风电：2026年值得关注的七大核心议题

风电：2026年值得关注的七大核心议题 执行纲要 本报告聚焦2026年全球风电市场七大核心议题，涵盖政策变革、建设成本企稳、海上风电招标与供应链挑战、老旧机组退役潮，以及市场化竞争转型，深度解析引领行业结构性变革与竞争格局重塑的关键信号。 1.中国政策调整主导全球装机走势 受中国政策影响，全球风电年新增装机将同比下降6%，但其余市场在德国和美国带动下将增长22%。海上风电将实现突破性增长，年新增装机翻番至27GW。 2.海上风电招标机制革新 新一代招标框架有望终结此前流标频发和项目取消的困局，但项目交付时间紧张的问题依然突出。2026年30GW的海上风电招标规模将检验新框架的有效性。然而，真正的考验已从项目转向执行层面：如何在经历2028年建设低谷后，于2030年代初的有限窗口期内实现大规模项目集中交付。 3.电力市场化改革冲击中国海上风电竞争力 未来三年，中国海上风电建设将受益于充足的项目储备，但此后的项目储备则面临两阶段入市机制的考验。在新能源全面入市背景下，海上风电相较光伏和陆上风电的竞争劣势凸显，政府是否会出台更具针对性的扶持政策将成为2026年的核心议题。 4.风电建设成本进入平稳期 中国陆上风机价格将在行业自律公约和政策引导下于2026年企稳，价格竞争得到缓解。欧美陆上风机价格也将见顶，标志着2025年成为成本通胀的峰值。海上风电建设成本同样趋于平稳，宽松的供需关系将使定价权从供应商向开发商转移，但不同细分领域的影响程度有所差异。 5.老旧机组退役潮影响显现 43GW的机组已运行超过20年，另有134GW进入设计寿命最后五年。老旧机组的退役与翻新改造决策将对电力市场的运营容量和发电效率产生日益显著的影响，加速行业更新换代进程。 6.美国风电进入关键抉择期 2026年7月生产税收抵免（PTC）政策到期在即，叠加关税不确定性和许可审批瓶颈，产业面临紧迫的采购压力。电力需求持续增长或成破局关键，推动政策制定者在产业保护与产能扩张需求之间寻求平衡。 7.市场化改革重塑行业竞争格局 以中国和德国为代表的核心市场正加速推进从固定电价向市场化定价机制转型，深刻重塑着风电产业竞争格局。伴随市场电价持续走低，以及许可审批、并网接入等制约因素逐步缓解，风电产业有望在2026年重新确立相对于光伏的竞争优势地位。 1. 2026年风电新增装机：能否延续2025年的高增长？ 伍德麦肯兹预计，2026年全球风电新增并网装机将达160GW，较2025年（预计创历史新高）回落10GW。这一回落主要由中国市场驱动——随着“十四五”规划收官，中国装机量将同比减少超20GW；与此同时，全球其它地区则将逆势增长22%。 欧洲将占2026年全球风电新增并网装机总量的17%，其中仅德国就将贡献9GW，这得益于2024年核准容量激增90%，以及同年陆上风电招标规模达11GW。然而，美国仍将是除中国以外单一市场的最大贡献者，开发商正赶在激励政策到期前完成项目建设，预计2026年新增装机将达11GW。 截至2025年11月，伍德麦肯兹Lens Direct数据显示，中国以外地区2026年预测装机中，84%的项目已做出最终投资决定（FID）或为在建项目，实现确定性较高，但其中35%为500MW以上大型项目，仍存在延期至2027年的风险；未完成FID的项目面临被取消和延期的风险更高，但该部分项目中56%为100MW以下的短周期项目，可确保明年并网。 海上风电新增装机量将从2025年的11GW增长一倍以上至2026年的27GW。由于项目周期较长，2026年海上风电预测新增装机容量中的75%已处于在建状态，而陆上风电这一比例为74%。预计2026年海上风电发电量将超过电力需求增长，挤占成本更高的火电发电量（尤其是天然气发电），从而压低电力价格。 2.新一代海上风电招标机制能否重振行业? 海上风电招标机制经历了从高补贴1.0时代到低补贴2.0时代的演变。2015年之前，海上风电技术尚不成熟，项目依赖固定电价合同和上网电价补贴保障收益；随着成本曲线下行和宏观环境趋稳，竞争性招标逐步代替补贴机制，项目也由此承担更大的市场电价风险。 自2022年以来，曾因降低成本而备受推崇的2.0招标机制，因未能有效应对供应链危机和通胀冲击而陷入困境，导致大量招标流标、项目延期和购电协议取消。为此，各国政府推出海上风电3.0招标——通过更优惠的条款确保项目不仅能够中标，更能落地建设。此外，将于明年生效的欧盟《净零工业法案》要求至少30%的招标容量采用“非价格标准”评估体系，将招标重心从成本竞争转向可持续性、供应链韧性和本土化制造能力。 2026年，海上风电3.0招标将迎来约30GW装机容量的实战检验。伍德麦肯兹认为，新框架足以扭转近期的招标失败和错失机遇，实现成功交付，英国第七轮差价合约招标（AR7）将开启这一进程。有关该招标的详细分析，请参阅伍德麦肯兹于2025年11月发布的最新市场洞察报告：Offshore wind:UK’sAllocation Round 7- Smaller pot,richerserving。 然而，3.0招标机制未能解决项目交付时间紧张的难题。此前购电协议的取消已注定2028年将出现建设断崖，供应链将陷入订单枯竭。而新招标项目集中瞄准2030年代初并网，这意味着若部署过于集中，供应链将在经历低谷后迅速转向产能不足，重现成本上涨和交付瓶颈。 因此，2026年最关键的政策举措是：分散项目部署节奏，避免集中建设。唯有如此，供应链才能熬过2028年低谷期，并在随后的增长周期中保持扩产投资能力。 3.中国电力市场化改革背景下，海上风电将扮演何种角色？ 2025年1月，中国正式启动可再生能源可持续发展价格结算机制，海上风电入市模式由此拆分为两阶段：第一阶段竞争性配置（获取开发权），第二阶段参与招标或电力市场交易（确定收益）。新旧政策交替呈现明显分化——旧机制下1月完成15GW竞配，新机制下项目储备增长却陷入停滞：首轮招标虽已公布但迟迟未落地，大概率推迟至2026年。 新入市机制背景下的紧张交付窗口将持续制约2026年及以后的项目储备增长。当前，海上风电尚不具备完全市场化运营条件，仍需政策支持。然而，开发商须在每年下半年竞配次年并网项目，并保证项目按期完工。漫长的开发周期和海域使用许可问题使得项目在这一狭窄的交付窗口期完成审批、设计和供应链锁定变得极为困难。时间错配叠加高资本密集度特性，大幅提升了交付风险和不确定性，可能抑制开发商的项目开发意愿。 新机制不会影响2026年的海上风电建设，因为现有项目储备足以支撑未来三年的装机需求。然而，该政策将对中国海上风电的长期发展构成挑战——在新的电价机制下，海上风电相比集中式光伏和陆上风电并不具备竞争力。 2026年值得关注的是，政府是否会针对海上风电推出新的支持政策，特别是针对未来十年的深远海项目开发。如果缺乏政策支持，可能会开始影响供应链在技术研发、产能扩张和出口战略等方面的布局决策。 4.政策抑制美国风电建设，电力需求激增将如何重塑政策？ 进入2026年，美国陆上风电面临政策期限、关税成本压力和市场动态变化的多重挑战。依据One Big Beautiful Bill Act（OBBBA，即“大而美法案”）和美国国税局（IRS）的最新指导方针，开发商须在2026年7月前开工建设，才能确保2029-2030年投运项目获得生产税收抵免（PTC）资格，这促使其加快采购进程。 “开工建设”现严格采用实体工程标准：即现场施工或基于约束性合同的场外风机零部件制造。大量合规工作（尤其是场外制造）将通过零部件独立采购的方式低调推进。关税不确定性加剧了局面的复杂性，令采购决策趋于延后或分批执行。由此，2026年订单活动预计呈现波动态势——在政策明朗化或IRS截止日临近时，观望期将被集中签约潮取代。非公开订单的落地规模，将最终决定本十年末项目储备能否锁定税收抵免资格。 许可风险将贯穿2026年全年并制约项目建设进度。仅2025年第三季度就有约5GW项目被取消或停滞，其中近35%涉及联邦土地。海上风电更因特朗普政府的停工令雪上加霜，为本已困难重重的行业增添新的不确定性。在联邦政策持续调整的背景下，开发商能否妥善应对许可审批、建设时间表和州级采购安排，将直接决定在建项目能否维持推进势头。 政策将持 续主导2026年风 电走向， 尤其是《大而美法案》中受关注外国实体（FEOC）条款仍悬而未决——预计2026年初难有定论。但更关键的问题是：激增的电力需求将如何重塑政策方向和监管重心？ 伍 德 麦 肯 兹Lens Power&RenewablesAmericas预测，2030年之前峰值需求将增长约90GW，尚未达到电力公用事业公司的大负荷承诺水平。虽然数据中心主力负荷要到2030年后才会释放，但相关项目必须立即启动开发。这轮需求增长凸显了市场对新增风电的迫切需要。核心悬念在于：特朗普政府会否为实现“降低能源价格”和“AI全球领导力”的双重目标，而对反风电立场有所松动？ 随着需求攀升推高未来的市场交易价格，市场效应将提前显现，进而重塑开发商的项目排序和投资者的布局策略。这可能会催生新一轮交易热潮——运营资产估值上升，持有方加速资产整合。 5. 43GW老旧风机如何处置？对电力市场有何影响？ 过去30年陆上风电装机的持续高增长已引发全行业难题：当大量风机逼近退役年限，业主和政策制定者该如何应对？ 此前多数业主倾向将风机运营寿命延长至标准设计寿命（通常为20-25年）之外，以最大化收益并控制老化带来的运维成本上升。但全球已有43GW在运营风机服役超20年，其退役决策将直接影响装机存量和发电产出。更严峻的是，另有134GW陆上风电装机正步入设计寿命最后五年，性能衰退已现端倪。 2026年，业主延寿偏好仍将延续，欧洲和北美尤甚。多数开发商、运维服务商和承包商已掌握技改、升级和部分翻新改造技术，足以满足延寿需求。理论上，若所有在运营风机在服役期满时退役，全球累计退役容量应达47GW；但实际退役容量仅27GW，其中75%是运营不足20年的提前退役——主要由美国翻新改造税收抵免和德国竞争性招标机制驱动。这意味着，退役进程未能有效消化美国、德国及印度、西班牙等成熟市场不断积累的老旧装机，行业难题依然悬而未决。 不过，退役潮也透出积极信号。全球累计27GW退役装机中，39%集中在2023-2025年。伍德麦肯兹预测2026年退役量将达5GW，主要来自成熟市场的老旧机型。这一增长由翻新改造驱动：更新、 更大的风机带来显著的成本和效率优势。与此同时，2026年预计将有近6GW新增装机来自翻新改造项目。 6. 2026年风电建设成本呈现何种走势？ 2025年各地区风电建设成本（capex）走势分化，2026年成本预计企稳，但驱动因素各异。 中国陆上风机价格将于2026年趋稳 中国陆上风机价格在连跌两年（累计-36%）后，于2025年第三季度回升近25%，市场从2024年第二季度25万美元/兆瓦的历史低点开始回稳。2026年价格走势预计转向企稳，但仍存下行压力——项目收益下滑促使开发商将风险向供应链下游传导。 不过，政策托底效应明显。2024年签订的《行业自律协议》持续护航，旨在保护供应链免受恶性竞争侵蚀；2025年政府新政进一步限制无序价格战。双重政策护盘将有效控制零部件价格下行空间。 西方陆上风机价格已触顶，2026年将企稳 西方市场成本压力持续：劳动力短缺、高利率、地缘政治波动与政策不确定性多重叠加。尽管原 材料成本趋稳，2025年风机价格仍同比上涨6%。西方整机商聚焦利润率修复而非规模扩张，使价格维持高位——欧洲约100万美元/兆瓦，美国约120万美元/兆瓦。2025年或为成本通胀峰值，2026年起有望逐步缓解。 我们预计欧洲陆上风机价格将在2027年前保持平稳，未来两年降幅仅1%至2%——整机商价格自律仍将延续。市场利好方面，6-7MW级机型渗透率提升，正释放