随着136号文逐步落地，国内风光产业发展格局面临严峻调整。光伏领域率先承压，项目终止消息不断，分布式光伏陷入基本停摆的状态。
在此行业变局下，五大六小央国企的未来发展规划中，对风光产业的布局重心逐渐清晰——多聚焦于大基地项目及海上风电。
从2025年上半年风光竞配规模来看，在已知竞配情况的几个省份如河北、贵州、江苏、湖北等，风电指标超过光伏，一些头部投资商获得的风电指标规模也大于光伏。
从这一趋势来看，风电仍是央国企发力的核心方向。那么，在当前行业环境与政策导向下，风电电站的运营与开发好做吗？
136号文，影响风电电站转让
自136号文发布以来，光伏资产甩卖之声不绝于耳，行业动荡明显。风电凭借与光伏不同的发电曲线，未遭受如光伏电站那般沉重的打击，风电电站抛售或转让频次相对较少。
企业进行风电资产交易背后原因复杂且多元:
一方面，战略聚焦，优化公司资产配置，促进公司转型提质增效。
以中国康富国际租赁股份有限公司为例，其出售揭阳慈航风电有限公司、揭阳神泉风电有限公司100%股权。
该交易构成关联交易，交易对方为国家电投集团广东电力有限公司，实控人为国家电投。国家电投也为中国康富最大控股股东“电投融和新能源发展有限公司”的母公司，另外三一集团还持有该公司9.91%的股份。
今年8月，中国康富完成战略转型，所属行业分类从融资租赁服务正式转变为风力发电，通过资产交易，集中资源发展风电，为企业长远发展奠定基础。
另一方面，采取“滚动开发、部分持有”的轻资产经营模式，成为整机商在风电市场的重要布局。
企业利用较少自有资金撬动银行贷款与其他融资，投入风电场开发。项目成熟并网后，企业可根据市场行情，选择自持获取长期发电收益，也可择机对外转让，实现资产增值变现，缓解资金压力。
这种一边开发风电场，一边销售风机设备的策略，在提升上市公司业绩的同时，通过自购风机设备增加市场出货量，堪称一举多得。
例如金风、明阳、三一重能等整机商，经过数年布局，风场业务（包括电站发电收入、服务、产品收入等）占公司业务比重基本达到20%以上。
整机商在开发环节开展业务的水平相比开发商并不低，毛利率与开发企业基本持平。相较于风机制造不足10%甚至为负的毛利润，风场开发转让的毛利相当可观。
明阳智能在2025年上半年，运营电站平均发电小时数达939.71小时，新能源电站发电收入实现7.57亿元。报告期末，运营新能源电站装机容量2.12GW，在建装机容量3.99GW，电站产品销售收入达31.40亿元，“滚动开发”模式成效显著。
金风科技报告期内，公司国内外自营风电场新增权益并网装机容量709.04MW，转让权益并网容量100.2MW，截止报告期末，全球累计权益并网装机容量8651.70MW，权益在建风电场容量3705.42MW。报告期内，公司风电项目实现发电收入31.72亿元；转让风电场项目股权投资收益为1.43亿元，同比增长35.89%。国内机组平均发电利用小时数1255小时，超全国风电机组平均水平168小时，展现出良好的资产运营能力。
但风电场滚动开发的生意能一帆风顺么？
当行业处于景气周期，上网电价稳定、消纳需求旺盛时，企业可通过出售获得超额收益。反之，若行业面临电价下行、消纳困难时，问题也会显现。
市场及行业政策环境变化，直接影响项目转让价格。
去年10月份，明阳向中广核风电转让的两个项目公司，最初股权转让价款分别为9.6亿元和5.58亿元，后调整至8.16亿元和4.87亿元。
还有一些风电场的转让中途终止，不排除因新电价政策带来的波动影响了项目进展。
风险加剧：电价下降、弃风限电蚕食电站利润
不稳定的电价与弃风限电现象，正进一步影响风电电站收益。
从电价层面来看，全球最大风电开发商龙源电力的数据显示，2025年上半年，其风电平均上网电价为人民币422元/兆瓦时（不含增值税），相较于2024年同期的438元/兆瓦时（不含增值税），减少了16元/兆瓦时。龙源电力表示，本期平价风电项目增加、参与市场化交易规模扩大等使得风电平均电价下降3.76%。
电价的持续下行，直接压缩了风电电站的利润空间，使得发电收益大打折扣，严重影响了风电项目的投资回报率。
其次，弃风限电正在影响风电开发，成为影响投资商经营业绩最主要的因素之一。根据中国电力企业联合会统计与数据中心2025年7月23日发布的《全国电力工业统计月报》，2025年上半年，全国发电设备年平均利用小时数并网风电为1087小时，较2024年同期的1134小时继续下降47个小时。
今年上半年，投资商整体业绩承压，净利润普遍下滑。仅华电新能营收净利双增。
龙源电力上半年风电平均利用小时数较去年同期降低68小时，叠加电价波动导致风电售电收入同比下降2.39亿元。
三峡能源在发电量上虽有增长，2025年上半年发电量达393.14亿千瓦时，同比增长8.85%，但风电、太阳能的发电收入却同比下降。三峡能源指出，上半年公司发电设备平均利用小时数有所下降，主要受消纳等因素影响，青海、内蒙古、甘肃等区域消纳压力相对较大。其中风电平均利用小时为1146小时，较上年减少97小时。
风电设备利用小时数的高低，本质取决于设备可发电的潜力与外部消纳能力的匹配度。
设备可发电潜力既看设备也看资源，2025年上半年风光资源水平较常年同期略低。
而限电率是外部消纳能力不足的直接体现，会直接吞噬设备的发电机会。全国新能源消纳监测预警中心每个月都会公布全国新能源并网消纳情况，其新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算，在此基础上统计出的，2025年上半年的消纳利用率，与去年同期相比出现下降，其中全国风电利用率为93.4%，新疆、河北等低于90%。
因“消纳利用率”统计口径不同，企业的实际感受或许要比这明显的多。企业在计算项目收益率时，往往采用当地资源水平计算项目预期发电能力，投资企业限电率概念，是“能发电”和“实际发电”的差值。
节能风电在半年报中明确表述，2023年至2025年6月，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为120,897万千瓦时、140,970万千瓦时、133,385万千瓦时，分别占当期全部可发电量（即实际发电量与“弃风限电”损失电量之和）的9.00%、10.33%、16.47%。
限电正成为投资者面临的极大不确定性，这一问题已不再限于用电负荷低的西部，已蔓延到中东部地区，给风电项目的投资带来更大的风险。
风场转让受限，考验企业成本运营与战略定力
对开发商而言，优化项目收益率成为核心命题，多维布局是破局关键。开发商通过优先抢占中东南部消纳有保障、电价更优区域的竞配指标，推进“以大代小”“共享储能”及绿电制氢（氨）项目，深耕深远海风电等路径，重构资源布局。
同时，绿证交易成为收益补充新赛道，以龙源电力为例，其上半年绿电交易41.4亿千瓦时、绿证交易423.2万张，同比增幅分别达41.67%、81.46%，展现出市场化交易的潜力。
对整机商来说，“开发补血”的短期模式难掩制造端的核心矛盾。当前行业仍受低价订单拖累，反内卷成效未显。
随着电力市场化深入，整机商的竞争焦点需要从开发环节转回制造本质，如何强化风机可靠性、发电效率与运维成本控制，加大AI算法、智慧运维投入以适配高精度气象预测与动态调节需求，核心赛道仍是技术创新。
“融资建电站再转让”的滚动开发模式对企业能力的要求也将远超“开发补血”的定位，需要更强的资源整合、风险控制与市场把握能力。
近期，内蒙古最新出台的风电项目竞争性配置政策，成为一个新的变数。作为风电开发第一大省，其明确“项目纳入建设规模后5年内不得转让”，直指“路条投机”乱象——过去开发商疯狂抢路条、整机商降价让利，最终风机利润反而被资源费吞噬，大量路条沦为“套现工具”。
从理论上讲，这一政策遏制投机行为，也会对依赖项目转让的滚动开发模式形成限制，企业战略选择迎来考验。
风电行业野蛮扩张的红利已然终结。当行业增速不再是核心竞争力，企业间的较量已从“抢速度、拼规模”转向“控成本、强运营、稳战略”的综合博弈。
