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。
河北风电光伏竞争电价政策主要分为存量项目和增量项目两类，具体规定如下：
集中式光伏：40%（扶贫项目100%）；集中式风电：70%；工商业分布式光伏：80%；其余分布式光伏和分散式风电：100%。多类型电源项目按容量占比加权确定执行比例。
冀北电网特殊规定：以2024年6月1日至2025年5月31日实际非市场化交易结算电量占比作为机制电量上限，且不得高于上一年比例。
河北南网：统一按煤电基准价0.3644元/千瓦时执行。
冀北电网：按现行燃煤发电基准价0.372元/千瓦时执行。
按全生命周期合理利用小时数剩余值与投产满20年（以较早者为准）执行。
冀北电网补充：项目达到全生命周期合理利用小时数（具体到月）或投产满20年（具体到月）的次月起，退出差价结算机制。
申报公式：单个项目申报规模=装机容量×同类项目近三年平均发电利用小时数×(1-厂用电率)×机制电量申报比例，上限最高80%。
冀北电网特殊规定：省发展改革委根据年度非水电可再生能源消纳责任权重、用户承受能力，每年确定新增纳入机制的年度电量总规模及风电、光伏竞价规模。
上限：暂不高于燃煤发电基准价；下限：参考先进新能源项目成本因素确定竞价下限。
风电：10年；光伏：12年；海上风电与海上光伏：14年（由省发展改革委确定机制电量规模和电价形成方式）。
三、市场化交易要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成：
集中式项目：报量报价参与交易；分布式项目（含分散式风电）：可直接或通过聚合方式报量报价参与交易；未选择直接或聚合参与的，默认作为“价格接受者”参与市场。政策通过差异化机制电量比例、电价上限及执行期限，兼顾存量项目收益稳定与增量项目市场化竞争，同时推动新能源全面参与电力市场交易。