后“136号文”时代，海上风电如何算好经济账？

深远海风电开发元年撞上“136号文”下发，2025年国内海上风电正经历着甜蜜的煎熬。

喜的是，作为相关省区能源转型和实现“双碳目标”的主力军，海上风电高景气发展态势得到强化。根据国家批复的沿海省份规划，海上风电已规划总量超过3亿千瓦。“136号文”更加强了海上风电作为优质资产的价值信号，海上风电有望成为新一轮资源竞争中的“香饽饽”。

忧的是，“十四五”期间，近海风电项目开发殆尽，获批待建/在建的3亿千瓦海上风电项目中，90%位于深远海。深远海风电造价高昂，如何有效提高深远海风电项目收益率，一直是“老大难”问题。

据业内估算，“136号文”下发后，海上风电电价每降低0.01元/kWh，全投IRR约下降0.3-0.32%。目前多数沿海省份承接“136号文”的细则方案尚未出台，机制电量、电价对项目的收益影响无法具体测算。新政可能带来的电价波动绷紧着行业神经，促使企业下定决心进一步算好精细账。

“136号文”引发海上风电巨震

据风芒能源了解，“136号文”下发后，对海上风电增量市场产生了短期“先抑”、长期“后扬”的深刻影响。

短期影响直接体现在电源装机上。“136号文”要求，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。同时，以6月1日为节点新老划段分类施策。为了尽可能避免国有资产流失、确保项目收益，多数业主在今年1-5月集中抢装收益波动较大的光伏和陆上风电项目。

而海上风电项目则因建设周期长、6%-8%的收益率有限，叠加用海管控等因素，一定程度上发展放缓。5月中下旬，有行业机构下调了装机预期，预计2025年国内海上风电新增吊装在8GW左右，新增并网在5-6GW左右。

长期来看，“136号文”的出台，再度拉高了海上风电高景气发展的预期，并有望再次推高海上风电资产价值。“136号文”明确将新能源发展责权下放给地方，地方政府在制定具体细则时，需要综合考虑非水消纳责任权重、招商引资和下游用户用能成本等诸多要素，以求“量体裁衣”。

在本轮改革中，沿海省份凭借经济活跃度高、电力需求旺盛，消纳能力和负荷承受电价能力相对较高的区域特点，跃升为新能源投资热土。其中，地处沿海省份海上区域的风电项目，则凭借全天出力时间更长、出力波动带来的交易风险相对较小等电源优势，在沿海省份乃至全国范围内，成为市场“硬通货”。根据行业预测，“十五五”及“十六五”期间，国内有望开发1亿千瓦以上海上风电项目。

值得注意的是，虽然资本市场对“136号文”拉升海上风电价值给予厚望，但因多数沿海省份配套细则尚未出台，其对海上风电项目收益的具体影响，暂时无法量化。

在此背景下，有相关企业认为，“136号文”下发的初衷是促进行业高质量可持续发展，让产业链各环节都能维持合理收益。在发现价值信号的过程中，沿海省份在制定细则方案、划定机制电量电价时，应根据项目发电量和综合造价实事求是地进行评估。

毕竟，中国海上环境和资源差异巨大。不同省份、不同海域、不同离岸距离、不同水深，都会带来项目成本上的千差万别。特别是走向深远海后，复杂的海域环境条件、更大的浪涌、在台风路径遭受更大的极限风速，都加大了风机基础设计和施工等难度，项目成本也随之指数级增加。

有业内人士告诉风芒能源，虽然近海风电与资源较好的陆上风电项目发电量看似相差不多，但海上风电的工程造价至少是陆上风电的2倍以上，深远海场景更为复杂，项目造价或将激增至3万元/kW。在制定具体政策时，如果不遵循客观规律，简单“一刀切”，风电开发企业大概率面临巨额亏损。

深远海风电亟需算好经济账

“136号文”的下发，重构了海上风电产业发展逻辑。业主从追求发电量最高转向寻求项目收益最好，需要产业链企业在风资源评估、风电场选址、风电机组产品设计选型、风电场运维、气象预测、电力交易等不同领域优化解决方案。
在日前于大连举行的2025海上风电大会上，远景能源风机产品线总经理黄虎表示，“136号文”的出台对于海上风电产业链企业而言，是机遇也是挑战。面对新的市场需求，专注练好内功的企业有望更快脱颖而出，摆脱低质同质化竞争。

从本次大会交流情况来看，风电机组大型化作为“降本先锋”，仍是帮助业主获取更高项目收益的最直接手段。大型化降本的逻辑是通过降低机组本身载荷、支撑结构、用地用海等成本，压减度电成本。2020年以来，我国海上风电机组在大型化道路上突飞猛进。根据公开新闻，截至2024年底，国内海上18MW、20MW、26MW风电机组已经陆续下线。

然而，在本次海上风电大会上，多家整机企业认为，在需要算精细帐的今天，如果还只是简单粗暴的“一大了之”，无法真正支撑大规模深远海开发。在走向深远海的过程中，企业会越来越强调产品特点，将根据风电场所在地区的风资源条件、场址地质条件等精细化选址选型。

机组大型化在降本的同时，也带来了技术层面的新挑战。黄虎认为，深远海风机产品研发不在于“唯快唯大”，而在于“极致可靠”。走向深远海，风机本身的成本占比虽在下降，但是在全生命周期的运营中，风电机组的可靠性对海上风电成本影响依然十分巨大。

据测算，海上风电项目如出现批量部件更换，投资甚至有可能增加1000元/kW以上。不同于陆上风电和近海风电，深远海项目单程交通时间更长，登机条件更差，工作窗口期仅是近海风电的一半，对运维成本更为敏感。黄虎表示，海上风机需要在设计源头就定下严苛质量标准，不遗余力提升产品可靠性，才能真正走向深远海。

远岸深海风电新时代，项目基础、海缆、运维成本占比只增不减。降本增效压力下，产业链正在加速协同发展、创新突围。据风芒能源观察，为应对“136号文”带来的新变化和深远海新场景，本次海上风电会议上，远景能源还推出了针对电网考核配置的风储融合解决方案，中国电力科学研究院介绍了更具性价比的应用于50-150km海上风电的柔性低频交流输电系统。精打细算“死磕”每一分钱，正成为行业发展共识。