客服热线：
手机版
二维码
风电头条文丨 团队微信公众号 | “正午十二点的阳光有什么特别？晚上八九点的太阳才稀缺。” 这句看似调侃的话，如今成了新能源发电企业的真实写照。
你可能没听说过 “发电还要倒贴钱”，但山东、四川电力市场先后出现的负电价，已经把这个荒诞场景变成现实
。这并不是电力市场在 “闹脾气”，而是新能源集中发力时的必然结果
。 一边是 “发得多亏得多” 的负电价，一边是 “电价跌、利润降” 的市场压力，单一风电项目的收益路，到底该往哪走？
电价下行让风电项目陷入盈利困境
曾经的风电、光伏有保障性收购，因此不用担心电站收益，但当“136号文”出台后，全国各地陆续发文要求新建的风电、光伏电站全部要进入电力市场的时候，风电项目面临收益的不确定性进一步加深，单一的风电项目在面临复杂的市场环境下，似乎将陷入盈利困境。
风电项目的收益不再取决于政府核定的指导价，而是由用电需求决定的市场价格。在此情况下，一些风电企业的项目收益因此受到影响。
龙源电力披露上半年财报时指出，今年上半年风电平均上网电价422元/兆瓦时，较2024年同期下降了16元/兆瓦时。受风速下降、电价市场化影响，收入和利润同比分别下降1.6%和10.5%。
大唐新能源也曾在财报中提到，今年上半年，公司净利润较2024年同期的29.9%下降到27.89%，主要是受电价下滑因素影响。
业内人士透露，2023—2024年，某电力央企甘肃区域风电电价从0.29元/千瓦时降至0.23元/千瓦时，累计降幅21%。受电价下滑影响，一些新增新能源项目投产后就出现盈利难题。
山东作为首批公布风电电力市场机制电价 0.319 元 / 千瓦时，尽管已经高于人们的预期，但依然比当地燃煤电价的0.3949 元/千瓦时低了19%。
因为风电、光伏等新能源电站盈利不如以往，一些央企已经从去年开始就转让旗下公司新能源资产。
2024年9月，国网冀北电力转让河北金风电控设备36.377%股权；同月，国网河南公司转让三家新能源公司51%股权；12月，国网新疆综合能源服务有限公司转让5家新能源公司全部股权。
2025年7月15日，中船科技全资子公司中船风电拟预挂牌转让山西天镇10万千瓦风电项目100%股权及相关债权。
中船科技表示，本次交易是贯彻公司风场产品滚动开发的经营策略，有利于优化子公司资源配置，回笼前期投资资金。
9月18日，京能集团旗下京能国际能源发展（北京）有限公司挂牌转让两家公司100%股权——六安华钦新能源有限公司和新疆信友新能源发电有限公司。其中新疆信友新能源公司主营业务包含风电业务。
不完全统计，当前已经有国家电投、国家电网、中广核等9家央企转让新能源公司股权，涉及公司有44家。
根据网络公开资料整理
风电+储能是盈利必选项
风电项目想要在电力市场获得最大收益，储能已经成为必选项目，尽管多地出台的“136号文”明确取消强制配储，但实际上风电项目配合储能才能让项目收益最大化。
随着风电等高比例波动性电源接入电网，电力系统日内净负荷波动加剧，能源供需在时间和空间上的错配问题愈发突出。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，目前风电、光伏占电力总装机的比重不到20%，未来新能源市场份额越来越大，将进一步放大电价波动幅度，发电企业必须根据行业发展大趋势进行调整。
储能可提供各时间尺度调峰、调频服务，对传统输电设施形成一定替代，有助于提升电力系统的稳定性和可靠性，保障电网安全运行。
储能也可以利用峰谷差套利，让风电光伏发电项目在电力市场取得相对高的卖价。
风电+制氢收益率可超8%
风电与储能的结合最多只能算常规操作，而真正能让风电场收益增加，仅靠常规方式是不够的。
“风电+模式创新”需要提到重要位置。风电+制氢就是重要选项之一。
当傍晚风电发电量激增却遭遇负电价时，不用停机倒贴钱，而是把电用来制氢，每立方米氢气约耗 5.5-6千瓦时的电，相当于给多余电量找了用武之地。
以内蒙古100兆瓦风电制氢项目为例：年发电量约3亿千瓦时，若20%用于制氢（6000万千瓦时），可产氢约1090万立方米，按15元/公斤测算，氢产品年收入约1635万元，比单纯卖电（按0.2元/ 千瓦时算，6000万千瓦时仅1200 万元）多赚 36%。
北京一家做项目收益率测算的公司测算率内蒙古某风电制氢项目，以
建设期18个月，运营期20年，风电装机360MW，储能80MWh，制氢装置16套，项目静态总投资156000 万，资本金比例为20%，融资利率3.85%，定员80人，平均工资18万/人/年，福利系数60%，制氢水耗1.8kg/kg，用水价格5元/吨，修理费系数0.2%，保险费系数0.25%，设备综合维护费1755万/年。上网电价0.2785元/kWh，氢气售价为15元/kg
上述条件进行测算，该项目投资收益率实现了
税后为8.71%。 如果加上通过碳减排在碳市场方面的收益和当地政府为氢能提供的补贴，其投资收益率还会更高，甚至可以达到10%以上。
而国能能源研究院研究发现，内蒙古纯风电项目目前投资收益率税后基本在4%-8%之间，而风电+氢能的投资收益率可以超过10%。
由此可见，风电+制氢，确实可以弥补风电在当前电力市场价格不高的损失，还能避免风电因弃电带来的收益风险。
风电+绿电直连已有成功案例
随着工业企业绿电需求激增，“风电 + 绿电直连”（即风电项目通过专用线路或市场化交易，直接向特定用户供应绿色电力）同样成为风电项目挽回收益的热门方向。
国家发改委、能源局发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》及后续配套政策，明确了绿电直连的定义、模式和运行要求，为风电参与绿电直连提供了政策框架。
政策鼓励风电项目与高耗能企业合作，通过专线供电实现绿电消纳，同时对自发自用比例、储能配置等提出要求，保障项目的稳定性和经济性。
绿电直连的核心是“点对点”的物理连接，风电不用接入公共电网，而是通过专用线路直供单一用户。
“风电 + 绿电直连”的设计模式，刚好契合欧盟等市场对绿电来源的严格溯源标准。尤其在欧盟碳关税（CBAM）规则下，只有物理直连的绿电才被承认。
因此，有出口欧洲市场的高耗能企业，为了满足条件，更愿意使用绿电直连带来的纯绿电。
获悉，当前已经有新能源发电+绿电直连的示范项目落地。
图片来源：碳中和专委会
2025年7月26日，东营时代零碳产业园进会召开，
全国首个100%绿电直连的零碳产业园在东营开建。
项目总投资超百亿元的“绿色巨无霸”，园区风光发电保障稳定供能，电力告别依赖公共电网的运输，实现全产业链零碳。
绿电直连实际也有利于扩大风电光伏发电项目收益。以阿拉善某光伏直连项目为例，其通过专线向周边电解铝企业供电，年利用小时数提升至2200小时，度电收益较并网项目增加0.05元，投资回收期缩短2年。
写在最后当负电价不再是偶然现象，当单一发电模式难以为继，新能源行业的 “破局之战” 其实已经打响。
储能不再是 “可选项”，而是 “必选项”；“风电 + 制氢” 更成了收益 “放大器”
；还有绿电直连模式，已经给出答案。
这些探索证明，新能源的收益困境，从来不是 “能不能做” 的问题，而是
究竟该 “怎么创新” 的问题。
未来随着储能成本下降、氢能产业链成熟、绿电政策完善，从 “看天吃饭” 的单一发电，到 “风电 + 储能 + 制氢 + 直连” 的多元组合，新能源项目的收益
之路终将会越走越宽。资料来源：碳中和委员会、各省发改委、中船科技等
来源：内蒙古120万千瓦风电基地启动投资主体优选！
河北滦州市350MW风电项目优选结果公示
上海电气、致远氢能中选！吉林洮南市150MW风电项目优选结果公示
1500MW！内蒙古乌兰察布盟大型风电光伏基地项目投资主体竞争优选！
内蒙古120万千瓦风电基地启动投资主体优选！
