电价骤降近1毛，海上风电深陷内卷困局

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（来源：风芒能源）

后“136号文”时代，海上风电项目收益持续承压，行业内卷加剧。

风芒能源获悉，自“136号文”实质性落地满一年以来，大部分业主对海上风电项目的电价预期趋于悲观。这些企业认为，在电力市场化交易持续推进的背景下，从当地电源结构和负荷情况来看，新增海上风电项目电价或将进一步走低。以山东为例，经历现货市场运行及两轮机制电价竞价后，2025年项目预期电价尚维持在0.35元/kWh左右，至2026年已降至0.31元/kWh，当地某项目业主的电价预期更低，仅约0.28元/kWh，相较平价时期执行的燃煤标杆电价0.3949元/kWh，分别下滑12%、21%和29%。据业内测算，上网电价每下调0.03元/kWh，项目全投资收益率即下降近1个百分点。

业主的收益压力正进一步向整机环节传导。2022年至2024年间，为实现平价“软着陆”，海上风机价格持续下行，山东等地价格已一路降至3200元/kW左右。2025年下半年，各省承接“136号文”的文件陆续落地后，业主全面压减设备采购预算，海上机组价格进一步下探。今年，江苏地区部分招标项目中，价格更是跌至2700元/kW甚至2600元/kW。

当前，无论项目电价还是机组价格，均已处于内卷加剧下的不健康水平。按此价格测算，业主与整机企业账面利润极为微薄，甚至出现亏损。若再考虑未来潜在的质量维修成本，以及因赶工期并网导致验证不足所积累的技术风险，行业整体面临的形势较为严峻。

交易电价骤降

项目经济性持续承压

这几年，海上风电业主面临的压力显著增加。首先是“136号文”带来的直接冲击——海上风电刚实现平价上网，便迎来电力市场化改革大考。电价持续走低，对本就勉强算账的海上风电而言，收益面临严峻挑战。以海风大省广东为例，据业内人士透露，广东目前海上风电交易电价已整体跌破0.40元/kWh关口，粤西、粤东地区分别处于0.38-0.40元/kWh和0.37-0.39元/kWh区间，较当地燃煤标杆电价0.453元/kWh下降0.053-0.083元/kWh左右。

其次，随着海上风电向深远海迈进，以及审批流程和用海政策逐步调整，在水深、离岸距离不断加大，集约用海等约束趋紧下，项目施工难度、工程造价及开发运营周期均在扩大拉长，进一步推高整体成本。

业主持续承压之下，整机制造作为降本的主力环节，也同步深陷内卷困局。据业内统计，过去三年，国内最新下线的海上风机单机容量提升约50%，平均风轮直径以每年超过20m的速度递增，机组单位千瓦价格大幅下降30%……这一节奏已远超合理范围，暗藏风险。

众所周知，海上风电机组长期处于高盐雾、高湿度、强腐蚀的恶劣环境，需同时承受风、浪、流载荷及海水腐蚀和超强台风的挑战；加之海上作业窗口期短、故障处理在途时间长、大部件维修成本高，这些对机组可靠性提出了远高于陆上机组的苛刻要求。

价格与性能的双重博弈，使得整机商在极限压缩成本的同时，还必须确保机组在深远海恶劣环境下的长期可靠性。这种“既要马儿跑，又要马儿不吃草”的现实困境，不仅考验着供应链的韧性，更对技术创新提出了极高要求。若无法通过技术迭代实现真正的降本增效，单纯的价格战将难以为继，最终可能反噬整个产业链的健康发展。

事实上，这两年海上风电零部件的失效比例与速度均呈快速增长态势，甚至出现项目刚投运就要吊装船进场全场更换的现象。部分企业已深陷质量泥潭，每年因质量问题付出的代价高达数十亿元。快速降价和大规模推进大兆瓦风机所积累的潜在风险正逐步显现。

在日前于上海举行的第十一届全球海上风电大会上，远景能源风机产品线总经理杨亚文指出，海上风电不应成为盲目比拼价格与大兆瓦容量的竞技场。作为地方能源转型的重要抓手，尤其是在刚性考核趋严的背景下，海上风电的战略价值愈加凸显。他呼吁，地方政府在制定具体实施细则时，应给予海上风电一定政策倾斜，尽可能确保电价维持在合理预期之内。同时，行业应回归理性，在更公平、理性的环境中开展投资与决策。更为关键的是，各方需强化协同、合力推进合理有序的成本优化，切实提升项目整体收益，而非将压力与风险简单转嫁至某一环节。

高可靠、巧发电是关键

结合国家“十五五”海上风电规划及各省实际推进节奏，预计“十五五”中后期，海上风电有望迎来规模化起量。面向这一重要窗口期，行业既要坚定信心，也要保持战略定力，稳扎稳打推进各项工作。

远景能源海上产品解决方案总监李小刚表示，作为海上风电产业链上的关键一环，整机企业更要守住本心，在保障机组可靠性的前提之下，通过技术创新提升发电量、增加项目收益。“沿海省份通常制造业发达、电力消纳能力可观，因此，远景的理念是在确保海上风电机组高可靠的前提下，实现能发多发、稳发巧发。”

基于此，远景能源在2024年风能展上正式推出Model Z Pro平台产品，面向8-10m/s中高风速海域，功率覆盖14-18MW。按典型项目测算，该平台风机可实现发电量提升8%、LCOE降低7%、IRR提升2%，实战表现优秀。

在追求高可靠、巧发电的同时，远景能源还通过AI风机、风储融合等创新手段，积极适配电力市场交易需求，提升高电价时段的发电能力。在风储协同方面，据远景能源PDT经理李震介绍，在某风电项目，远景推出的风储一体机通过高效参与现货交易、限电回收提升发电量、偏差考核优化等，最终实现收益提升超过20%。

在“负荷为王”的新时代，远景的定位已不局限于整机制造本身，而是瞄准源网荷储一体化综合解决方案。杨亚文表示，长远来看，海上风电的终局绝不会止于“卖电”。沿海地区作为负荷中心和高端产业聚集地，海上风电可与绿氢、绿色算力、零碳产业园深度耦合，实现从“单一电源”向“综合能源”的转型。

在杨亚文看来，绿色算力有望成为海上风电下一个最具可行性的应用风口。特别是针对深远海场景，离岸距离动辄上百公里，海底电缆成本高昂。如将算力设施直接部署于海底，不仅可大幅降低冷却费用，还能通过光纤替代节省电缆投入，项目综合成本有望进一步下降。