新能源上网电价市场化改革，对海上风电影响几何？

2025年1月，国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”），标志着新能源电价机制从政府定价迈入市场化交易阶段。海上风电作为清洁能源的重要组成部分，经历了从固定电价补贴、补贴退坡，到2021年全面实行平价上网，再到全面进入市场化阶段的制度变迁，正面临从“政策驱动”向“市场驱动”的转型。136号文的实施对海上风电的经济性、投资决策和行业发展产生了深远影响，在增加短期经营风险的同时，也为行业长期健康发展提供了市场化激励机制，有助于形成优胜劣汰的良性发展格局。

136号文要求新能源电量全面参与市场交易，通过市场竞争形成上网电价，并建立配套的价格结算机制，对存量和增量项目实施差异化政策。由于开发成本较高，海上风电在电力市场竞争中处于相对劣势。市场化改革短期内可能导致海上风电行业发展增速放缓，但长期将倒逼产业转型升级，推动技术创新，促进行业高质量发展。

市场化改革对海上风电的影响

电价波动与收益不确定性

海上风电上网电价已从政府定价转向市场形成，主要受供需、政策及天气等因素影响。由于海上风电具有间歇性和波动性，其发电能力取决于风况，直接影响市场供应：当并网项目集中、供给过剩时，电价承压下行；反之，需求拉动下电价上涨。电价频繁波动，显著增加了项目收益的不确定性。

过去在政府定价或补贴时期，项目收益相对稳定，投资方可较准确地预估全生命周期效益。如今，电价由“市场交易收入+价差补偿收入”构成，波动加大使收入难以预测，收益测算的风险随之上升。为应对这一变化，开发商在选址、设备选型、技术方案等方面更加审慎，优先选择风能资源优质、稳定的海域，注重设备可靠性与发电效率，并积极探索与电力大用户、售电公司签订长期购电协议（PPA），以锁定电价、稳定收益。

成本压力与技术创新

海上风电全生命周期成本主要由建设成本和运维成本构成。建设阶段，风机（含塔筒）成本占比约60%，海底电缆约25%，升压变电站约8%。当前，风机设备单价（含塔筒）已低于3000元/千瓦，未来价格有望趋稳。风机基础投资受钢结构价格和施工资源竞争影响；海缆设备费则与铜价、高电压等级绝缘材料技术壁垒密切相关。随着近海开发趋于饱和，深远海开发面临更复杂的条件和更高的成本，漂浮式风机目前造价较高，预计“十五五”期间单位投资有望降至2.0万元/千瓦以内。总体来看，海上风电降本压力较大。运维方面，受盐雾、台风、涌浪等影响，成本远高于陆上风电，且故障修复周期长，影响发电量。在市场化背景下，电价与运维成本双重波动，进一步加大了项目经济性压力。

技术创新方面，市场化改革倒逼海上风电从“单点优化”向“全链条降本增效+市场适应性”的系统性突破转变。当前，风机单机容量已由“十四五”初期的8～10兆瓦发展至16～20兆瓦，未来更大容量的机组将进入市场。风机大型化对材料、抗台风设计、施工船机等提出了更高要求。深远海开发需突破漂浮式基础技术，通过设计优化、材料革新、建造模式升级等多途径降本。同时，海上风电需增强市场适应能力，从“被动发电”转向“主动参与市场博弈”，通过智慧运维降低非计划停机时间，构建“风电+储能+灵活调度”协同系统，平抑出力波动，降低弃电风险，稳定电价波动。

与其他能源的竞争格局

在市场化背景下，海上风电与光伏、陆上风电及传统火电的竞争呈现出多维博弈的格局。相较于光伏，海上风电能够有效弥补夜间供电缺口，供电持续性更强，更易于获得稳定的中长期合约。与陆上风电相比，海上风电资源禀赋更优，年利用小时数更高，且靠近长三角、珠三角等负荷中心，区位优势明显。尽管当前成本仍然较高，但随着技术进步与规模化发展，其电价竞争力将逐步增强。

新能源上网电价市场化改革初期，136号文允许对成本差异较大的技术类型实行分类竞价；但从长远来看，全国统一电力市场将推动海上风电与传统火电同台竞价。火电出力稳定、调节灵活，但受制于燃料价格与环保政策约束；海上风电虽存在波动性，但可与储能相结合实现稳定输出，并在绿证与碳交易市场中获得额外收益。随着成本持续下降与技术不断突破，海上风电在电力市场中的份额有望稳步提升。

应对策略与建议

构建多元化盈利模式，组建专业化交易团队

海上风电企业需转变依赖固定电价的传统思维，积极探索多元化盈利模式。目前，“海上风电+海洋牧场”“海上风电+海上光伏”“海上风电+海上制氢”“海上风电+储能”等融合发展模式已逐步探索，部分试点项目已投入实际运行。

电价市场化对企业交易能力提出更高要求，交易能力将成为核心竞争力。海上风电交易团队需融合电力市场规则、气象预测、金融工具、风电技术等跨领域能力，配置市场分析、气象预测、风险控制与结算等专业人才。企业可构建“基础收益+市场溢价”的分层交易策略，将60%～70%的电量通过中长期合约锁定收益，剩余电量参与现货市场或辅助服务博取溢价；打通气象、运行、市场数据，借助大数据和AI提高出力预测精度与报价准确性；利用电力期货、差价合约等工具建立风险对冲机制，减少电价波动风险。

持续推进技术创新，强化产业链协同降本增效

技术创新与产业链协同是实现降本增效的核心路径。风机制造商在推进大型化的同时，需注重产品质量与稳定性，降低故障率，以减少发电损失和降低运维成本。深远海开发应加快漂浮式基础的商业化进程，在设计优化、材料革新、建造模式、全生命周期管理等方面实现突破。智能化运维与数字化管理是重要的方向，可利用数字孪生系统监测设备状态、预警故障，结合无人巡检技术提升运维效率。

构建“产-学-研-用协同创新体系”。漂浮式风电技术可借鉴海洋工程行业经验，优化基础及系泊系统设计；动态缆技术则需设计单位与生产单位紧密配合。强化产业链上游制造、中游工程、下游运维的协同发展，通过资源共享、技术联动、利益绑定，实现成本共降、效率共提、风险共担，提升行业整体竞争力。

完善市场交易政策，加强政府监管力度

省级主管部门应结合区域资源禀赋，合理设定增量项目的机制电量与机制电价上下限，对深远海项目可适当放宽价格上限，保障行业平稳发展。要推动跨省跨区交易，完善交易规则，探索“海上风电+储能”组合交易模式，将储能收益单独核算，增强项目收益的稳定性。在项目审批环节，应建立多部门联合审批制，简化融合类项目的审批流程，提高落地效率。

政府应加强电力市场全过程监管，确保海上风电企业公平参与交易，严厉打击市场操纵、价格欺诈等违法行为，畅通投诉举报渠道。加强对电力交易机构的监管，提高交易透明度，保障企业合法权益。电网企业应结合海上风电出力特性，合理安排运行方式，在保障系统安全稳定的前提下，尽量避免限电。在成本分摊方面，应明确各类成本的合理分摊范围和标准，杜绝向新能源不合理转嫁费用，切实保障新能源在成本竞争中的公平地位。