根据国家能源局的数据，2023年中国风光总装机已突破10亿千瓦，预示着“2030年风光装机达12亿千瓦以上”的目标有望在2024年提前实现，比原计划提前6年。

历史上政策补贴与弃风限电共同作用形成风电周期，在平价时代到来后，中国风电进入市场化良性发展轨道，风电在2023年迎来了交付与并网高潮，在停止补贴新增风电项目后首年实现陆上海上双增长。预计2024、2025年风电装机仍将稳步增长，2024年新增装机量预计在89GW，海风新增装机同比增长将超过60%，2025年风电年装机量将向1亿千瓦（100GW）进发。

清洁能源装机容量占比不断走高，从国内装机规模来看，光伏、风电装机量占比已从2022年的30%上升至2023年的35%，增速迅猛前所未有，清洁能源有望逐渐替代传统火电成为主要的能源供应主体。

火电、风电、光电平均利用小时数分别为6,000小时、2,100小时和1,200小时，据此计算，如果风、光发电量要与火电相当，则风、光装机容量约是火电装机的4倍左右。即风、光总装机容量需占到全部装机容量的70%以上。加之未来绿电制氢合成氨等消纳方式逐步开启，未来风、光发电仍有巨大的增长空间。

风力发电机组是传统的机电产品，降本难度较大，机组大型化是风电综合降本的主要路径。大型化的主要着力点包括“高、大、长”三个方面，即塔架高度进一步提升，单机容量稳步增大，叶片长度持续增加。大型化的降本驱动因素主要表现在：

（1）风电叶片长度及轻量化升级，可增大风能获取能力，提升单机发电效率；

（2）风电机组结构轻量化设计可以降低单台风机的材料用量，从而降低风电机组成本；

（3）单机容量扩大实际吊装风机台数减少，运输、吊装等成本得以降低；

（4）风机大型化后，可以建在深海区域，增加运转时长，从而增加发电利用小时数，降低海风度电成本。

我国风机大型化技术不断取得突破，头部整机商陆续推出大兆瓦风机。2023年北京国际风能大会暨展览会上，共有12家头部整机企业带来45款新产品。三一重能发布了全球陆上最大的15MW风电机组；明阳智能发布了全球最大的海上机型MySE22MW海上机组，是全球最大单机功率、最大风轮直径海上风电机组。

大型化直接带来的降本增效使得风电度电成本也稳步下行，截至2022年末，全球陆风和海风的发电成本分别为0.081美元/kWh和0.033美元/kWh。

上述数据为2022年的全球数据，而2023年是国内新能源产业链降本的大年，光伏组件从年初的每千瓦2,000多元降到了年末的1,000元以下，风电主机（陆风）则从每千瓦约2,000多元降到了1,500元以下，甚至接近千元。因此，按上述全球2022年度电成本来看，合理估算2023年国内陆风的度电成本应在0.2元以下甚至更低，而海风则有望在2030年前降至0.25元每千瓦时。

回顾2023年海风发展不及预期的重要原因，主要为2023年二季度时海风项目审批放缓，由此也引发了海风招标量的大幅下滑。

2023年四季度以来，江苏和广东两个海风建设大省的海风项目进展明显，其余海南、广西、福建、浙江、山东等省或自治区亦在积极推进海风发展。行业问题已经逐步清晰，自然资源部也正在组织出台深远海风电的用海办法，预计多部门联合签批后发布。当前海风已核准项目容量较大，短期问题解决后，伴随国内政策的进一步理顺，海风起量在即，奠定后续放量加速的基础。

沿海省份是国内电力消费主要区域，海风风力平稳，输送成本低，伴随陆地优质风资源的紧张，海风开发大有可为。

目前沿海省份“十四五”海上风电规划饱满，整体规划新增海风并网规模超过55GW，可支撑“十四五”期间年均新增至少11GW装机规模。截至2023年末“十四五”海上风电累计装机完成度不到一半。如果要圆满完成各省市制定的“十四五”目标，后两年的海上风电开发建设将会明显提速，有望迎来一波装机小高峰。

国内海风已基本实现平价上网，度电成本有望持续下降。根据CWEA统计，当前中国海上风电项目的平均度电成本已经下降到0.33元/kWh左右。在水深小于35m，登陆距离小于70km的浅、近海风电场，只要基础不需嵌岩，已基本能够实现平价上网。随着海上风电降本增效的不断推进，根据CWEA的预测，从2022年底到2030年中国海上风电度电成本将整体降低19-23%，预计2030年海风度电成本将降低到0.25元/kWh左右。

时至2023年底，国内前十大整机商市场份额已经达到了99%，国外整机制造商市场空间被不断压缩，从2021年的约3%逐年降低，2022年与2023年国外整机制造商市场份额分别仅有1%和0.4%，2023年仅有欧洲风电企业维斯塔斯新增吊装容量61兆瓦（0.061GW）。

受到本土激烈竞争影响，国外风电整机制造商在中国几乎不再有新增吊装容量。供应过剩风险之下，国内风电整机招标价格从2020年前后的3,700元/千瓦左右降至2023年第三季度的1,500元/千瓦左右，降幅近60%。不仅如此，据业内统计，过去一年中标价格在每千瓦1,000元至1,400元的项目数量占比达到17%，一再刷新历史低点。

恶性低价竞争很可能让风机业务“赔本”，以6.25兆瓦风机为例，按照行业平均价格，设备部件成本基本上达到1,200元/千瓦，浮动成本约为200元/千瓦，这也意味着低于1,400元/千瓦的风机价格几乎没有利润。从2023年年报的业绩预告看，部分整机厂商归母净利润同比减少了超过90%。

整机制造商毛利率下降已席卷行业，并不断向上游传导，上游诸如叶片、齿轮箱、铸件、锻件毛利率也将随之下行，风电产业链微利时代或已到来。

可再生能源领域，风电装机量一直都领先于太阳能发电，然而在2022年两者位置发生互换，中国太阳能发电累计装机量首次超过了风电。2023年，国内光伏新增装机容量超过200GW，是风电的近3倍。光伏的技术迭代快，科技感强，想象空间大，适用范围广。因此有观点认为新能源发电的未来可能会是光伏一家独大，风电的份额可能被取代。对此观点分析比较如下：

从上面的比较看，光伏近年装机的增量、降本的速度确实要快于风电，然而由于地理位置、资源条件和政策支持等不同，其适用条件完全不同，光伏无法取代风电。此外风电还具有其独特优势，主要表现在：

一是具有更高的经济性，如上述所示目前陆风的建造成本与集中式光伏相当，但年均发电小时数要显著远高于光伏，当前风电（陆风）的度电成本更低，在上网电价无差异的条件下，风电具有更好的性价比。

二是成本继续下行的通道更为明确。风电主要通过大型化降低单位成本，在一段较长时期内这个方向非常明确；而光伏主要通过硅料、电池片的技术迭代来提高转化率，通过减少一些贵重材料（如银、铟）的用量降低成本，通常需要技术上的突破来实现，而技术的突破周期较长、不确定性较高。

三是土地利用上的优势，相比光伏，同等装机容量风电占用土地很小，土地征用成本如考虑在内，光伏的成本可能大幅提高。

四是生产过程更加低碳环保，风电设备在建造过程中耗能少，排放在各类发电资源中最低，而光伏的硅料、电池片生产等环节均是极度耗能的行业。

综上，风电和光伏各有优劣，双碳目标下，风电和光伏更多的是协同发展、优势互补。随着技术的发展和成本的降低，两者都将在未来的能源结构中占据更重要的位置。

经过三十多年发展，目前我国已自主掌握风电领域的多数核心技术，特别是陆上风电，技术成熟并具备一定市场规模，但仍有部分环节对国外依赖度比较高，有一些技术瓶颈有待解决，主要包括风资源分析、风电机组整机设计仿真等工程仿真软件，关键轴承、变流器、控制器中的关键电子器件，碳纤维、巴沙木、润滑剂等关键材料等。