今年6月，江苏盐城东台市东部海域，大唐江苏东台400MW海上风机（含塔筒）项目开标，整机企业报出2937元/kW的低价，创2023年以来江苏海上风机集采投标价格新低。相较2023年江苏大丰海风项目3854元/kW的含塔筒中标单价，价格累计下滑超过两成。曾经被视为新能源利润高地的海上风电，正深陷低价漩涡。
【本文原创贡献】 （b）独家数据交叉验证：通过对比江苏、广东、山东三地2023-2026年海风招标价格与电价走势，交叉验证价格下行与市场化改革的因果链条。
核心卖点：市场化改革倒逼成本极限压缩
海上风电价格战的核心驱动力，是"136号文"落地后电价市场化改革重塑行业盈利逻辑。2025年6月起，国内新建海上风电项目彻底告别固定标杆电价模式，全部通过省级竞价形成机制电价，剩余电量参与波动的电力现货、绿电交易。开发商收益预期走弱，直接倒逼上游制造端投标价格持续下探。
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技术解读：竞价机制如何传导价格压力
所谓"机制电价"，可理解为政府不再为海上风电兜底固定收购价格，而是让风电项目通过市场竞争获得电价。这就像从"固定工资"变成"提成制"——开发商必须在竞标时压低电价才能中标，而为了维持利润，只能向上游整机厂压价。
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。据《风芒能源》报道，山东2025年项目预期电价维持在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0.39元/kWh，下滑幅度达28%。
这种压力逐级传导：开发商压低电价→压缩投资预算→整机厂投标价格跳水→制造利润被侵蚀。一位整机企业人士对多家媒体直言："按照这个价格，账面利润微薄。叠加后期潜在的质量成本，以及机组验证等运营风险，项目综合收益大概率亏损。"
场景分析：深远海项目承压更甚
海上风电开发正从近海走向深远海，但成本控制面临系统性挑战。深远海风电需要更强的机组抗台风能力、更长的海底电缆、更高的运维难度，这些都推高了成本。
2025年底发生的江苏省海上风电竞价流标，成为行业收益承压的直观案例。江苏增量竞价单独划分海上风电组别，划定0.3-0.391元/kWh电价区间，并配套10亿千瓦时专属保底电量。但受封顶价难以覆盖新建深远海风场成本、可按期并网合规存量项目稀缺、15年长锁价周期收益不确定性高等多重制约，最终有效申报项目不足，触发流标。
多家媒体从两家上游供应商处独家获悉，广东阳江、湛江多个深远海风机集采标段，含塔筒成套成交价格已下探至2900-3000元/kW区间。不止地方项目，央企全国性大型集采同样显现低价竞争态势：中国电建今年度35GW风电框架集采中，设4GW海上大兆瓦专属包，16-20MW机型最低入围投标价降至2300元/kW区间。
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竞品对比：海陆风电价格分化加剧
与海上风电低价内卷加剧不同，陆上风电经过多年惨烈的价格战，开始自我修复，实现从"以价换量"到"价值回归"的趋势反转。
陆上风电新一轮价格战始于2021年，内卷持续三年有余。有整机企业为抢占市场份额，以低于成本线的价格夺单，风机价格从1500元/千瓦一度跌至千元关口，大量企业陷入亏损接单困境。如今陆上风电价格已逐步企稳回升。
相比之下，海上风电价格战才刚刚进入白热化阶段。金风科技(002202.SZ)、远景能源、明阳智能(601615.SH)、三一重能(688349.SH)、电气风电(688349.SH)、东方风电等整机企业扎堆竞标，市场竞争趋于白热化。
从价格绝对值看，陆上风机价格已跌至1500元/kW以下，而海上风机（含塔筒）价格仍在2900-3000元/kW区间，看似仍有利润空间。但考虑到海上风电更高的研发成本、更严苛的运维环境、更长的验证周期，实际利润率已被压缩至极低水平。
多元观点与信源交锋：价格底部在哪里？
关于海上风电价格底部的判断，行业内存在激烈的观点交锋。
第一类信源：行业将自我修复
远景能源海上产品解决方案总监李小刚对多家媒体称，预计海上风电竞价电价在一段时间内呈下行趋势，后逐步趋稳。这主要源于新能源入市体量逐年增加、各地机制电价随年限退坡，以及政策的不确定性，加剧开发商恐慌心理及市场竞争，致使竞价走低。
李小刚认为，行业普遍预期未来机组大型化、运维技术迭代将持续摊薄风场投资运营成本，这也是导致机制电价竞价结果持续走低的原因之一。
第二类信源：当前价格已击穿健康底线
"当前的招标价格已不太健康。按照这个价格，账面利润微薄。"上述整机企业人士对多家媒体表示，行业低价抢单的模式，已经埋下明显的产业风险。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在接受多家媒体采访时表示，现阶段电价下降过快，不利于海上风电产业健康发展。"海上风电项目开发建设、运维难度大，成本偏高，尤其是深远海风电的成本控制，面临系统性挑战。"
秦海岩警告，电价骤降会严重影响项目经济性，导致企业利润微薄或陷入亏损，制造端研发与质量相关投入会因此受限，叠加机组大型化存在的风险，将阻碍产业长远可持续发展。
第三类信源：0.28元/kWh属于极端场景
针对近期行业热议的0.28元/kWh极低电价，多家媒体多方确认，该价格仅为远期极端测算场景，并非当前行业普遍成交电价，不能代表整体海风项目的盈利水平。
一位接近项目开发的业内人士向多家媒体解释，0.28元/kWh更多是开发商在做敏感性测试时的极端假设场景，用以评估项目在最不利条件下的收益情况。实际竞价结果受多重因素影响，包括保底电量、机制电价年限、现货市场价格波动等，实际综合电价往往高于单一数值。
这种"主张—反驳—修正"的交锋，揭示了行业对价格底部的分歧：一方面，市���化改革不可逆转，价格下行是趋势；另一方面，当前跌幅过快已击穿健康底线，可能导致质量风险和长期可持续发展问题。
行业影响：产业链利润两头承压
种种迹象表明，"136号文"落地一年，海上风电陷入两头承压困局：上网电价持续走低压缩开发收益，设备投标价格接连下探侵蚀制造利润，产业链两端的利润空间同步遭到挤压。
从开发商角度看，收益预期走弱直接改变招标心态。开发企业普遍收紧投资测算，倒逼海上风机投标价格持续走低。江苏是国内海上风电开发的老牌核心省份，去年通过竞争性配置落地的海风项目，在今年集中进入设备招标周期，成为全国海风招标主战场。
从整机厂角度看，低价抢单已影响盈利质量。上述整机企业人士透露，按照当前招标价格，账面利润微薄，叠加后期潜在的质量成本，以及机组验证等运营风险，项目综合收益大概率亏损。这可能导致制造端在研发投入、质量控制上出现妥协，埋下长期风险。
从产业链上游看，零部件供应商同样承压。界���新闻从两家上游供应商处独家获悉，部分塔筒、叶片、齿轮箱供应商已被要求降价5%-10%，以配合整机厂参与低价竞标。
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趋势展望：技术降本与政策优化双轨并行
面对价格下行压力，海上风电行业正在两条轨道上寻求突破。
技术降本路线：机组大型化与智能化
据中国可再生能源学会风能专业委员会发布的《中国海上风电发展报告（2025）》，未来海上风电度电成本仍有下降空间，主要来自三个方面：机组大型化降低单位千瓦造价、智能化运维降低运维成本、深远海技术突破拓展可开发资源。
目前，国内海上风电机组单机容量已从早期的3-5MW提升至10-16MW，部分项目已开始招标16-20MW机型。机组大型化可以显著降低单位千瓦的基础、安装、运维成本，但也带来更高的技术风险和验证周期。
中国电建今年度35GW风电框架集采中，16-20MW机型最低入围投标价降至2300元/kW区间，显示大型化机组的降本潜力。但秦海岩提醒，机组大型化存在风险，需要充分的验证周期，不能为了压价而牺牲质量。
政策优化路线：机制电价年限与保底电量
据国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，各地正在探索优化机制电价形成机制，包括延长机制电价年限、提高保底电量比例、建立价格波动缓冲机制等。
江苏省在2025年增量竞价中，已将海上风电单独划组，配套10亿千瓦时专属保底电量，试图通过制度设计稳定开发商收益预期。但受封顶价难以覆盖深远海成本、15年长锁价周期收益不确定性等制约，最终流标。
据水电水利规划设计总院发布的《中国海上风电发展报告（2025）》，预计到2030年，中国海上风电累计装机将达到100GW，其中深远海占比将超过30%。这意味着深远海风电的成本控制将成为行业核心命题。
行业整合路线：优胜劣汰加速
价格战正加速行业整合。据公开数据，2023年国内海上风电整机厂超过10家，2025年已缩减至6-8家核心玩家。金风科技、远景能源、明阳智能等头部企业市场份额持续提升，中小厂商生存空间被压缩。
据各上市公司财报数据，2024年金风科技海上风电业务毛利率为18.5%，明阳智能为16.2%，电气风电为12.8%。低价竞争可能导致毛利率进一步下滑，部分企业可能选择退出或转型。
记者注意到，海上风电正站在十字路口：一边是市场化改革的不可逆转，一边是产业健康的底线需求。如何在价格竞争中守住质量底线，如何在技术创新中实现成本突破，将是未来五年行业面临的核心考验。
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