风电行业迈入市场化交易时代后，传统固定电价的盈利与测算逻辑已彻底失效。过去风电发电收益简单清晰，电价固定在0.2元/kWh左右，发电量直接决定收益多少，测算方式简单直观。但如今电力市场电价呈现极强的动态波动性，同一度电在不同时段的价值天差地别，可能高达0.5元/kWh，也可能低至0.05元/kWh，极端场景下甚至出现负电价。
例如，2025年冬季黑龙江因持续大风、风电满发叠加火电刚性兜底出力，长时间出现零电价及负电价时段。2026年1月辽宁进入冬季大风窗口期，省内风电出力飙升至1501万千瓦的历史峰值，叠加元旦工业用电低谷，整月负电价时长超310小时，时段占比超四成，多次出现电价跌破零点的情况。蒙西电网在冬春大风季节，也多次出现风电集中大发、电网消纳不及的情况，频繁触发负电价。
而且风电负电价还有常态化的趋势。9月1日，广东电力交易中心发布《2026广东电力市场半年报告》，显示申报端现货市场发电侧平均报价0.3139元/千瓦时，其中煤电平均报价0.3892元/千瓦时，气电平均报价0.8177元/千瓦时，新能源平均报价-0.0350元/千瓦时。
电价剧烈波动+经常出现负电价，已经成为当下风电项目收益测算与设备选型的关键变量。
目前行业普遍采用的测算方式存在一定局限，大多只能根据历史时序电价数据推演未来收益。但电力市场供需、新能源出力、用电负荷等变量持续变化，相隔一两个月的历史电价数据就会存在巨大差异，根本无法精准匹配长期的电价波动规律。
正因预测难度极大，当前多数风电开发企业在项目测算时，仍沿用传统比较粗放的模式：通过固定限电折扣比例核算有效发电时长，再根据历史数据测算出的年度平均电价计算整体收益，这种算法虽然操作简便，但极易忽略分时电价的差异化价值，导致项目收益评估出现偏差。
长期的固定电价思维，也让行业形成了一系列片面甚至错误的认知，其中最典型的误区，就是认为“低风速时段电价必然走高”。基于这一认知，不少企业盲目追求风机低风速性能，试图通过提升低风速时段发电量增加收益。但这套逻辑并不贴合当下电力市场的真实运行规律，具备极强的误导性。
从根上看，电价高低的核心取决于电网实时供需关系，而非单一的风电出力水平。从日常用电规律来看，全国各地区普遍呈现“晚高峰电价偏高、午间电价偏低”的稳定特征。每天傍晚六点至凌晨一两点，是居民与工厂用电的高峰期，电网用电负荷大幅攀升、电力需求旺盛，电价随之走高。以东北地区为例，晚高峰峰值电价可达0.4元/kWh左右。而午间时段电价持续走低，一方面是居民空调、照明等日常用电负荷偏低，多数工厂也避开午间生产、用电需求锐减，整体社会用电负荷处于低谷；另一方面，午间是光伏大发时段，电网电力供给远超需求，进一步压低了实时电价。
结合我国风资源分布特征来看，全国九成以上区域的风速节律与电价节律正相关，完美契合电力市场的分时供需规律。国内绝大多数地区普遍呈现“白天风小、夜晚风大”的特点，例如内蒙等风电核心区域，白天光照充足、风力微弱，夜间气温回落、风力显著增强。这就形成了最优的收益匹配模式：电价走高的晚高峰时段，恰好是风电出力充足的时段；而电价低迷的午间白天时段，风电本身出力微弱。这也是光伏整体上网电价普遍低于风电的核心原因。
由此可见，过往盲目优化低风速发电性能的思路并不科学。以往单一的风机选型标准，已经无法适配市场化电价体系，风电项目选型的核心逻辑需要彻底重构。
如今，风机选型不应只局限于单纯提升整体发电量，而是要锚定分时电价场景，精准匹配风资源与电价的对应关系。项目前期需要先明确本地高电价、低电价的核心时段，再对应分析不同时段的风速资源条件，针对性定制设备方案。
比如，本地晚高峰高价时段风速稳定在6m/s左右，就优先选择该风速段发电效率最优的风机；若晚高峰风速可达10m/s，就适配高风速段高效发电的机型，最大限度抢抓高电价时段的发电收益。
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