全国陆上风电开工项目与未开工原因深度研究报告
数据截止：2026‑08
一、执行摘要
核心发现
2025年前三季度，全国陆上风电新增并网容量达5759万千瓦，同比保持高速增长，三北地区贡献超75%的新增装机。2026年上半年新增并网约3700万千瓦，受2025年抢装高基数影响同比小幅回落，但6月单月并网强势修复，十五五大型基地项目陆续进入开工阶段。
与此同时，风电项目圈而不建问题持续暴露。2025年以来，全国已有超2200万千瓦风光项目被各省清退废止，其中风电项目占比约60%-70%。贵州、山西、陕西、广西等省份清退力度最大，国家电投、中核集团、华能等央企均有项目被清理。
未开工五大核心原因：
1. 用地合规障碍——林草地管控收紧、生态红线避让，是最主要的颠覆性因素；
2. 经济性逆转——136号文取消保障性收购，电价市场化后收益不确定性大幅提升；
3. 电网接入与消纳——部分区域送出通道滞后，消纳能力不足；
4. 前期工作不扎实——微观选址不深入，推进中发现颠覆性障碍；
5. 企业战略调整——投资逻辑重构，主动放弃收益不达预期的项目。
二、全国陆上风电开工总体概况
2.1 2025年前三季度：高速增长期
根据国家能源局数据，2025年前三季度全国风电新增并网容量6109万千瓦，其中陆上风电5759万千瓦，海上风电350万千瓦。截至2025年9月底，全国风电累计并网容量达到5.82亿千瓦，同比增长21.3%，其中陆上风电5.37亿千瓦。
关键数据：2025年全年陆上风电新增并网1.1亿千瓦，同比增长51%，三北地区占全国新增装机的79%。
从核准节奏看，2025年第三季度全国共有22个地区核准了191个风电项目，规模共计2723.76万千瓦，其中陆上集中式风电项目144个，总规模1905.97万千瓦。核准项目数量和规模均处于历史高位，为后续开工奠定了充足的项目储备。
从整机招标情况看，2025年前三季度整机商中标规模超127GW，新疆、河北、内蒙古三地市场最为活跃，分别完成风机中标约16.28GW、14.41GW和11.1GW，三省合计占总数的34.2%。
2.2 2026年上半年：调整修复期
2026年一季度，全国风电新增并网容量1577万千瓦，其中陆上风电1555万千瓦，海上风电仅21万千瓦。三北地区占全国风电新增装机的75%。截至2026年3月底，全国风电累计并网容量达到6.55亿千瓦，同比增长22.4%。
2026年上半年全国风电新增并网约3862万千瓦，受2025年政策切换抢装带来的高基数影响，上半年整体同比小幅回落。但6月单月并网数据迎来强势修复，当月新增13.57GW，同比增幅高达163%，环比涨幅接近260%，大量规划好的陆上大基地、海上风电项目集中进入落地并网阶段。
2025年前三季度风电新增并网6109万千瓦，陆上风电新增5759万千瓦，累计并网容量5.82亿千瓦，同比增速21.3%，三北占比约75%。
2026年一季度风电新增并网1577万千瓦，陆上风电新增1555万千瓦，累计并网容量6.55亿千瓦，同比增速22.4%，三北占比75%。
2026年上半年风电新增并网约3862万千瓦，陆上风电新增约3700万千瓦，累计并网容量约6.78亿千瓦，同比增速约20%，三北占比约75%。
2.3 核准与招标：项目储备充足
2026年1‑6月，全国25个省（市、区）新增核准风电项目548个，规模合计约7605万千瓦。内蒙古、贵州、吉林、黑龙江、甘肃、新疆、河北、山西等省份核准规模领先。
从指标释放看，2026年上半年内蒙古、广东、山西、云南、宁夏、辽宁、河北等17省下发风电指标约82.05GW。其中内蒙古以14.14GW排名榜首，广东以11.2GW列第二，山西以10.86GW排名第三。五大六小电力央企斩获21.33GW，占据主导地位。
整机招标方面，2026年上半年风电整机商中标规模约72.1GW，TOP5占比约75.25%。内蒙古、甘肃、新疆三省区仍是风电招标最活跃的区域，分别以6.62GW、6.59GW和5.79GW的风机中标规模居前，三地合计贡献了全国风机中标总量的约33.3%。
三、地区分布与区域格局
3.1 三北地区：绝对主力，占比超75%
三北地区包含西北、华北、东北，是我国陆上风电开发的核心区域，风资源禀赋优越，土地资源相对充裕，大型风电基地集中布局。2025年全年，三北地区占全国新增装机的79%；2026年一季度占比为75%，始终保持绝对主导地位。
西北区域：新疆、甘肃、宁夏领跑
新疆：2025年前三季度风机中标约16.28GW，居全国首位；2026年上半年风机中标5.79GW，排名第三。以沙戈荒大型风电基地为核心，天山北麓、哈密、准噶尔等区域项目密集开工。2026年二季度仅3个核准项目就达2500MW，单项目规模全国最高。
甘肃：2026年上半年风机中标6.59GW，居全国第二。河西走廊风电基地持续推进，玉门、瓜州等区域为重点开发区域。
宁夏：2026年上半年风电指标超5GW，宁东、中卫等区域项目集中开工，代表项目如华电海原250MW增容风电项目。
陕西：陕北风电基地稳步推进，靖边、定边等区域项目陆续开工，但也存在部分项目因用地问题停滞的情况。
华北区域：内蒙古、山西、河北三足鼎立
内蒙古：2025年单省新增装机达2480万千瓦，位居全国第一。2026年上半年风机中标规模6.62GW，居全国首位；风电指标14.14GW，排名榜首。蒙西、蒙东两大基地齐头并进，察右中旗、乌兰察布等区域项目密集。
河北：2025年前三季度风机中标14.41GW，排名第二。2026年上半年风电指标超5GW。冀北风电基地是三北重要组成部分，沧州、张家口等区域项目集中，代表项目如沧州渤海新区100MW风火互补风电项目。
山西：2026年上半年风电指标10.86GW，排名全国第三。晋北、晋西北风电资源丰富，但生态敏感区重叠问题突出，约21.3%的规划机位位于生态保护红线范围内。
东北区域：吉林、黑龙江成为新增长极
2026年二季度，东北三省成为核准关键增长极，吉林、黑龙江两省合计核准装机容量8483.6MW，占全国总核准规模的23%。其中吉林省以6798.6MW的核准规模位居全国第二，大型风电基地项目集中落地，松辽风电基地建设加速推进。
3.2 西南地区：山地风电密集，贵州、云南领先
西南地区风电以山地风电为主，项目规模相对较小但数量众多，是中东南部风电开发的重点区域。
贵州：核准储备项目数量全国领先，2025年前三季度累计核准陆上风电规模庞大，贵州贡献突出。2026年第一批清退风电项目305.7万千瓦，同时新批386万千瓦，项目更替频繁。安龙兴隆100MW风电场等项目陆续开工。
云南：2026年第一批新能源项目中集中式风电项目156个，装机982.935万千瓦。滇东、滇西风资源丰富，但山地地形复杂，建设难度较大。文山州等地已有370MW指标被收回再分配。
广西：2026年完成3.74GW风光项目回收再分配，陆上风电占重要比例。乐业逻沙风电场等项目因未按期开工导致核准文件自动失效。
3.3 中东部地区：低风速风电与分布式并进
中东部地区风电以低风速风电和分散式风电为主，项目规模较小但贴近负荷中心，消纳条件相对较好。
河南：2025年新增装机达860万千瓦，中东部省份中排名靠前。但已核准风电项目并网率不足50%，大量项目长期停滞。
安徽：2025年新增装机710万千瓦，低风速风电项目加速落地。
湖南：2025年新增装机590万千瓦，湘南、湘西风电项目陆续推进。
山东：2025年新增装机位居全国前五，枣庄峄城15MW分散式风电、冠县400MW风电场等项目陆续开工。
西北核心省份为新疆、甘肃、宁夏，2026上半年风机中标合计约16GW，特点为沙戈荒大基地，单项目规模大。
华北核心省份为内蒙古、河北、山西，2026上半年指标合计约30GW，特点为资源最优，基地化开发。
东北核心省份为吉林、黑龙江，2026上半年核准约8.5GW，特点为新增长极，松辽基地。
西南核心省份为贵州、云南、广西，2026上半年核准超15GW，特点为山地风电，项目更替频繁。
中东部核心省份为河南、安徽、山东，2026上半年新增约2000万千瓦，特点为低风速、分散式。
四、未开工项目现状与清退情况
4.1 整体规模：圈而不建问题突出
风电项目圈而不建是指已列入年度开发方案或已核准备案的项目，长期未实质开工建设的现象。这一问题在中东南部省份尤为突出，主要原因是前期工作不深入、用地审批困难、电网接入受限等。
行业估算：全国存量核准未开工的陆上风电项目达数十GW，约30%的已核准项目存在落地困难，部分省份并网率不足50%。
2025年以来，随着监管趋严，各省加速清理逾期未开工项目。据不完全统计，截至2026年7月，全国已有超过2250万千瓦风光项目被正式废止清退，其中风电项目占比约60%-70%，规模约1350‑1575万千瓦。
4.2 各省清退情况汇总
贵州省：清退力度全国最大。2025年以来累计清理风光项目超788万千瓦。2025年12月清理十四五第四批，废止374万千瓦风光项目。2026年7月清理2026年第一批，53个项目、414.7万千瓦，其中风电305.7万千瓦、光伏109万千瓦。
2026年第一批贵州清退企业分布情况，国家电投清退总规模105.8万千瓦，占比25.5%，其中风电33.8万千瓦。中核集团清退总规模58万千瓦，占比14%，其中风电33万千瓦。安顺能源省属企业清退约45万千瓦，占比约11%。华能清退约35万千瓦，占比约8.5%。中广核清退约30万千瓦，占比约7%。
值得注意的是，贵州在清退的同时也在持续新批项目。2026年7月1日同一天，既清退414.7万千瓦，又新批44个项目、386.433万千瓦，形成有进有出的动态调整机制。
山西省：第一批废止138.2万千瓦。2026年3月公示第一批拟废止清单22个项目、147.2万千瓦；5月正式公布时为21个项目、138.2084万千瓦。其中风电项目规模共计52.61万千瓦，光伏项目规模共计85.5984万千瓦。一个月公示期内有一个项目被保住。
陕西省：榆林市清退71.16万千瓦。2026年5月，陕西榆林市发改委发布拟废止存量可再生能源项目公示，共20个风电、光伏项目被废止，总规模71.16万千瓦，包括风电项目44.16万千瓦、光伏项目27万千瓦。涉及天能重工、力诺集团、国家电网等企业。
此外，陕西铜川印台区100MW风电项目因建设单位明确放弃实施，被拟废止。该项目列入2024年度保障性风电项目清单，但长期未启动选址论证、土地预审等前期手续。
广西壮族自治区：回收再分配374万千瓦。广西2026年完成第二批新能源回收指标再分配，共39个项目、装机容量374万千瓦，其中陆上风电占重要比例。乐业逻沙风电场一期等3个项目因未按期开工，核准文件自动失效。
云南省：指标回收与再分配并行。云南文山州丘北县已有370MW风光指标被收回，同时启动290MW风光项目招标优选开发主体。2026年第一批新能源项目中集中式风电982.935万千瓦，并明确要求一年内未开工建设将被收回。
新疆：刚性监管时代来临。依据新发改能源〔2024〕508号文要求，新疆实行备案两个月后必须开工的刚性规定，逾期只给一个月整改期，整改未实质性进展直接清退注销备案。和布克赛尔蒙古自治县某项目因施工现场长期全面停滞、未形成有效固定资产投资，被清退。
4.3 清退标准与类型分析
综合各省清退文件，未开工项目主要分为以下四类。
囤积指标型：企业长期囤积开发指标，拿证后无实质前期推进工作，占比约40%。
逾期未开工型：取得核准备案文件后逾期未开工建设，多次延期仍无进展，占比约35%。
手续不全型：未在规定时限内完成核准备案全部手续，占比约15%。
主动放弃型：企业自身战略调整，主动放弃项目开发权，占比约10%。
这些项目的清退，意味着央企真金白银的前期投入，测风数据、可研报告、土地预审、接入系统设计全部沦为沉没成本。
五、未开工原因深度分析
5.1 用地与合规障碍：最核心的颠覆性因素
用地问题是导致风电项目无法开工的最主要、最具颠覆性的因素。2023年自然资源部新规落地后，耕地、林地、草地管控持续收紧，大量以往可开发的闲置地块被划入限制性范围。
林草地管控全面收紧。2026年1月，国家林草局与国家能源局联合发布《关于支持风电开发建设规范使用林地草地有关工作的通知》，对风电项目用林、用草作出系统性规范，政策口径进一步收紧。禁建区域明确，生态保护红线、自然保护地、重要湿地、重点国有林区林地草地内不得新建、扩建风电场项目。优先布局区域，鼓励风电场项目优先布局在沙漠、戈壁、荒漠等区域。复合利用要求，推动空间集约复合利用，减少对林草地的占用。
典型案例：某央企下属新能源公司在江西某地的风电项目，升压站占了2400多平米林地未办手续，被自然资源局查实后责令改正、没收地上建筑物并处罚款，项目停工整改。
生态红线避让难题。以山西省为例，全省生态保护红线覆盖面积约占全省国土面积的26.8%，其中吕梁山生物多样性维护功能区、汾河上游水源涵养区及恒山—五台山生态屏障带与风能可开发区域高度交错。遥感解译数据显示，2023年全省拟建风电项目中有21.3%的规划机位位于生态保护红线范围内。
只租不征的历史遗留隐患。过去很多企业为节省成本，采用只租不征方式使用土地，随着用地监管趋严，这类历史遗留问题集中爆发，导致项目无法通过合规审查。
5.2 经济性逆转：136号文重塑投资逻辑
2025年2月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，发改价格〔2025〕136号，简称136号文，标志着新能源行业延续多年的保量保价政策兜底模式正式退出历史舞台。
核心变化：从保量保价到全面入市。全面入市，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新老划断，以2025年6月1日为节点，存量项目延续原有保障电量及电价政策，增量项目实行年度竞价形成机制电价。差价结算，建立可持续发展价格结算机制，与现货市场联动。
对项目开工的影响。136号文彻底打破了风电项目开发即捡钱的逻辑。第一，收益不确定性大幅提升，过去投资测算边界简单，利用小时数、标杆电价、运维成本，项目并网后收益确定。现在需要面对现货市场、中长期市场、绿电交易的种种不确定性。第二，投资回报周期拉长，市场化电价波动加大，部分项目内部收益率IRR降至8%以下，甚至低于融资成本。第三，企业持观望态度，大量已核准项目因收益测算不达标，迟迟无法开工或建设陷入半停滞。第四，主动放弃增多，部分企业选择退出开发、转让路条，只求收回前期沉没成本。
市场数据：2026年1‑6月，国网经营区新能源上网电量同比增加6.9%，风、光综合上网电价总体平稳，行业整体并未出现失速，但区域分化明显，西北等新能源富集地区电价下行压力较大，中东部负荷中心地区电价相对坚挺。
5.3 电网接入与消纳限制
送出通道建设滞后。部分风电资源富集地区，配套电网建设滞后于电源建设速度。风电项目多集中于偏远山区或荒漠地区，配套送出工程投资大、周期长，往往出现项目等电网的局面。
以湖北为例，风电项目多集中于鄂西山区，配套电网建设滞后，电网接入与系统调节能力存在短板。截至2025年底，全省累计并网新型储能电站装机容量仍显不足。
消纳能力下降。随着新能源装机规模持续扩大，部分地区消纳压力逐渐显现。新能源平均利用率已回落至95%以下。局部地区弃风弃光有所回升。沙戈荒大基地、水风光一体化基地等全链条被盯防，各地能源监管机构以全过程监管确保项目按期合规建设。
接入容量饱和。部分区域电网接入容量已趋饱和，新接入项目需要等待电网扩容，或自行投资建设配套送出工程，大幅增加了项目成本和建设周期。
5.4 前期工作深度不足
前两年风电开发热潮中，大量企业跨省跨界抢占资源，在对当地风资源条件与建设环境缺乏深入调研的情况下，过度许诺，一度推高了非技术成本。待到实际推进时，才发现各种现实问题接踵而至。
微观选址不深入。前期踏勘、权属核查不够细致。机位、道路、集电线路容易触碰生态红线、基本农田。风资源、地质勘查不充分，进场后实际条件与预期偏差大。
专项审批推进缓慢。环评、水保、民航限高、军事设施保护等专项审批推进缓慢，手续不全无法合法开工。部分项目因某个专项审批卡住，导致整体进度停滞。
非技术成本高企。中东南部地区土地资源紧张，征地协调成本高、周期长，村民诉求多样，协调难度大。部分项目因征地纠纷长期无法进场施工。
5.5 企业战略调整与投资转向
在行业整体从规模扩张转向质量效益的大背景下，企业投资策略也在调整。
第一，从跑马圈地到精选项目，央企从追求规模转向追求效益，主动放弃收益不达预期的项目。
第二，投资重心转移，部分企业将投资重心从陆上风电转向海上风电、储能、氢能等新兴领域。
第三，资金压力，部分中小企业融资困难，缺乏开发资金和能力，被迫放弃项目。
第四，战略收缩，部分跨界进入新能源的企业，因行业竞争加剧、盈利不及预期，选择战略收缩退出。
5.6 原因权重分析
用地与合规障碍，影响权重约35%，主要影响区域为中东南部、山区、林草丰富地区。
经济性下降，对应136号文，影响权重约25%，全国性，西北等电价下行区更严重。
电网接入与消纳，影响权重约20%，主要影响三北地区、偏远地区。
前期工作不扎实，影响权重约15%，主要影响中东南部、新进入企业。
企业战略调整，影响权重约5%，全国性，中小企业更明显。
六、政策环境与监管趋势
6.1 用地政策：从宽松柔性到刚性强制
林草新规收紧用林用草。2026年1月发布的《关于支持风电开发建设规范使用林地草地有关工作的通知》，标志着风电用地政策从支持发展转向规范发展。明确划定禁建区域，生态保护红线、自然保护地等区域严禁新建扩建。优先布局沙戈荒地区，引导项目向土地资源充裕区域集中。规范可建设区域的使用标准，按生态价值分级管控。强化规划统筹，要求林草主管部门提前介入项目选址指导。
用地监管全面强化。以三调为基础的年度国土变更调查机制建立后，用地监管更加精准严格。自然资源部门对违法用地的查处力度持续加大，未批先建、边批边建的空间被大幅压缩。
新疆模式：备案即开工的刚性约束。新疆率先实行备案两个月后必须开工的刚性规定，逾期只给一个月整改期，整改未实质性进展直接清退注销备案。这一模式正在向全国推广，标志着新能源项目管理从重审批、轻监管转向全过程刚性监管。
6.2 电价政策：136号文开启市场化时代
政策核心框架，136号文以全面入市加差价结算为核心，构建了全新的新能源电价体系。
改革前，定价机制为政府定价或者标杆电价，电量保障为保障性收购保量保价，收益确定性为20年固定收益，增量项目执行指导价或者竞价，储能配置多地强制配储。
改革后，定价机制为市场形成价格加机制电价，电量保障为全部入市交易，收益确定性随市场波动，增量项目执行年度竞价形成机制电价，储能配置不得作为核准前置条件。
实施一年效果评估。2026年上半年数据显示，136号文实施一年来，国网经营区新能源上网电量同比增加6.9%。风光综合上网电价总体平稳，处于可控范围。价格信号有效引导系统主动消纳能力提升。区域分化加剧，西北等新能源富集地区电价下行压力大，中东部相对坚挺。
对开工决策的影响。136号文对风电项目开工决策产生了深远影响。第一，投资测算更复杂，需要考虑现货价格、中长期合约、绿电溢价、辅助服务费用等多重因素。第二，项目筛选更严格，企业从有项目就上转向精挑细选，只开发收益达标的优质项目。第三，开工节奏放缓，部分项目等待市场明朗、政策优化，暂缓开工决策。第四，倒逼技术进步，电价下行压力倒逼企业通过技术降本、提升效率来维持收益。
6.3 项目监管：清退机制常态化
从软约束到硬清退。过去，风电项目核准备案后开工时间要求较为宽松，企业有较大的弹性空间。近年来，监管趋势明显收紧。开工时限明确，多数省份要求核准后1‑2年内必须开工，逾期自动失效。建设进度跟踪，建立项目建设进度月报季报制度，实时监控项目进展。定期清理机制，各省定期开展集中清理，对逾期未开工项目坚决清退。指标回收再分配，清退的指标重新分配给有能力开发的企业，提高资源利用效率。
有进有出的动态平衡。以贵州为代表的省份，已形成清退加新批并行的动态调整机制。2026年7月1日同一天，既清退414.7万千瓦旧项目，又新批386.433万千瓦新项目，实现了项目库的优胜劣汰和动态更新。
企业信用约束。部分省份开始将项目开工情况与企业信用挂钩，多次出现圈而不建的企业将被限制参与后续项目竞争配置，从制度上遏制囤指标行为。
6.4 十五五规划：高质量发展导向
2026年7月发布的《可再生能源发展十五五规划》，为未来五年风电发展指明了方向。总量目标，到2030年，风电和太阳能发电总装机不低于28亿千瓦。海上风电，十五五期间新增开工规模1亿千瓦左右，2030年累计装机达1亿千瓦以上。陆上风电，加快三北风电光伏基地建设，以沙戈荒新能源基地为重点。发展导向，从规模扩张转向高质量集约开发，注重系统友好型和经济性。
政策导向转变：十五五规划强调集散并举、持续优化空间布局，多元融合、系统协同，标志着风电开发从跑马圈地时代进入精耕细作时代。
七、十五五展望与趋势预判
7.1 总量展望：近10亿千瓦增量空间
根据《可再生能源发展十五五规划》，到2030年风电和太阳能发电总装机目标不低于28亿千瓦。对比2025年底约15亿千瓦的存量，十五五期间风光新增装机近13亿千瓦，其中风电预计贡献4‑5亿千瓦增量。
核心判断：十五五期间风电仍将保持高速增长，但增长方式从规模驱动转向质量驱动，从遍地开花转向基地化、集约化。
7.2 空间格局：三北基地+海上风电双轮驱动
陆上风电：三北基地化开发为主。沙戈荒大基地，新疆、黄河上游、河西走廊、黄河几字弯、冀北、松辽等六大基地持续推进，100%绿电外送基地试点启动。水风光一体化，西南地区依托水电调节能力，推进水风光综合基地建设。中东南部，以分散式、低风速风电为主，注重就地消纳和复合利用。
海上风电：深远海成为新战略方向。十五五期间全国海上风电新增开工规模1亿千瓦左右。渤海、黄海、东海、南海四大海域同步推进。深远海风电基地项目库建立，分批推动规范有序建设。海上风电与海上光伏、海洋能、海洋油气、海底算力等业态融合发展。
7.3 节奏预判：2026调整、2027‑2028核准、2029‑2030抢装
依托2030年风光装机硬指标、风电市场化经济性优势凸显、各省严格的项目时限管控，十五五风电已形成清晰的阶段性发展节奏。
缓冲调整期为2026年，136号文落地适应期，项目筛选优化，清退与新批并行，开工节奏放缓。
集中核准期为2027‑2028年，十五五项目集中核准，大基地项目全面启动，核准规模持续高位。
抢装爆发期为2029‑2030年，2030年目标倒逼，项目集中开工并网，或迎史上最大抢装潮。
这一节奏判断的依据。第一，政策目标硬约束，2030年28亿千瓦目标是刚性约束，必须完成。第二，项目周期规律，风电项目从核准到并网通常需要2‑3年，2027‑2028年核准的项目正好在2029‑2030年并网。第三，历史经验验证，十二五、十三五、十四五末期均出现抢装潮，十五五大概率延续这一规律。第四，技术迭代驱动，大兆瓦机组快速迭代，后期项目单位成本更低、效率更高。
7.4 未开工趋势：从存量清理到增量严控
清退将持续常态化。预计十五五期间，项目清退将成为常态。各省将建立年度清理机制，定期清理逾期未开工项目。清退标准将更加严格，从是否开工延伸到建设进度是否达标。清退规模预计维持在每年500‑1000万千瓦水平。
项目质量将显著提升。随着准入门槛提高和监管趋严，新增项目质量将明显改善。前期工作深度增加，圈而不建比例下降。项目选址更加审慎，用地合规风险降低。企业投资更加理性，盲目扩张减少。
区域分化将加剧。三北地区用地条件相对宽松，大基地项目推进顺利，未开工比例较低。中东南部用地紧张、合规压力大，未开工比例仍将维持高位。西南地区山地风电建设难度大，项目更替频繁，清退规模预计仍较大。
7.5 技术趋势：大兆瓦、智能化、系统友好
大兆瓦化，10MW及以上陆上风机出货占比显著提升，单机容量持续增大。
智能化运维，数字孪生、AI预测性维护等技术广泛应用。
系统友好型，风电主动支撑能力增强，参与电网调节和辅助服务。
融合发展，风电加储能、风电加制氢、风电加农业等复合业态增多。
八、结论与建议
8.1 核心结论
结论一：陆上风电仍处于高速增长通道。2025年前三季度陆上风电新增并网5759万千瓦，2026年上半年约3700万千瓦，虽受抢装高基数影响同比小幅回落，但整体仍保持高速增长。十五五期间风电仍有4‑5亿千瓦增量空间，长期增长逻辑不变。
结论二：三北基地化格局稳固，区域分化加剧。三北地区贡献超75%的新增装机，内蒙古、新疆、甘肃、河北、山西五省是绝对主力。中东南部以分散式、低风速风电为主，受用地约束更大。东北的松辽基地正在崛起，成为新增长极。
结论三：圈而不建问题突出，清退已成常态。全国存量核准未开工项目达数十GW，约30%项目存在落地困难。2025年以来全国已清退超2250万千瓦风光项目，贵州、山西、陕西、广西等省力度最大。清退机制从软约束转向硬清退，常态化、制度化趋势明显。
结论四：用地和经济性是未开工两大主因。用地合规障碍约占35%，经济性下降约占25%，是最核心的两大原因。林草新规收紧、生态红线避让、136号文取消保障性收购，共同重塑了风电开发的成本收益结构。
结论五：行业正从规模扩张转向高质量发展。136号文、林草新规、十五五规划共同标志着风电行业进入新发展阶段。企业从跑马圈地转向精耕细作，监管从重审批转向全过程刚性监管，发展方式从量的扩张转向质的提升。
8.2 对开发企业的建议
项目开发端
第一，做实前期工作。加强微观选址深度，充分评估用地、环评、接入等风险，避免先拿指标后补手续的传统模式。
第二，精选优质项目。建立严格的项目筛选标准，聚焦资源好、用地顺、接入易、消纳强的优质项目，放弃收益不达标的项目。
第三，优化区域布局。优先布局三北基地项目和中东南部负荷中心周边项目，审慎进入用地紧张、合规风险高的区域。
