海风招标潮集中开启，投标报价却频频探底。曾被视为新能源利润高地的海上风电，盈利优势正被快速蚕食。
今年6月，位于盐城东台市东部海域的大唐江苏东台400 MW海上风机（含塔筒）开标，有整机企业报出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。
对标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。
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。
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(688660.SH)、东方风电等整机企业扎堆竞标，市场竞争趋于白热化。
除了江苏，还有多地海上风电项目成交价也在走低。
界面新闻采访获悉，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35 GW风电框架集采中，设4 GW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。
“当前的招标价格已不太健康。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。”有整机企业人士对界面新闻表示，行业低价抢单的模式，已经埋下明显的产业风险。
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。
根源在于电价失守
多名风电整机企业业内人士告诉界面新闻，海上风电机组价格下滑，根源在于“136号文”落地后，电价市场化改革重塑行业盈利逻辑，开发端的收益悲观预期向上游制造端传导。
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，综合收益中枢逐年下移。
叠加全国风光装机集中投产、区域新能源供给饱和、火电余量充足压低市场定价底座等影响，全国多地风电市场化交易电价持续下调。
电价是风电项目收益的命脉。收益预期走弱，直接改变了开发商的招标心态。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。
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，规则要求单类别有效申报项目不少于五个方可正常出清。
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。
市场化改革深化之下，山东区域电价下行趋势也非常突出。
据《风芒能源》报道，山东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0.39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。
针对近期行业热议的0.28元/kWh极低电价，界面新闻多方确认，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。
不过业内共识明确：海风电价中长期下行趋势已不可逆。
远景能源海上产品解决方案总监李小刚对界面新闻称，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。
此外，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原因之一。
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界面新闻采访时表示，通过全产业链创新、集成融合发展等，未来海上风电度电成本仍有下降空间。但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。”秦海岩表示，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。
海陆风电价格分化
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，产业链利润被严重挤压。
2024年，行业协会与整机企业共同呼吁抵制恶性价格战，推动竞争回归价值与质量。2025年，陆上风机价格较年内低点回升9%，全年整体维持在1600-1700元/kW区间。
今年一季度，陆上风机不含塔筒中标均价稳定在1600元/kW左右；5月市场均价上行至1695元/kW，6月受招投标为8 MW以上大容量机型拉低成本影响，主机价格小幅回落至1658.92元/kW。
整体看，陆上风机价格从底部抬升、极端低价项目大幅减少，行业竞争逐步回归理性。
与此同时，陆上风机项目出现了常态化的主动流标、弃标现象，打破了行业长期以来有标必竞、逢标必投的固有格局。
这一变化既是行业拒绝低价订单、自发纠偏的积极信号，也侧面印证了在电价下行之下，低价内卷已严重损害陆上风电产业健康发展，倒逼市场终结这一乱象。
陆海风电价格走势的分化，底层逻辑在于两大赛道正处于不同的发展周期与竞争阶段。
New Energy Nexus中国业务拓展与项目总监孙文轩对界面新闻分析称，陆上风电经过多年残酷洗牌，整机企业财务压力已临近临界点，行业已无力持续低价内卷，宁愿主动放弃微利、亏损标段，也不盲目接单。海上风电赛道相较陆上滞后至少五年，目前仍处于份额扩张阶段。
海上业务占比低、急需扩份额，是本轮海风低价内卷的主要推手。
孙文轩告诉界面新闻，从企业业务结构看，多数整机企业陆上风电营收占比超七成，有的中小厂商甚至高达80%-90%，海上业务营收占比普遍偏低。对于企业而言，海风赛道有拓展空间，仍有充足动力通过低价竞标夯实地位。
多位业内人士告诉界面新闻，随着海风玩家变多，新入局的三一重能、运达股份、中车等厂商急需站稳赛道，补齐海上业绩，传统厂商也需守住市场份额，部分企业针对非优势项目采取低价策略，阶段性拉低部分标段的成交价格。
多重因素下，行业低价抢单动力依旧充足，逢标必抢、冲业绩保产能，这复刻了陆上风电五六年前的粗放扩张态势。
亟需告别负和博弈
尽管行业整体承压，但受访开发商与整机企业均表示，海上风电整体并未丧失经济性。
“海上风电仍是新能源领域的优质细分赛道。”
一位不愿具名的风电整机头部企业市场部负责人告诉界面新闻，海风项目投资大、多数省份单独竞价，整体电价高于陆风，且多位于江苏及东南沿海等负荷中心附近，消纳好、弃风低，抗风险能力与订单利润均优于陆上业务。
“个别海风项目亏损不代表整体市场悲观。未来3-5年的电价下行趋势在业内可承受范围，不严重限电则基本面稳健。”孙文轩称。
也有新能源央企开发人士对界面新闻表示，海上风电盈利与否，除电价因素外，还取决于风资源、消纳、建设难度、水深离岸及地质条件等因素。
“现阶段项目仍具备盈利空间，但开发要告别粗放模式。”该人士称。
受海域审批、军事航道、海洋生态多重约束，2026-2027年海上风电以消化存量的省管项目为主。“十五五” 规划明确2030年中国海上风电累计装机突破1亿千瓦。业内预计，2028-2029年海上风电将迎来跃升式的发展，开启结构性抢装。
秦海岩也表示，“十五五”阶段中国海上风电有望进一步提速，进入年均新增装机千万千瓦时代。
增量越可观，低价竞争潜藏的长期产业风险就越大。若低价内卷持续，将透支海上风电产业的长期发展潜力。
秦海岩指出，低于成本价竞标属于明令禁止的不正当竞争，长期将造成产业链双输局面。这需要依靠行业自律，约束非理性低价投标，规避后续质量、运维遗留风险。
“行业亟需摒弃负和博弈思维，从规模扩张转向价值创造。”秦海岩呼吁。
一个好的迹象是，近期行业价格底部逐步显现。
“海上风机价格已压缩至成本底线，后续大幅下行空间有限，大概率将进入阶段性企稳状态。”上述新能源央企开发人士对界面新闻称。
界面新闻采访发现，海上风电投标竞争激烈，甚至超过此前陆上风电的价格战，但极端低价多是个别企业投标阶段的策略性报价，大多数业主最终并未选择最低价。
远景能源风机产品线总经理杨亚文也对界面新闻指出，除个别企业外，大部分海上风电主机厂家报价正趋于理性。
“海上风电的质量安全容错空间较陆上风电小。”孙文轩表示辽宁股票配资公司，因此，整机厂商不敢长期低价供货，开发商为安全也不愿选用超低价设备。
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