新能源全面入市后，风电资产相较光伏展现出更强的竞争力。国金证券最新报告指出，风电与光伏的核心差异在于出力曲线的非同时性——风电出力高峰与光伏错位，晚间出力可弥补光伏可用功率不足。24年风电现货交易均价下滑幅度低于光伏和市场各类电源综合水平，三北地区西北、华北风电利用率下滑情况好于光伏。全面入市后若市场化交易部分折价20%，风电IRR下降2.5pct，而光伏由于出力集中、折价幅度更大，对IRR影响更突出。风电资产在市场化竞争中脱颖而出。

1H24主要运营商度电毛利对比显示：区域性运营商表现总体好于全国布局运营商，体内含光伏资产的运营商盈利表现总体稍弱于纯风电运营商，存量带补贴项目占比较大的运营商盈利排名靠前。由度电盈利向下拆解至电价、利用率（影响折旧成本分摊），风电在现货市场表现和利用率方面均好于光伏。沿海地区风电运营商凭借更高的节点电价和更好的消纳条件，度电盈利领先全国布局企业。

2024年现货市场均价受新能源电量增多/供需趋于宽松影响整体下行，风电交易均价下滑幅度低于光伏和市场各类电源综合水平（含火电）。增量装机持续冲击新能源利用率，三北地区中的西北、华北地区风电利用率下滑情况好于光伏，东北地区由于风资源尤为突出、风电装机较多，利用率略低于光伏。风电出力的非同时性使其在市场交易中占据优势——避免在光伏集中出力的午间时段形成恶性价格竞争。

以酒泉风电基地为例，同一基地内的不同风场出力曲线存在差异：瓜州区域内平均出力高峰在晚21点至上午9点，昌马区域在中午12点至晚21点。风场间形成出力错位关系，晚间出力可弥补光伏可用功率不足的弱势。风电出力高峰与光伏的错位竞争，使风电在现货市场中面临的价格竞争压力小于光伏，这是风电在市场交易中占优的本质原因。

基于蒙西风电项目测算，全面入市后若不含机制电量兜底，市场化交易部分折价20%对应补贴后综合电价下降0.052元/KWh，IRR下降2.5pct，相当于弃电率达15%。平价项目由于没有补贴作为缓冲，折价对IRR的影响更大。风电与光伏相比，光伏出力集中于午间时段，市场化交易中折价幅度更大，因而对IRR影响更突出。机制电量占比越高，IRR波动越小，100%机制电量时IRR为15.3%，0%机制电量时降至11.1%。

风电与光伏竞争力对比

对比维度	风电	光伏
现货均价下滑幅度	较小	较大
利用率趋势	西北/华北好于光伏	整体承压
出力特征	非同时性，与光伏错位	午间集中出力
全面入市IRR冲击	折价20%→IRR-2.5pct	更大

风电在新能源全面入市竞争中展现出优于光伏的竞争力——现货价格折价幅度更小、利用率下滑幅度更轻、出力曲线与光伏形成错位。全面入市后风电IRR受冲击小于光伏，区域性风电运营商度电盈利表现更优。建议关注具备省内α优势、资源禀赋优良的风电运营商，特别是沿海地区和海风资产占比较高的企业。