一、全国年景（2025 年）
中国气象局 2026 年 1 月发布，连续第 12 年。2025 年风能为正常年景、太阳能为偏小年景。
| 指标 | 数值 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 陆地 100 m 年平均风速 | 4.8 | m/s | 较近 10 年（2015—2024）10 m 风速偏小 0.65% |
| 陆地 140 m 年平均风速 | 5.1 | m/s | 140 m 年平均风功率密度约 202.3 W/m² |
| 海上 100 m 年平均风速 | 7.8 | m/s | 部分海上区域，风能资源十分丰富 |
| 海上 140 m 年平均风速 | 8.0 | m/s | 为国家深远海风电开发提供依据 |
| 年水平面总辐照量 | 1 495.7 | kWh/m² | 较近 30 年平均值偏小 25.1 kWh/m²，属偏小年景 |
| 年最佳斜面总辐照量 | 1 742.2 | kWh/m² | 按发电量最大倾角放置时可接收的太阳总辐照量 |
| 固定式光伏首年利用小时 | 1 393.8 | h | 全国平均，按最佳斜面辐照量折算 |
二、分区域资源特征
按公报的区域结论整理，用于初筛；具体到县、到机位仍需实测或高分辨率再分析数据。
| 区域 | 风电（100 m 年平均风速） | 光伏（年水平面总辐照量） | 开发提示 |
|---|---|---|---|
| 三北地区（华北北部、东北、西北） | 100 m 年平均风速 > 6.0 m/s | 年辐照 1 400～1 800 kWh/m² | 风光同优，大型基地主战场；冬季极低温与大风的机组适应性需单独校核 |
| 青藏高原大部 | 100 m 年平均风速 > 6.0 m/s | 年辐照 > 1 750 kWh/m²（最丰富区） | 太阳能资源全国最优，风电次优；高海拔带来机组降容与运维半径问题 |
| 内蒙古西部、新疆东部 | 风速 > 6.0 m/s | 年辐照 > 1 750 kWh/m²（最丰富区） | 风光互补性好，送出与消纳是主要约束 |
| 四川盆地 | 风速偏低 | 年辐照 1 000～1 200 kWh/m²（全国最低） | 光伏开发价值有限，宜以分布式自用与水电配套为主 |
| 中东部负荷中心 | 风速 4～5.5 m/s | 年辐照 1 200～1 500 kWh/m² | 资源中等但消纳条件好，适合分布式与绿电直连 |
| 部分海上区域 | 100 m 7.8 m/s、140 m 8.0 m/s | — | 风能资源十分丰富，施工窗口与海缆成本是主要变量 |
三、2025 年发电利用小时
全国风电 1 979 h、光伏 1 088 h，同比双双下降——装机增速快于电量增速。做财务测算时必须用项目自己的 8 760 小时序列，不能直接套平均值。
| 地区 | 风电（h） | 光伏（h） | 说明 |
|---|---|---|---|
| 全国 | 1 979 | 1 088 | 风电同比减少 148 h、光伏减少 113 h；10 个省区风电超 2 100 h，6 个省区光伏超 1 300 h |
| 西北地区 | 1 606 | 944 | 资源最好但消纳压力最大，风光均低于全国平均 |
| 内蒙古 | 2 218 | 1 239 | 风电装机与发电量均居全国第一；光伏同比减少 211 h |
| 河南 | 2 138 | 1 051 | 风电同比增加 140 h、光伏增加 7 h；华中地区消纳条件相对较好 |
| 吉林（西部） | > 3 000 | — | 年均风速 6—7 m/s，大兴安岭与长白山之间西南气流通道 |
| 江苏 / 山东（海上） | 约 2 800～3 200 | — | 海上风电利用小时显著高于陆上，但造价与施工窗口是主要约束 |
四、2025 年消纳情况
新能源整体利用率 94.2%，为「十四五」期间首次跌破 95%。消纳率低于 90% 的地区，新增项目的实际可发小时要按弃电率打折。
| 地区 | 风电利用率 | 光伏利用率 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 全国 | 94.3% | 94.8% | 新能源整体利用率 94.2%，同比降低 2.3 个百分点，为「十四五」期间首次跌破 95% |
| 西藏 | 68.6% | 64.9% | 光伏利用率全国末位，本地负荷小、外送通道有限 |
| 青海 | — | 低于 90% | 光伏装机相对负荷严重过剩 |
| 新疆 | — | 低于 90% | 装机快速增长，外送与本地消纳能力待匹配 |
| 甘肃 | — | 低于 90% | 2026 年一季度光伏利用率 82.5%，弃光率 10.4% 左右 |
| 上海 / 重庆 / 福建 | 全额消纳 | 全额消纳 | 全国仅此三地实现新能源全额消纳 |
五、度电成本（LCOE）参考
两个口径并列：水规总院的经济评价值用于可研对标，行业测算区间用于快速初判。含储能与不含储能的差别很大，看到「综合 LCOE」先问配了多久的储能。
| 类型 | 下限（元/kWh） | 上限（元/kWh） | 说明 |
|---|---|---|---|
| 陆上风电（全国平均） | 0.18 | 0.22 | 水规总院 2026 年上半年经济评价口径，含折旧、运维与资金成本，不含税；较 2020 年累计下降超 35% 水规总院（2026-07） |
| 海上风电（全国平均） | 0.35 | 0.45 | 同上口径；预计「十五五」末有望实现与煤电标杆电价平价竞争 水规总院（2026-07） |
| 陆上风电（三北优质风场） | 0.12 | 0.20 | 一类风区取下限；不含储能与调峰分摊 行业测算（2026） |
| 陆上风电（南方 / 一般） | 0.20 | 0.28 | 中低风速区域，塔筒与基础占比高 行业测算（2026） |
| 光伏（西北集中式） | 0.14 | 0.19 | 沙戈荒大基地，利用小时高、土地成本低 行业测算（2026） |
| 光伏（中东部） | 0.19 | 0.26 | 利用小时偏低，土地与并网成本高 行业测算（2026） |
| 工商业分布式光伏 | 0.23 | 0.32 | 靠近负荷中心，省去远距离输配电分摊；自用比例决定实际收益 行业测算（2026） |
| 风光 + 4 h 储能（综合） | 0.30 | 0.38 | 含储能后的系统综合成本，与煤电接近；储能按 2 充 2 放、循环寿命 6 000 次测算 行业测算（2026） |
| 煤电（超超临界） | 0.30 | 0.45 | 含折旧与环保改造；燃料成本占 50%—60%，随煤价波动 行业测算（2026） |
| 内蒙古实证值 | 风 0.10 / 光 0.15 | 风 0.10 / 光 0.15 | 区内绿电直连项目实际到户成本，资源禀赋与规模效应共同作用 远景（2026） |
六、开发潜力评估
技术可开发量是天花板，不是可建规模——还要过生态红线、土地、送出与消纳四道关。按当前技术水平，风光合计技术可开发量约为碳中和情境所需装机的 9 倍，但实际装机利用率不足 4%。
| 对象 | 数值 | 单位 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 陆上风电（100 m）技术可开发量 | 86.9 | 亿 kW | 按当前技术水平，剔除保护区、坡度与覆盖限制后 中国工程科学（2026） |
| 近海风电（100 m）技术可开发量 | 22.5 | 亿 kW | 同上口径 中国工程科学（2026） |
| 陆上集中式光伏技术可开发量 | 418.8 | 亿 kW | 按 110 kV 并网、20% 效率、三类地形装机密度测算 中国工程科学（2026） |
| 陆上分布式光伏技术可开发量 | 37.3 | 亿 kW | 建筑屋顶与可利用立面 中国工程科学（2026） |
| 风光合计技术可开发量 | 565.5 | 亿 kW | 约为碳中和情境所需风光装机容量的 9 倍 中国工程科学（2026） |
| 陆上风电（140 m） | > 100 | 亿 kW | 轮毂高度提升后低风速区域释放，装机利用率不足 4% 生态环境部环境规划院 |
| 海上风电（规划口径） | 27.8 | 亿 kW | 离岸 10 km 以上、水深 10 m 以上，实际利用率不足 0.9% 生态环境部环境规划院 |
| 塔克拉玛干等沙戈荒地区 | 风 6—7 / 光 70—80 | 亿 kW | 国家大型清洁能源基地的战略空间 水规总院（2026-07） |
| 西北光伏占全国技术可开发量 | 约 60 | % | 新疆、西藏、内蒙古、青海、甘肃五省区合计约占全国一半 生态环境部环境规划院 |
关于市地 / 县级数据：全国 300 余个地市、2 800 余个县区，风光资源与开发潜力的逐县成果目前只在部分省份的资源普查试点中公开，没有全国统一口径的县级数据集。本页按「全国—区域—重点省」三级呈现已公开口径；需要落到具体县、具体机位，须用实测或高分辨率再分析数据单独评估。
数据来源与用途
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