“按此前新能源入市后风、光资产价值分化推算，136号文下发后，开发企业新投项目时，。结合目前部分省份优质风资源所剩有限，生态环境部、国家林草局近期发布的两个风电相关征求意见又拟收紧选址，

　　根据兰木达电力现货，2024年山西、山东、甘肃、蒙西风电均价分别为0.21、0.17、0.12、0.35元/度，较光伏均价高27%、58%、51%、6%，风电现货价同比下降幅度亦低于光伏。对比风光出力曲线，风电市场化交易电价受影响相对较小。136号文下发后，其明确的新能源全电量入市，可能会进一步提升业主对风电开发的积极性。

　　但是新政的下发，也进一步提高风电开发门槛。136号文提出的新能源“不保量不报价”，拉高风电项目收益风险。据风芒能源了解，为了进一步降低项目投资决策风险，近日，某发电央企二级单位要求相关部门重新核算各项目建设成本、风资源数据，对经济性测算结果进行复核，叫停测算收益率不满足集团公司投资决策相关要求的拟投决项目。

　　对企业来说，打造“基因工程”，加大对优质资源的抢夺将成为此后工作重头戏。随着项目投资准入门槛的提高，资源竞争红海厮杀，风电开发格局正在重塑。

　　风芒能源根据公开信息不完全统计，2024年全国共有20个省市完成超153GW风电指标分配，项目由421个企业（含联合体中标）分获。2023年，全国共有25个省市完成超180GW风电指标分配，项目由225个企业分获。一年时间，新增近200家企业涌入风电开发赛道参与项目竞争优选。其中不乏地方城投、城建，光伏制造企业，材料、食品加工类企业等跨界企业。

　　企业投资风电项目热情高涨。这既得益于风电项目投资建设成本的大幅下降，也受新能源入市后风电交易电价受影响相对较小推动。以2月底某上市公司发布的投资公告为例，在项目可行性研究报告上，其按上网电价0.2666元/kWh测算，所投资项目的资本金财务内部收益率为14.19%。

　　收益可观，激发企业投资热潮。“在2024年全国风、光指标竞配中，风电首次占比高于50%，高于光伏。”相关证券表示，全面入市后电价对IRR影响显著，风电出力曲线更胜一筹。光伏折价幅度更大。上述趋势下，预测2025年风电竞配占比将进一步提升。

　　“各家企业都在积极申报风电项目。红海厮杀，风电指标更难拿了。”业内人士告诉风芒能源。对风电来说，本来随着风电装机的不断上量，留给可开发的优质风资源空间就在不断减少。在陕西等省份，现在大多只能开发年利用小时1800h左右风速地区。“这两年，生态、林草等相关政策也在收紧，对风电开发来说，开发难度再度加大。”业内人士表示。

　　2024年10月，生态环境部发布《关于加强陆域风电、光伏发电建设项目生态环境保护工作的通知（征求意见稿）》，征求意见稿提及，“新建风电项目的风机应距离周边居米乐智能科技民、企事业单位等不得小于700米”。

　　2025年3月，国家林草局发布《国家林业和草原局关于规范风电场项目使用林草地有关工作的通知》（征求意见稿），征求意见稿提及，生态保护红线、自然保护地、重点国有林区、国有林场内不得新建、扩建风电场项目。

　　业内人士表示，如果按上述征求意见执行，风电开发难度将指数级增大。按照之前的政策，根据《风力发电场设计规范》，风力发电机组与有人居住建筑物的最小距离应满足国家现行相关标准中对噪声的规定，通常要求至少300米以上；为了满足《声环境质量标准》的要求，风力发电机在距离500米处产生的噪声应衰减到环境本底值。

　　新征求意见提出的“不得小于700米”的要求一旦实施，将对中东南部风电发展产生重大影响。尤其是驭风场景下，要满足700米的距离要求，意味着原先就不多的可选点位更加捉襟见肘。

　　关于林草的新政一旦实施，也是很多前期项目都得重新换选址。业内人士表示，“国有林场很多都是山头高、植被好的地方，这些地方往往风资源也比较优异。有些地区有一半的项目涉及国有林场。接下来是否重新选址，怎么选址将成为挠头问题。”

　　以前企业投资开发风电项目相对简单粗暴，选定风资源不错的地区，凭借投资落厂、抬高非技术成本等优势就可能获取项目。但是136号文下发后，风电的开发投资逻辑发生了根本性改变。

　　业内人士告诉风芒能源，同一省份不同区域风资源差异能高达30%-50%。在陕北地区，风电项目年可利用小时可达2600h以上，而在关中只有1800-2100h左右。在山西，南部约2000h，北部约有2800-3000h。以前保量保价时代，企业开发纷纷涌入风资源不错地区。新政下发后，同一省份同一类型风电项目参与机制电价竞争，原则上风资源条件好的项目更具有电价优势。但是风资源条件好，不代表当地消纳就好。如果当地消纳不好，可能面临大幅度限电，收益降低风险……在风电项目选址时，多种条件如何综合平衡，考验开发企业能力。

　　某电力央企相关部门认为，在新能源全面入市交易的新形势下，企业投资开发新能源项目需要具备市场前瞻性，投资项目评估电价应当能够灵活地应对市场波动，坚决遏止盲目冲动投资。

　　根据其解读，在投资开发决策过程中，企业既要充分分析所在地区市场交易规则和电力供需形势，还需要精细化研判节点负荷、新能源出力曲线等因素，合理预估交易电价、机制电价，理性设置投资预期收益。

　　其建议，项目前期开发过程中，在获取当地新能源项目实际收入基础上，依靠交易团队进一步分析各类新能源场站的出力曲线和所在节点位置，详细评估各类市场运营分摊费用，深入摸排电网细则考核费用，在项目选址、新能源设备选型、风光资源数据测算以及交易电价预测等方面提出优化方案。

　　“136号文下发后，过去依赖‘路条’资源的开发模式，正在被‘全生命周期管理’代替。需要企业有机串联交易、开发、生产、风控、财务等多个部门，开发公司大营销格局。”业内人士表示，随着市场化交易全面推进，项目投资决策更加困难，风电项目的投资门槛再度提高。

　　风电投资开发门槛提高的另一个表现是上述数据的获取难度。据业内人士透露，曾经碰到过类似情况，新能源投资商在做融资工作时，融资银行或租赁公司尽调时要求提供该并网节点的历史节点电价、结算数据以及每月结算入账等信息，但由于该投资商属于民企，当地无有其他新能源场站，导致无法从公开合规的渠道获得相关依据来支撑融资。

　　包括储能项目融资时，金融机构要求提供全省其他储能项目的容量租赁价格和付费凭据等信息，但由于多数电网并不公开统计和发布相关数据，导致双方无法就相关资产的未来现金流和收益波动做出准确判断。因此，业内很多新入局的新能源投资商当前也多有呼吁电网可以公开相关数据，或提供一个完整的申请、审批获取相关数据的流程。

　　过去开发新能源项目拼的是资源，在新的市场环境下，新能源企业开发项目拼的是综合能力。在市场准入门槛提高的背景下，随着136号文的深入推进，某电力央企相关部门领导预判，一些技术和管理落后、资金链薄弱的企业可能会被市场淘汰，风电市场竞争格局或迎来新的洗牌。

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