个区域；广东省规划的16GW国管海域项目也正在紧锣密鼓地进行资源竞配工作，河北省秦皇岛国管海域50万千瓦海上风电项目已完成竞配工作。随着深远海装备产业链的成熟和市场打开，深远海风电也将成为未来我国风电产业重要的增长极。
升级改造市场进一步扩容
自2023年《风电场改造升级和退役管理办法》发布以来，2024年全年风电升级改造落地项目如雨后春笋。2024年3月，先有河北省发文申报2024年度改造升级和退役风电场项目，随即浙江省发布《关于开展浙江省2024-2025年度陆上风电项目改造升级和退役申报工作的通知》，4月，广东省发布《广东省推动能源领域大规模设备更新工作方案》，指出做好2024年陆上风电退役和改造升级项目申报工作，拉开2024年度风电产业升级改造大幕。
据北极星风力发电网不完全统计，2024年度全国有近30个风电升级改造项目动态，改造后总装机容量超3.6GW。而根据行业权威机构数据，《风电场改造升级和退役管理办法》发布后已有116个改造升级项目下发实施，涉及规模4.85GW，改造后规模约8.2GW。可见，2025年及“十五五”开端，老旧风电场的升级改造和“以大代小”仍具备较大的市场空间。
新能源入市节奏加快
近年来，我国电力市场建设稳步推进，持续建立适应新型电力系统的统一电力市场体系。随着电力市场交易规模快速扩大，新能源也在稳步、陆续入市的过程中，进一步增强了消纳能力，以及与市场相匹配的投资决策能力。
电力市场主要有中长期和现货两种交易模式，现货市场的短时间甚至是即时交易属性，对新能源的挑战更大。目前，广西、蒙西、浙江、山东、山西、福建、四川、甘肃作为第一批现货试点，以及湖北、上海、江苏、辽宁、安徽、河南作为第二批现货试点，新能源已经很大程度上参与现货市场交易。虽然确实在一定程度上出现了收益不确定甚至是负电价情况，但总体而言，随着更多新能源发电主体参与，新能源电力价格更加真实地反映了市场供需关系和电力本身价值，对推动风光发电可持续发展、以市场化方式促进新能源消纳带来了积极意义。
从政策推进来看，目前已有九成以上的地区新能源参与市场化交易，且参与地区还在持续增加。根据国家能源局数据，2023年，全国新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，占全部新能源发电的47.3%。部分大型发电企业新能源参与市场比例已超过50%。绿电、绿证交易规模不断扩大，2024年上半年全国绿电交易电量达到1519.3亿千瓦时，同比增长233%。
在目标的设置上，2024年11月29日发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》明确，2025年前，新能源市场化消纳占比超过50%；2029年前，实现新能源全面参与市场。
绿电与氢基能源深度融合
国家能源局数据显示，截至2024年11月底，风电、光伏以超过13亿千瓦的装机总量占比全国发电装机的50%以上。风光发电已具备了稳定的绿电供应能力和经济性目标。
全球能源绿色转型和我国“双碳”目标下，风光发电装机快速增长为基于绿电驱动的需求侧绿电替代、绿色燃料替代，以及绿色原料替代提供了加速发展的成本优势。
2024年12月31日，工业和信息化部办公厅、国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》，从原材料和燃料方面，再次要求加快清洁低碳氢替代应用。
当前，我国可再生能源装机规模全球第一，利用可再生能源制氢潜力巨大。据有关单位测算，截至2024年6月，我国可再生能源制氢产能突破10万吨/年，规划及在建产能约800万吨/年。
目前电力成本占绿氢制取总成本的60%-80%，所以绿电成本在制氢过程中占据关键地位。2024年发表于《现代化工》的《资源禀赋差异地区绿氢替代灰氢潜力分析》一文，对目前及未来各地不同地区绿氢成本进行了测算。从数据来看，目前北方制氢成本低于南方，如内蒙古绿氢制取成本为21.06元/kg，这个数字在辽宁、黑龙江、河北、吉林分别为23.01元/kg、24.51元/kg、25.68元/kg、26.98元/kg，但在浙江、湖北、湖南、重庆的绿氢制取成本则分别为40.34元/kg、41.82元/kg、44.19元/kg、46.28元/kg。
《全球氢能产业发展白皮书》预测显示，当可再生能源电价降至0.13元/kWh时，碱性电解水制氢和PEM电解水制氢成本与现阶段的灰氢成本相当。换句话说，绿电与氢基能源深度融合的根基还是在于绿电价格，当绿电成本足够低，那么极具竞争力的绿氢将为无论工业原材料还是燃料市场的发展提供强力支撑。
风电“技术出海”现端倪
自2007年出口首台风机，截至2023年年底，中国累计出口风电机组共计4895台容量，累计容量为15594MW。2024年的出口数据还会快速增加，这是行业近年来普遍存在的预期。
中国风电企业出海势头渐猛，同样引发了中国之外的市场主体关注。在变化莫测和波谲云诡的国际经济局势下，中国风电企业也正在高利润和高风险之间权衡利弊。
所以2024年以来，除风机设备出口继续增长外，从设备出口到部分产能出口，国内风电企业也正在逐步提升国际化供应链水平，以平衡地缘政治和贸易壁垒下的收益不确定性。
2024年11月，三一重能哈萨克斯坦风电装备制造基地开工，加速本地化发展；同在11月，金风科技与越南T&T集团签约合作，联合推动有利于可再生能源投资的政策和机制落地，推动中国风电产业的发展成果惠及全球。
而且，以“技术出海+本土化运营”的方式也正在从互联网行业复制到能源行业。如果说TikTok等社交媒体出海是凭借其“内容+算法”的核心竞争力，那么“技术出海+本土化运营+设备出口”也将成为风电行业可借鉴的出海策略。
当前，国内整机设备企业大多有海外公司，此前依托欧洲公司完成首个漂浮式5MW机组在法国交付工作的兴蓝风电，就成功实现了一次技术出海典范。其在合作的法国大西洋漂浮式示范项目中不仅提供了机组供货，还提供了全方位的技术咨询服务，成为国内首家承接并完成欧洲漂浮式项目机组供货及技术咨询服务的整机商。
仅针对几个方向的分析远无法体现风电市场的复杂与多样性，但有一点值得肯定是，2025年，风电市场仍然充满期待。
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