中国电建境外高增 + 风电领跑：新能源行业转向 “高效用能” 新阶段

  2024年1-9月，中国电建新签合同额达9045.27亿元，同比增长5.04%，但境内外市场增速呈现显著反差，境外新签项目合同金额同比大增21.45%，境内新项目合同额同比增速却不足1%。其中，能源电力业务成为增长核心引擎，新签合同金额5852.28亿元，同比增加12.89%，不过细分领域分化极为剧烈：水电新签合同额1494.38亿元，同比增速高达68.82%;风电新签合同额1828.74亿元，同比增长54.67%，且风电已跃居该公司所有能源电力类业务中新增合同额占比最大的细分品类;反观光伏与火电，表现则明显承压，光伏新签合同额1379.18亿元，同比萎缩33.36%，火电新签合同额338.29亿元，规模近乎腰斩。从区域市场特征来看，境外市场成为关键增长极，境内市场则呈现“偏好风电、收缩光伏”的鲜明格局，这与山东、云南等省份的新能源项目机制电价竞价结果形成呼应，例如山东风电入围规模约为光伏的近5倍，风电机制电价较光伏高出0.094元/kWh。

  风电之所以能实现逆袭，核心源于三重逻辑支撑。在政策驱动层面，新能源市场化新规136号文落地后，电价机制向“效益优先”倾斜，风电的电价竞争力显著优于光伏，山东光伏机制电价较煤电基准价0.3949元/kWh下降43%，风电仅下降19.2%，即便在甘肃2025年度增量新能源项目同场竞价中，二者出清价格均为0.1954元/kWh的竞价下限，风电仍获得了远高于光伏的机制电量;同时风电还具备容量电费优势，黑龙江风电项目可获每千瓦100元容量电费，以上海电力牡丹江风电项目为例，其年收益达6.33亿元，远超奉贤光伏项目的3.81亿元。从电网适配角度出发，风电的出力特性更契合电力系统需求，光伏出力高峰集中在午间，此时工业企业多处于午休状态、居民用电需求较少，电网负荷低谷常出现“发用错配”甚至负电价，而风电出力高峰在夜间和清晨，能与光伏形成“白天用光伏、晚上用风电”的互补模式，有效减轻电网调峰压力，具备更优的出力曲线和更高的容量系数，成为电网优先消纳对象。在企业战略层面，央国企已形成集体转向风电的共识，“五大六小”发电央企纷纷将新能源开发重点聚焦风电，尤其是海上风电，国家电投2024年剥离26家光伏企业股权，新增风电装机近1000万千瓦，同比增长19.06%，海上风电装机达512万千瓦;民企亦随之调整方向，正泰新能源董事长陆川就表示，在136号文新规下，该公司国内开发重心已转向风电，当前风电项目比例高于光伏，“卖风电站能确保企业健康活下去”。

  与之相对，光伏行业正面临多重现实困境。在收益与消纳方面，浙江、山东等20余省份将光伏出力高峰划入“用电谷段”，光伏电价下浮幅度最高达90%，叠加甘肃、新疆等地区限电影响较大，集中式光伏电站限电率攀升，导致光伏项目投资回报率急转直下。产能过剩问题进一步加剧行业内卷，2025年全球光伏全产业链产能已达到需求的2倍，行业开工率不足60%，多晶硅价格一度跌破成本线，尽管六部门已联合出台产能调控政策，但短期难以扭转颓势。目前光伏仅在少数结构性领域存在机会，除沙戈荒大基地在建项目外，集中式光伏电站开发整体放缓，仅有云南等电价相对温和的区域能为光伏提供支撑，如云南省2025年增量新能源项目中，光伏项目出清机制电价0.33元/kWh，较山东光伏竞价价格高出46.7%，成为光伏圈少数“强心剂”。

  面对行业分化格局，新能源行业正加速调整趋势，企业也在积极制定应对策略。在境内市场，行业已从“规模扩张”转向“质量竞争”，风电领域中，海上风电成为新增长点，海南海风电价达到0.35-0.4298元/kWh，上海竞争性配置的海上风电项目甚至无需竞价;光伏领域则依赖技术突破寻求破局，N型技术(TOPCon)占比已达83%，BC技术相关企业率先实现盈利，但仍需政策持续发力化解产能过剩问题。在境外市场，高毛利市场成为企业战略突围的重点方向，中国电建境外合同的高增长印证了这一趋势，正泰新能源将海外开发聚焦于高毛利的风光储一体化项目，认为海外项目的收益率预期稳定性高于国内，韩国电力公社等企业也在智利、尼泊尔等地布局光伏、水电项目，锁定20-30年的长周期收益。

  中国电建的经营数据分化，本质上是国内电力系统从“增量补能”向“高效用能”转型的缩影。当前，风电因收益稳定、与电网适配性强，成为短期新能源开发的核心方向;光伏虽面临承压，但正通过技术突破与海外市场拓展寻求重拾动能;水电则凭借68.82%的高增速，凸显出基荷电源的重要价值。未来新能源行业将呈现“风电为主、光伏突围、水电托底、海外增量”的全新格局，能源结构进入“协同优化”的新阶段。