2025年底，江苏海上风电竞价流标了。

规则并不苛刻：海上风电单列组别，电价区间0.3—0.391元/千瓦时，配套10亿千瓦时保底电量，执行期15年。唯一的硬要求是，有效申报项目不少于五个，才能出清。

结果，开发商们集体沉默了。

这不是一次意外。封顶价覆盖不了深远海场址的成本，15年锁价周期里电价政策还有太多变数——每一项都让投决会上的那笔账，难落笔。一位参与申报测算的开发商人士事后坦言：“不是不想报，是报上去，集团过不了会。”

这句似曾相识的话，光伏行业刚刚听过一遍。只不过这一次，轮到了曾被称作"印钞机"的海上风电。

电价：从"铁塔印钞机"到逐毫算账

海上风电的好日子，建立在两块基石上：高利用小时数，和拿得稳的电价。第一块还在，第二块已经松动。

136号文之后，2025年6月起，新建海风项目告别固定电价，转由省级竞价形成机制电价，剩余电量进入波动的现货市场。以山东为例，2025年竞价电价还在0.35元/千瓦时，2026年已降至0.31元，当地某项目业主的电价预期更低——只有0.28元。对照燃煤标杆电价0.3949元，降幅达12%—29%。

广东同样如此，海风交易电价整体跌破0.40元/千瓦时，粤西、粤东分别处在0.38—0.40元和0.37—0.39元区间，较0.453元的燃煤标杆电价低了五分到八分钱。

业内测算，电价每下调0.03元/千瓦时，全投资收益率就下降近1个百分点——从0.39元到0.28元，三个百分点就没了。而当前江苏、山东、广东大量海风项目的资本金IRR只剩4.5%—5.8%，深远海项目测算甚至不足4%，远低于央企普遍6%—6.5%的投资门槛。

账算不过红线，投决就通不过。近海项目16—18年的合理回收周期，如今不少新项目的静态回收期已拉长到20年以上——几乎贴着风机25年设计寿命走完全程。

限电：海风最后的骄傲，也在松动

很长时间里，海上风电有一个陆上风电羡慕不来的身份：贴着负荷中心建，就地消纳，几乎不限电。这是海风高造价能被高收益对冲的底层逻辑。

如今，这个逻辑也在被重新审视。

2%到3%的限电比例，依然是行业里拿得出手的成绩单，但放在新能源利用率整体下行的背景下——2026年一季度全国光伏利用率已降至91.2%——没有谁敢把"海风不限电"当作永久承诺，写进25年的测算模型里。

更微妙的是，限电对海风的杀伤力天然更大——海上风电每一度电背后，摊着近万元/千瓦的造价，以及比陆上高出5到10倍的售后成本。

换句话说，海风输不起。哪怕限电率只是从2%爬到5%，对模型里那根IRR曲线，都是一次不小的弯折。

深远海：造价爬坡，小时数必须跟上

真正让投决会犯难的，是深远海。

水电总院的最新造价报告写得很直白：2025年近海项目单位造价约9500元/千瓦，同比下降5%，降本通道还在；深远海项目则稳稳站在14000—18000元/千瓦的高位，是近海的1.5到1.9倍。

拉开看更清楚：离岸距离每增加10公里，建设投资增幅8%—12%；水深从15米加深到45米，基础支撑成本从约3000元/千瓦激增至7000元/千瓦。机组大型化仍是降本的关键抓手，但报告同时点破——边际效应正在递减。

成本是乘法的一头，另一头是发电量。山东2026年竞价细则已将深远海项目年利用小时核定为3193小时，高出全省风电平均一大截——但多出来的这几个小时，要同时填平造价差、电价差和限电敞口三道缺口。

一道简单的算术：同样按0.31元的电价，近海9500元/千瓦的造价勉强能算；深远海16000元/千瓦的造价，需要小时数有显著的、确定性的提升才能对冲。若风资源评估有偏差、机组可用率不及设计值、消纳受阻——任何一环掉链子，收益率就从"勉强及格"滑向"明显不及格"。

这正是开发商对深远海场址报价谨慎、甚至直接放弃的原因。海缆、输变电占了建设成本六到七成且几乎压不动，压力最终转嫁到主机上——江苏部分招标项目风机价格已从3200元/千瓦探到2600—2700元。整机厂在赔本接单与丢掉市场之间两难，而低价埋下的质量隐患会长出什么果实，没人敢想。

尾声

山东已经给出了自己的解法：深远海风电机制电价与风电组竞价结果联动，在出清价基础上加价6分钱，并按离岸距离分档设置接网加价。这是国内省级政策第一次为深远海的成本差异单独开口子。

方向是对的。海上风电走向深远海，是资源禀赋决定的必然，没有退路。但必然之路要有人走，走的人需要一张能算得清的账：电价的边界、消纳的边界、造价的曲线，至少要有一条是稳的。

光伏行业说，可以接受没有优惠的未来，难以接受没有规则的现实。海风也一样——海的未来不缺风，缺的是把风变成确定性收益的那纸合约。