136号文之后，海上风电怎么干？-北极星风力发电网

投稿

我要投稿

近期，山东、广东、内蒙古相继发布省级“136号文”配套细则，旨在通过市场化机制推动新能源可持续、高质量发展。但相较陆上风电起步略晚、且已经在上一轮的国补退出中快速降本的海上风电产业，在造价、成本分摊、供应链韧性、消纳能力及国际竞争力等多方面存在发展难题，亟待优化。

电价不确定下，地方政府的配套政策、产业自身的技术创新、坚实的供应链韧性，成为当下国内海上风电直面入市挑战的关键破局点。

这是笔者在日前召开的海陵岛国际风能大会（2025）上得到的关键信息。事实上，与其发出“海上风电怎么干”的灵魂拷问，不如躬身入局，实地探究以广东阳江为代表的粤西是如何推进集约化发展，构建完备产业链条，推进持续降本增效，以走出一条海上风电产业未来发展的领先范式。

“136号文”之下，海上风电降本难题更加严峻

“136号文”的发布一如三年前的国补退出，带来行业一片热议。

按照文件规定，新能源增量项目需通过竞价确定电价，竞价上限由地方政府设定。而这个价格通常低于煤电基准价，例如山东的机制电价上限为0.3949元/千瓦时，且竞价方式不可避免的是企业低价入选的可能，新能源的收益空间将被进一步压缩。

而且在“机制电量”的设计上，山东细则重点突出了存量项目的电量规模参考外省非市场化率确定。据行业信息，当前甘肃、蒙西等地新能源市场化率超过80%，若根据全国平均新能源非市场化率确定，机制电量规模将较此前执行的保障规模出现较大程度的下降。

更不消说，在内蒙古新近发布的《关于印发深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》中，提出“暂不安排新增纳入机制的电量”的规定。一般而言，“三北”地区陆上风电的发展路径也将成为海上风电未来走势的缩影,高比例的风光装机先是大幅降低了工程造价和电能量成本，也进一步加速了新能源的入市进度。

关于海上风电机制电价的规定，在《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则（征求意见稿）》中提出，增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目14年、其他新能源项目12年。

“‘136号文’的核心就是通过市场化机制来推动资源的优化配置。”有行业专家在海陵岛国际风能大会（2025）上直言。多数业内专家认为，在市场价格引导下，一方面开发企业将对海上风电的全生命周期规划有更加细致的考量。另一方面，市场机制将更好地把海上风电成本在源、网、荷三方之间进行平衡，推动整个业态的良性发展。

当前，阳江也正在按照上述思路规划当地海上风电产业发展。据悉，阳江以建设新型电力系统示范区为目标，统一规划“国际风电城”建设，进一步强化电网责任，推动统一建设、集中送出、统一运维模式，以持续优化设备制造成本和深远海风电项目的整体成本。并充分利用产业优势，把阳江打造成为一个可以面向海外出口的基地。

可以说，集约化发展、持续降本增效、增强创新引领是海上风电高质量发展阳江样本的三大核心方向。

锚定集约化，阳江海上风电全产业链崛起

集群式发展更有助于海上风电降本增效，这已经是行业共识。从第一个海上风电项目——中广核阳江南鹏岛项目，到如今涵盖38个重大项目的风电装备制造基地落地，阳江仅用5年的时间，实现海上风电全产业链的华丽崛起。

站在巨人的肩膀上往往能看得更远。在吸取国内其他省份海上风电建设经验后，广东省委省政府发布一系列海上风电顶层规划：2018年12月《关于促进海上风电装备制造及服务产业发展之道意见》，直接将阳江定位为全省唯一的海上风电全产业链基地；

2021年6月，《广东省人民政府办公厅关于印发促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展》政策文件提出，统筹规划粤西阳江、湛江海域，推动海上风电集中连篇开发，全力打造粤西千瓦千瓦级海上风电基地；

2021年10月，《广东（阳江）国际风电城规划》通过专家组评审，擘画出阳江构建世界级海上风电全产业链生态体系的总体规划。

在清晰的产业规划和精准的招商政策下，明阳智能、金风科技、中材叶片、中车电机、鉴衡认证等龙头企业相继入驻阳江国际风电城，逐渐形成涵盖整机、发电机、叶片、塔筒、铸件、海底电缆等完整产业链的38个重点项目，年产能达700套风电整机设备，成为粤港澳大湾区绿色能源版图上不可或缺的“动力心脏”。

“一港四中心”是阳江构建海上风电全产业链生态体系的重要落脚点，即一个海上风电母港、国家海上风电装备质量检验检测中心、海上风电创新中心、海上风电智慧大数据中心和海上风电运维中心。

如今，面向全球的阳江风电母港多个码头泊位已经全部开工建设，预计2025年底之前全部完工。

面对我国海上风电基数增大、故障失效频率增高的问题，国家海上风电装备质量检验检测中心也正式落户阳江。作为国内唯一具备150米级超长叶片全尺寸试验能力的国家级检测平台，为风电核心大部件可靠性提供重要保障，更为中国风电突破“技术无人区”提供核心支撑。

值得一提的是，在日前召开的海陵岛国际风能大会（2025）上，广东丝路海上风电运维有限公司揭牌，未来该公司将进一步探索海上风电集约化运营管理能力与风险防控水平提升，全力推进以深远海风电为引领的产业升级路径。

图片1.png

同时揭牌的还有广东（阳江）绿能示范产业园，该园区是广东省首个获国家能源局批复的绿能示范产业园，将基于海上风电等可再生能源开展绿电直供园区企业的试点，形成可物理溯源、碳足迹核查的绿色能源闭环，开启阳江打造国际绿能之都的新篇章。

图片2.png

持续创新，推动制造环节降本增效

无论是绿能示范产业园对绿电直供的深度探索，还是海上风电+X发展模式的广度拓展，都有赖于海上风电度电成本的进一步下降，而度电成本的核心则在于产业各环节的造价水平。

也就是说，在当前风起云涌的国际海上风电市场上，谁能进一步降低造价水平，谁将拥有核心竞争优势。

在水电水利规划设计总院新发布的《中国可再生能源工程造价管理报告2024年度》显示，2024年海上风电项目千瓦总投资在9000-12500元/kW，平准化度电成本约0.25-0.33元/(kw·h)。以2024年典型海上风项目(规模500MW，单机容量12MW，场址中心离岸距离约35km，水深20-35m）来看，设备及安装工程、土建工程单位造价较2023年均明显下降——其中设备及安装工程降幅最大，单位造价降低约1180元/kW，降幅约为20%。

另一个重要的降本环节就是“风机等设备制造”。参加海陵岛国际风能大会（2025）的几位整机企业代表均表示，近年来风电成本快速降低至0.2-0.3元/kWh，风机制造贡献了约90%的降本空间。未来，在阳江样本的规模化发展下，涉及整机、大部件、基础、导管架等各个环节的制造企业，也将联合开发企业共同持续推进制造环节的成本降低工作。

事实上，制造成本的降低在漂浮式风电项目的落地上体现得尤为明显。资料显示，全球漂浮式海上风电从2009年发展至今，造价已经由17.8万元/kW降低至目前的3万元/kW（某半潜漂浮式项目）；从国内看来，首个成功落地的漂浮式项目到国内第一个商业化大规模漂浮式风电，我国漂浮式海上风电造价由最初的约4.4万元/kW降低至约2.088万元/kW，为全球漂浮式海上风电的成本降低提供了技术样本和范式。

同时，从深远海、大规模海上风电送出来看，高压大容量紧凑化是海上风电并网送出的必然趋势，柔性直流输电技术在70km-300km海域内海上风电汇集送出上有着明显的经济优势，已获得业内的普遍认可。

据南网专家介绍，预计到2030年，广东电网海上风电装机占全省最大负荷比重将达到17.5%，年发电量占全省年负荷电量比重将达到10%，成为主力电源之一。也正是区域内海上风电的快速发展，使得广东电网在探索远距离、大规模海上输电领域走在了全国前列。其中，阳江青洲五/七采用±500kV/2000MW柔性直流送出，将成为世界首个投产的2GW海上风电直流送出工程。

目前正在规划建设中的阳江三山岛海上风电柔直输电工程采用海陆一体柔性直流输电技术，相比点对点的送出方案可以大幅降低输电成本和输电走廊的应用，同时可以提升负荷中心的电压支撑能力，将成为亿千瓦级海上风电开发高效、经济的“中国方案”雏形。

着眼未来，迈入万亿产值

在今年3月印发的《关于印发阳江市2025年重点建设项目计划的通知（阳府办〔2025〕3号）》中，共有包括阳江帆石一、帆石二海上风电场项目；阳江三山岛二、三、四、五、六海上风电场项目在内的9个海上风电项目入选，总装机容量达5000MW。

当前，阳江正在以广阔的市场空间锚定万亿产值目标。到2030年，阳江规划实现4000万千瓦的海上风电装机目标；海上风电及延伸产业将实现2035年2000亿元的产值目标。在海上风电这一赛道上，国内正有越来越多的如阳江一样的沿海城市，以海上风电产业为支撑，通过持续不断地创新和拓展，打造新的经济增长点，全面加速能源经济绿色转型步伐。

2025年将是我国海上风电产业发展的关键转折之年，逐风深海、技术创新已然成为产业高质量、可持续发展的核心驱动力。为全方位挖掘创新潜能，激发产业活力，北极星电力网、北极星风力发电网将于2025年7月2日在山东烟台举办第五届海上风电创新发展大会，大会以“逐风深蓝创新赋能”为主题，将邀请来自行业主管部门、高端智库、科研院校、领军企业以及重大项目的相关代表齐聚一堂，共同探讨创新发展之路，擘画海上风电的未来蓝图。

7 月 3-4 日将同期举办海上风电项目开发、建设、运维管理高级研修班（第二期），精彩纷呈，敬请期待！