风电与光伏在市场空间和投资价值上各有特点，光伏在市场空间增长潜力和投资价值上相对更具优势，风电也有其稳定的市场需求和特定投资价值。以下从市场空间和投资价值两方面进行详细对比：
市场空间整体需求增长“十四五”我国经济年均增速5.5%，预计到2025年，全社会用电量在9- 9.5万亿千瓦时之间，年均增速4%- 4.5%。到2025年，预期年消耗能源总量55- 56亿吨标准煤，全部非化石能源占一次能源消费比重达到19- 20%左右。预计到2030年，新能源装机占比将达到38%，这为风电和光伏都提供了广阔的市场增长空间。
按照对2025年的预期，非化石能源将会消耗11.2亿吨标准煤，可产生3.5万亿度电，占2025年整个用电量的37%（19年非化石能源占总发电量的30.43%），显示出非化石能源发电市场整体呈增长趋势。
风电与光伏发电量占比及增长非化石能源中水电占比一直相对稳定，假设2025年水电占比为19%，风电+光伏+核电+生物质总发电量占比18%，目前核电与生物质占比总量在6%左右，较保守预测风电和光伏未来发电量的占比为10%，即两者合计发电量为0.95万亿千瓦时，新增发电量为4000亿千瓦时。
光伏的年利用小时数与风电相差将近一倍（光伏以1300H为基准，风电以2500H为基准），使得同等发电量情况下，光伏的装机量比风电多很多。目前风电与光伏累计装机量大致相同，所以未来几年光伏的年复合增长率自然大于风电。
即使当光伏占2025年发电量70%及以上时，我国光伏的年平均新增装机量也达不到60GW，不过光伏产业还需从全球化视角来看待其市场空间。
投资价值度电成本对比风电的度电成本为0.15元/KWH，光伏的度电成本为0.16元/KWH，如果考虑到容配比的问题，光伏的度电成本还可以降低1- 2分钱。容配比增高使度电成本下降的原理是：传统光伏电站的容配比为1:1，但因各种原因，光伏组件侧的发电量达不到逆变器的最大工作效率，使交流侧的成本占比增加。增大容配比相当于增多直流侧组件的数量，让直流侧的发电量使逆变器达到最大工作效率，在不增加逆变器或增加较少的情况下，发电量增多，单位发电量的交流侧成本降低，度电成本下降。
随着使用时间的延长，光伏组件具有光衰减性，会影响发电量，这部分损耗很难计量。从竞价项目角度考虑，陆上风电的标杆单价为0.29- 0.47元/KWH，光伏电站标杆电价为0.35- 0.49元/KWH，补贴政策上也更倾向于光伏电站，光伏电站开发商会获得相较于风电更高的收益率。
2021年后，陆上风电与光伏电站都将进入平价时代，度电成本是选择何种发电方式最重要的依据，未来两种发电方式的降本路线也比较清晰，光伏的降本速度更快一些，但受制于上游原材料的影响，组件价格存在波动。
对企业营收和利润的影响假设未来五年3MW风机的平均销售价格为3000元/KW，500W光伏的平均销售价格为1.45元/W，相同发电量情况下需要26,667台风机或3.08x10?台光伏组件，分别创造2.4x1011元和2x1011元的营收，假设组件和风机厂的净利率都为6%，同等情况下，风机的净利润是光伏的1.2倍。
但这只是国内的情况，按照国内装机量占全球1/3、国内组件销售量占全球75%来计算，我国光伏企业还有一半的营收来自国外，也就是说相同情况下光伏企业的利润是风机企业的1.67倍（未考虑各个国家的实际情况）。所以理论上来说风机企业的市值相对于光伏应该有40%的折价，在同等情况下，光伏企业有更好的投资价值。
投资100MW光伏和风电的回报率高低不能一概而论，需结合具体资源条件和项目设计。从行业普遍数据看，光伏在成本下降速度和现金流稳定性上更具优势，而风电在并网效率和融资成本方面表现更好。
光伏的平准化度电成本（LCOE）已降至0.03-0.04元/千瓦时，较五年前下降超40%，单位组件成本年均降幅达8-10%。风电LCOE维持在0.05-0.06元/千瓦时，降幅约30%。光伏运维成本占比18%，低于风电的25-30%。
光伏项目内部收益率（IRR）普遍在8-12%区间，全周期净现值比风电高120-150亿元（按10GW规模测算），主要因25年寿命周期（比风电长5年）和出力稳定。风电并网效率达92%，高于光伏的75%，运营稳定性更强。
光伏项目债务覆盖率达1.5-2.0倍（风电为1.2-1.5倍），抗风险能力更优。但光伏需额外配置20-30%储能容量，而风电通过调峰机制可降低15%储能依赖。风电融资成本比光伏低1.5-2个百分点。
若选址地区太阳能资源丰富（年有效利用小时数>1200小时），优先选光伏；若风资源稳定（年利用小时数>2200小时）且电网调峰条件好，风电回报可能更高。需结合实际资源数据做精细化测算。