光伏设备涨价对风电行业形成有限利好，主要体现在市场需求转移和盈利预期改善两方面，但风电自身发展仍受制于消纳、审批等固有因素。
光伏产业链涨价可能导致部分光伏项目延期或装机不及预期，投资者可能将资金转向风电领域。据券商预测，2025-2026年国内风电新增装机量预计将持续增长，2025年有望达到105-115GW，2026年进一步升至110-120GW，行业需求预期有望上修。
风电机组价格在经历大幅下降后（2024年陆上机组降至1400元/kW，海上机组跌破3000元/kW），近期出现回升迹象。这主要得益于行业协会呼吁反恶性竞争，以及更多开发商改变招标规则，从单纯价格竞争转向更注重设备质量、全生命周期效益与技术服务。投资者对风电制造企业的盈利预期因此得到改善。
需注意的是，风电行业的发展并非仅由光伏涨价驱动，其本身也面临电网消纳能力、项目审批流程、地方政策等挑战。光伏与风电更多是互补而非简单替代关系，光伏涨价带来的利好是结构性和阶段性的，风电行业的长期发展仍需看其自身成本下降和技术进步的节奏。
截至目前公开信息，国内火电、核电、风电、光伏电的平均发电成本区间如下：火电0.30-0.62元/度，核电0.24-0.45元/度，陆上风电0.10-0.35元/度、海上风电0.30-0.50元/度，光伏电常规成本区间为0.136-0.30元/度，配套储能调峰的光伏系统综合成本为0.21-0.30元/度。
1.综合成本区间为0.30-0.62元/度，其中直接成本0.35-0.50元/度，加装碳捕集（CCUS）会额外增加0.1-0.2元/度，灵活性改造成本0.02-0.04元/度；
2.成本受煤炭价格波动、碳价影响较大，经济性会随相关因素出现明显变化。
1.成本区间为0.24-0.45元/度，直接成本0.30-0.40元/度；
2.作为基荷电源可获得容量补偿，抵消部分高成本压力，乏燃料后处理费用约0.04元/度。
1.陆上风电成本区间为0.10-0.35元/度，海上风电成本区间为0.30-0.50元/度；
2.成本受地区资源禀赋、机组规模影响明显，三北地区陆上风电成本相对较低，近海海上风电项目成本偏高。
1.常规发电成本区间为0.136-0.30元/度，西部光照充足地区可低至0.136元/度，东部地区约0.18-0.24元/度；
2.若包含系统平衡成本，即配套储能和调峰服务的综合成本区间为0.21-0.30元/度。