界面新闻记者｜马悦然
今年上半年问世的“136号文”，明确新能源电量全面参与竞争，改变了新能源行业诸多发展逻辑。因稳定性和收益优势，一向以“稳”著称的风电，所受关注度反超光伏。
这也让市场对下周即将到来的风电行业展会多了不少期待。
10月16-18日，北京国际风能大会暨展览会（下称CWP 2025）将再顺义新国展举办。该展会是全球风电领域规模最大的展会之一，已连续举办18年，被誉为风电产业发展的“风向标”与“晴雨表”。
据界面新闻了解，CWP 2025将国际合作列为主要议题之一，论坛还将围绕政策调整带来的影响及应对、“反内卷”、产业链供应链建设等展开对话。
在新一届风能展前夕，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩接受了界面新闻记者的独家专访。
秦海岩现任世界风能协会副主席、中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长、中国电力建设企业协会储能建设分会秘书长、北京鉴衡认证中心主任等职务。
其长期深耕风电、光伏、储能、氢能等可再生能源领域，拥有30年的标准、检测、认证技术研发和实践经验，深度参与中国《可再生能源法》和“十三五” 、“十四五”、“十五五”可再生能源发展规划等重大政策的制定工作。
行业反内卷一周年后
当下，反内卷已成为中国整个制造业的主要议题之一。上一届风能展上，饱受“价格战”之苦的12家风电整机商共同签订了《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》（下称《自律公约》），如今已过去整整一年。
“风电行业‘反内卷’已取得阶段性成效。今年上半年，风电整机中标价普遍回升，产业链压力得到有效缓解。”秦海岩认为。
其提供的数据显示，通过对市场上几款主流机型的不完全统计，按不含塔筒的中标价来看，5兆瓦机组的最低中标价从2024年的1157元/千瓦上升至今年上半年的1700元/千瓦左右；5兆瓦-6.25兆瓦机组的最低中标价从1135元/千瓦升至1400元/千瓦左右。
市场占有率最高的6.25兆瓦-7.15兆瓦机组，2024年的最低中标价为960元/千瓦，且多次出现千元低价，今年上半年，最低中标价回升到了1439元/千瓦；7.15-7.7兆瓦机组的最低中标价从2024年的1000元/千瓦上涨至1350元/千瓦以上。
秦海岩称，今年上半年，各机型的中标价格已经全部高于其最低成本价，行业低价恶性竞争态势得到有效遏制。
他告诉界面新闻记者，在国家政策的引导下，风电行业针对“反内卷”做了大量工作。
在2024年11月举办的风能企业领导人座谈会上，40余家开发企业与整机企业高层参会并达成关键共识：优化招投标规则、提高技术标权重、杜绝最低价中标。
今年3月，《自律公约》相应机制得到进一步完善。12家整机企业负责人签署《公约执行承诺书》。
“机制完善以来，风能专委会跟踪了近200个招标项目，向违规企业发出各类提示函共8次，有效遏制了低价竞争势头。”秦海岩表示。
同时，风电开发龙头企业正在改变招标规则，重构价值评估体系。多家企业摒弃了最低价基准模式或是将价格评标权重下调。
在秦海岩看来，整机企业积极调整策略，从价格竞争转向价值竞争。头部企业主动退出超低价项目竞标，将资源聚焦于更具并网友好性、更具多场景可靠性、更高发电效率的机型，以技术溢价支撑价格回升。
“今年大会将发布《风能北京宣言2.0》，结合中国新一轮国家自主贡献，提出新的风电产业发展目标，以及相应的行动倡议，致力于汇聚全球力量推动风电产业提速提质发展，为推进全球气候治理、构建人类命运共同体提供有力支撑。”秦海岩告诉界面新闻记者。
今年9月，中国刚刚宣布了新一轮国家自主贡献目标，明确风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦。
2020年，400余家风能企业的代表一致通过并联合发布了《风能北京宣言》。
该宣言提出，保证国家年均新增装机5000万千瓦以上。2025年后，中国风电年均新增装机容量应不低于6000万千瓦，到2030年至少达到8亿千瓦，到2060年至少达到30亿千瓦。
2024年，国内风电新增装机7982万千瓦，同比增长近6%，实际行业需求增速超当年预期。
出海正当时
中国风电已形成全产业链优势，近几年出海浪潮持续涌动。
“十四五”期间，中国风电机组出口持续增长。2024年，中国风电机组新增出口容量为519.37万千瓦，同比增长41.7%。
截至2024年年底，中国风电机组累计出口容量为2078.78万千瓦，分布于六大洲的57个国家。
“通过在全球建立较为完善的配套体系，加上中国风电整机企业能够提供极具技术、质量、价格竞争力的丰富机组产品组合，中国风电机组出口逐步打开了局面。”秦海岩称。
日前，明阳智能宣布，拟在苏格兰建设英国首个全产业链一体化风电机组制造基地，将斥资15亿英镑(约143亿元人民币)建设海上与漂浮式风电机组制造工厂。
中国风电企业通过海外布局，正在践行从单纯出口到“走出去”的跨越。
中国是全球最大的风电装备制造基地，生产的风电机组占到全球市场的三分之二以上，铸锻件及关键零部件的产量占到全球市场的70%以上。
在秦海岩看来，国外风电市场规模较小，进一步增加了国内整机企业布局海外市场的难度。比如，一些新兴市场国家，每年新增装机只有100万-200万千瓦，而100万千瓦只是中国一个项目的容量。
因此，前期中国风电整机企业“走出去”，多以开发企业与整机企业“抱团出海”的形式为主，依靠国内产业链协作打造高质量项目标杆，以点带面，在展示中国风电技术和实力的同时，以收益和设备运行表现，赢得国外投资者对中国风电企业的认可。
秦海岩建议，中国风电企业“走出去”要注重本地化，借助本地化生产等方式与各国风电开发企业开展紧密合作，在带动各国经济发展的同时，可以充分发挥自身的技术、成本、经验等优势，为各国带来先进且经济的风电设备，帮助这些国家有效降低风电项目开发成本，生产出便宜的绿色电力。
通过采取本地化策略，中国风电企业可以更全面、深入地理解目标市场的特点，充分利用当地的人才、资本、技术、供应链等资源，从而提升运营、生产、运输、服务的效率，降低各方面的成本。
秦海岩认为，与家电等产品的出口不同，风电整机企业“出海”并非止于“卖风机”，更关键的是完成风电项目建设，这意味着企业不仅需要熟悉各国的政策法规环境，还需要参与融资、认证、物流、施工安装等其他诸多环节，因而存在很高的准入门槛。
“未来，风电需要形成一套完整的配套体系作为支撑，这是一个循序渐进的过程。”秦海岩称。
后“136号文”时代的风电产业
风电已是当前技术最成熟、最具市场竞争力的新能源之一。在 “136 号文”的市场化新规下，众多央企和企业调整了投资策略，将收益优于光伏的风电，视为了开发项目首选。除沙戈荒大基地在建项目外，集中式光伏电站开发放缓。
秦海岩认为，企业决策者结合内外部环境变化调整业务布局是正常之举，涉及对国家政策、企业战略定位等因素的综合考量。“136号文”的出台，是在电力市场化改革不断深化过程中，统一各地政策和市场规则，确保新能源高质量发展的必然之举。
据其分析，随着“136号文”的印发，中国风电步入全面市场化发展新阶段。
在此背景下，秦海岩建议，国家主管部门进一步完善体制机制，深化电力体制改革，形成真正适应高比例风电的市场机制，借助市场化手段促进风电发展。健全大基地风电、海上风电、乡村风电等关键领域的管理体系，完善绿色氢氨醇、绿电直连、零碳园区等方面的配套政策，扫除行业面对的关键阻碍，为产业可持续发展培育新的增长点。
今年，海上风电的热度持续攀升。2025年8月，国家发改委表态正与相关部门着手“十五五”海洋经济发展规划编制工作，大力发展海上风电等新兴产业。
不过，秦海岩判断，当前中国深远海风电尚处于初期发展阶段，主基调应是稳中求进，在实践中寻求成长与突破。
过去几年，国内深远海风的发展一直不及预期。难点集中在技术、成本与生态等方面。建设运维海上风电，成本是陆上风电的 2-3 倍，投资回报周期长。此外，并网输电成本高昂，且开发易影响海洋生态。
对于海上风电的发展，秦海岩提出，要重在健全政策体系建设、加强创新实践等方面发力，确保中国深远海风电在2030年左右实现商业化发展。建议国家能源主管部门针对深远海风电开发的特征，加强顶层设计，按照统一化、集约化、规模化发展的原则，组织编写全国深远海风电发展规划。
他建议，尽快出台深远海风电开发建设管理相关政策，集中建设送出线路，优化登陆点，降低输电成本。
同时，秦海岩建议，国家海洋主管部门及早修编调整海洋主体功能区划，结合海上风电产业融合能力强的特点，扩大风电开发建设区；在不损害海洋基本功能的前提下，在矿产与能源区中为深远海风电项目划定专门的海洋基本功能区。建议相关政府部门建立联动机制，统筹协调，为深远海风电开发提供“一站式服务”，并简化项目开发审批流程。
秦海岩仍持续看好风电产业未来发展，“中国风能资源丰富，几大市场的开发潜力依然巨大。”
他提供的数据显示，未来，“三北”地区陆上风能资源经济技术开发量超过75亿千瓦，通过本地消纳与跨区平衡，可提供最低成本的电力供应；中东南部陆上风能资源经济技术开发量超过25亿千瓦，因地制宜集约发展空间广阔；离岸300公里的海上风能源资源经济技术开发量超过27亿千瓦，已进入大规模商业化开发阶段。
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