一季度2126.25MW！风机“以大代小”项目正在爆发

2026年一季度，韩国一20余年老风电场不同点位先后发生倒塔及起火事故，事故造成3名现场工作人员遇难。给全球风电敲响警钟。

国内同样有老旧风机爆雷事件。风电观察曾报道，2026年2月，三峡能源国宏芝瑞10年风电场99台风机叶片出现“大批量缺陷”，业主或将向责任方追偿，而在半年前，该风场已发生过一台风机叶片断裂事故。

在中国风电产业数十年繁荣发展背后，早期的“孤儿风机（无原厂家提供技术支持和售后服务）”、运行超过15年即将退役的风机，以及10年前第一次抢装潮期间吊装的风机，都在面临越来越大的安全性与经济性问题。

而这一难题涉及产业的方方面面，不仅关联风电场实际运营水平提升、固定资产利旧与规范处置、退役设备设施回收与循环利用等核心环节，还需统筹考量现有国土空间规划、电网接入适配、电力消纳能力、电力市场化交易规则等多重因素。

老旧风机退役潮已正式来临，其背后蕴含着庞大的市场规模。

2025年初，中国物资再生协会风光设备循环利用专委会预测，预计到2030年，累计将有超过3万台机组达到退役年限，由此带来的固体废弃物规模将达94.79万吨。2030年—2035年间，累计退役风机规模将超过100GW。

面对老旧风机退役与改造的迫切需求，风电观察梳理发现，各省越来越多老旧风场“以大代小”改造已快速提上日程。

图源：2025年底，龙源电力黑龙江某“以大代小”风电等容改造项目并网投运

“以大代小”走出试点阶段，大量1.5MW亟待改造

2021年8月，宁夏发布《关于开展宁夏老旧风电场“以大代小”更新试点的通知》，创新提出等容、增容两种改造试点模式，打响老旧风机技改第一枪。

行业真正迎来系统性转折，则在2023年6月，国家能源局印发《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级，填补了这一领域管理政策的空白。

在此基础上，部分省份细化配套政策，改造路径愈发清晰。

在政策驱动下，各省老旧风机改造升级项目规模持续扩大，多省首个示范项目相继落地。

据水电水利规划设计院数据，2024年涉及15省改造升级项目，规模约800万千瓦，2025年涉及19省改造升级项目，规模约600万千瓦。改造后机组以5MW及以上为主。

经过几年的发展，“以大代小”项目也展现出新的趋势：

其一，改造范围“下沿”拓展：从1.5MW以下向1.5–2MW延伸

宁夏是全国先行者。据全国人大代表、宁夏回族自治区科学技术厅厅长王伟所言，“宁夏基本完成了单机容量1.5MW以下风电场的改造升级，总计完成改造升级规模81万千瓦，还有321万千瓦单机容量1.5MW的风电场没有开展改造。”

王伟表示，经过调研，部分开发企业对单机容量1.5MW风电场改造升级的意愿非常强，但是国家政策规定的改造升级范围没有涵盖1.5MW机组，导致风电场维持低效运行，无法开展改造，建议国家能源局进一步完善风电场改造升级政策，扩大老旧风电场改造升级范围。

从项目实践看，宁夏正加速推进更高容量机组的升级。

2025年9月底，华电宁夏中卫海原100万千瓦“以大代小”风电项目启动，将拆除原有198台1.5兆瓦老旧风机，采用“等容+增容”组合模式，计划于2026年11月底并网发电。

贵州亦跟进政策，在其2026年最新发布的《贵州省风电光伏发电项目管理办法》文件中，鼓励运行15年及以上单机容量2兆瓦及以下的风力发电机组设备更新替代。可改造机组容量上限进一步提升，释放更大存量升级空间。

根据CWEA数据，截至2025年陆上风电累计装机容量中，1.5~1.9MW的风机累计装机占比有13.9%，对应装机规模约8932万千瓦，是未来的增量市场。

其二，改造上限“上沿”提升，8MW、10MW的大风机替代已屡见不鲜。

在一季度广东、浙江、新疆、云南等省（区）的以大代小项目中，都明确利用6-10MW机组替代1-2MW小风机。

其三，行业完成从“等容改造”到“增容改造”的转变，效益提升明显。

2023–2024年，全国改造项目以等容模式为主；2025年起，增容改造成为重点。

据风电观察不完全统计，2026年一季度，各省公布或核准的“以大代小”风电改造项目共计2126.25MW，项目类型基本是增容改造项目。

当前，“以大代小”项目正在从试点阶段走向全面推开，给风电市场带来新的增量。

退役潮正式来袭，但市场冷热不均

风电企业越来越重视盘活老旧风机，关键原因是第一批退役潮已经来袭。

2025年，首批服役期满的风电机组集中在0.5~1兆瓦机型，而到2030年，服役期满的机组升级为1~2兆瓦机型。

老旧风电场项目有很大一部分是处在亏损或亏损边缘，虽占据了早期最优的风电资源，但风机平均利用小时数普遍偏低，实际利用小时多在1000～1600h之间，若能尽快争取到改造指标，在机组技术水平提升的基础上，更可以在一定程度上享受补贴电价的红利。

但并非所有省份和项目业主都对“以大代小”改造抱有极高热情。部分省份配套政策尚未出台。

首先，一些省份面临较大的消纳压力，增容改造难度大。

比如吉林省2025年风电利用率仅为91.8%，低于全国平均的94.3%，消纳问题严峻，即便拥有较多早期风机，但在以大代小项目推进上比较缓慢；宁夏（95.6%）、广东（98.6%）等风电利用率较高的省份改造积极性会更高一些。

其次，136号文作用下，央国企对新能源的投资趋于谨慎。

设备更新需要大量的投资，新项目按20年寿命期计算时，将涵盖既有项目剩余补贴小时数或补贴期，同时还涉及电力市场化交易、拆除工程投资和固定资产处置收益等。业主必须算好经济账，才会去进行下一步的投资。

有业内人士表示，存在早期风场存在超期服役风机，因为在原来政策补贴期内，多发一度电对企业而言都是利润，导致更新意愿不高。

再次，土地问题及周边环境风险也会影响改造积极性。

一些早期风机用地政策不够完善，按照新政策划分，部分风机建立在生态保护红线和自然保护地等限制风电开发区域内，这些老旧风场可以继续运行，但寿命到期后，必须有序退出，且需将用地恢复。

多省新规明确要求，不得占用生态保护红线和自然保护地，不新增总用地面积。

另外老旧风场周边的输电线路、居民房屋、公路铁路等新增项目也是风险因素。生态环境部明确新建风电项目的风机应距离周边居民、企事业单位等不得小于700米。

在实际推进中，业主需要“因地制宜、因时制宜”开展改造，考量颇多。

此前“以大代小”项目推进比较缓慢，部分项目也会因各种原因暂停或终止。比如大唐辽宁99MW风电以大代小改造项目风力发电机组及附属设备（含塔筒）于3月终止。公告显示，因本项目所需要的条件发生了变化，终止采购。

打通回收，是老旧风机退役必须啃的硬骨头

大批退役机组的规范安放与回收处置也是风电场改造升级的重要掣肘。

行业早期普遍“重装机、轻处置”，存在项目未在合同中明确叶片退役后的责任主体，各方处理积极性不足。

与此同时，大部分退役机组是发电央企的国有资产，其国有属性、账面资产若与实际价值差异大则涉嫌国有资产流失，业主不敢轻举妄动，进而导致资产闲置。

而从回收价值看，占大头的钢铁部分回收技术成熟、路径清晰、价值高。占重量10%的风电叶片处理成本高，回收价值低，很难依靠市场力量实现商业化运作。

叶片回收办法林林总总，主要分为物理法、热解法与化学法三大类，但均未达到理想状态。

更为突出的是，当前风电叶片回收利用受“小作坊”冲击明显。

有业内人士指出，小作坊可以通过非法拆解、随意处置降低成本，两三百元一吨就能承接业务；而正规再生利用企业，每吨处置费用高达几千元。2022年前后叶片回收处置费每吨在4000-5000元，近几年降到了2000元左右，甚至更低，企业盈利空间被进一步压缩。

由于风机叶片属于工业固废，发电企业需付费委托处理，因此业主更关注低成本合规处置；制造厂商在回收上的投入远不及对新品的投入，循环经济理念尚未贯通，叶片回收还有很长的路要走。

但随着风机退役潮来临，行业对此重视程度正持续提升，国家也要出手监管并引导了。

2026年1月国务院印发《固体废物综合治理行动计划》提出，要提升再生资源循环利用水平。

3月，《中华人民共和国生态环境法典》明确要求，从事风电建设运营的企业，要自行或委托企业进行叶片循环利用或无害化处理。各省也在跟进风机叶片等废旧设备循环利用的政策引导。

国家队已入场。2025年4月，中国资源循环集团新能源科技有限公司成立，将畅通新能源器件循环利用产业链，开辟新能源器件循环利用市场新业态。不少厂家也已在尝试风电叶片的无害化回收再利用并取得了一些成绩。

总体来看，风电叶片回收绝非“赚快钱”赛道，需要长期投入。但唯有打通“退役—回收—再生—应用”全周期链条，才能真正实现老旧风场的焕新与产业的可持续发展。