869元/kW的低价，没人再敢报了

869元/kW，这是2023—2024年风电价格战最惨烈时刻的裸机报价，一度被视作“历史新低”写进了行业记忆。而到了2026年9月，同样是大基地项目，含塔筒单价已经回到1716—1989元/kW的区间。

从国家电投约5.52GW集采由十家整机商分食，到金风科技、三一重能各自独揽GW级大单——中国陆上风电正在借着大基地这一波集采，完成一场安静的转向：不再用利润换份额，而是用份额保利润。

📉 价格曲线：一场教科书级的V形反转

价格，是产业最诚实的财报。

据北极星风力发电网对2026年1—8月公开定标项目的跟踪，陆上风电含塔筒中标单价走出了一条极其清晰的曲线：1月冲高，3月触底，6月起进入修复通道。

3月是全年价格的谷底。当月含塔筒中标均价落在1792元/kW，单项目最低中标价格只有1625元/kW，最高也不过2304元/kW——低价标段把整个月的均价死死压住。转机出现在7月2日，华电福清2MW风机技改项目机组（含塔架）定标，中标价格1095万元，直接拉高了当月均价，也给市场打了一针参照剂。

要理解这条曲线的分量，得回头看前两年的基数。2023—2024年的多个风电大基地机组招采中，整机商含塔筒投标报价普遍在1200—1500元/kW。按塔筒350元/kW左右的保守估算，部分标段裸机报价低至869元/kW——这个价格，意味着交付即亏损。

此时，行业非理性低价竞争的弊端集中显现。一位接近整机商的人士对这种状态有个直白的概括：“中标是亏钱，不中标是等死。”

“反内卷”之后，行业逐步形成了“盈利优先、份额其次”的发展新共识。这条V形曲线，本质上不是市场情绪的波动，而是定价纪律重建的过程。

🧾 9月订单：罕见密集的大基地定标

大基地从来不缺订单，缺的是能赚钱的订单。

今年开年至9月，风电大基地招采市场如火如荼，而9月堪称“定标月”。最重的一单来自中广核：新疆哈密伊州+华曜1200MW陆上风电项目开标，金风科技独揽，投标报价16.26亿元，折合不含塔筒单价1354.6元/kW——单家整机商吃下1.2GW，这在过去两年几乎不可想象。

同期，三一重能独揽新疆裕民500MW和内蒙古二连500MW两个项目，合计1GW，含塔筒单价达到1716—1989元/kW。而在招采端，国家能源集团2026年第4批风电集采也于9月启动，覆盖新疆哈密2.4GW、吉林四平800MW等多地大单，为四季度继续上量埋下伏笔。

再把时间轴往前拨，3月的华能赤峰翁牛特旗2GW大基地开标，由三一重能与东方电气瓜分，裸机报价1270—1295元/kW——那是价格修复初期的定价水位，如今看已是“上一阶段的行情”。

把这批订单放在一张表里，趋势一目了然：

当前，风电大基地正进入密集交付期。订单节奏前置、交付压力后置，整机商在2026年拿到的这批高价订单，将在未来一到两年内转化为真实的收入与毛利——这是价格回暖最有分量的注脚。

⚙️ 报价分化：低价时代的红利正式出清

当所有人都能用869元抢到订单时，就没有任何人能赚钱。

把今年的几个报价放在一起看，分化非常明显：3月华能赤峰项目裸机报价1270—1295元/kW；9月中广核哈密项目不含塔筒1354.6元/kW；而三一重能独揽的1GW项目，含塔筒单价冲到1716—1989元/kW。同一个市场、同一个季度，价差接近50%。

分化背后的变量是机型。素材中反复出现的关键词是“机型分化”——不同风区、不同地形、不同单机容量等级，对应的机组技术方案和成本结构完全不同。大基地项目大多位于三北地区的大风资源区，对机组的可靠性、运输吊装方案、并网性能都有更高要求，开发商的招标也从“唯低价论”逐步走向按机型、按全生命周期度电成本综合评标。

这就是2026年招采市场最重要的结构性变化：价格不再是唯一的胜负手。

据多位接近整机商的人士透露，今年以来头部厂商在投标策略上明显收缩，宁可放弃部分低价标段，也要守住报价底线——“报一个亏一个的标，现在大家抢着不去投。”

对整机环节而言，这是一次迟到的出清。深陷亏损泥潭的整机商盈利空间得到明显修复，而修复的前提，恰恰是低价标段的减少和报价区间的整体上移。

🤝 5.52GW与十家整机商：集采的新分蛋糕公式

没有哪家整机商能独吞5.52GW，但也没有人会空手而归。

国家电投公布了2026年第二轮大规模风机集采的预中标候选人：约5.52GW的容量，由十家中国整机制造商共同分食。这是理解当前风电竞争格局的一把钥匙——大型央国企开发商通过集采把订单“摊薄”，既锁定供给能力，也分散了对单一供应商的依赖。

值得注意的是，集采“分蛋糕”与项目制“一对一”两种打法正在并行：

两种模式对应两种竞争逻辑。集采模式下，十家整机商都在牌桌上，比拼的是产品序列完整度、交付能力和长期服务记录，份额差距被刻意抹平；项目定标模式下，金风独揽1200MW、三一独揽1GW，比拼的则是特定机型和特定区域的性价比极限。

对开发商来说，这种组合拳还有一层产业考量：给头部厂商留出利润空间，才能保证未来三到五年供应链的稳定性。过去三年价格战的教训在于——把整机商打穿，最终受损的是交付质量和整个产业链。

换句话说，5.52GW分给十家，不是竞争烈度的下降，而是竞争维度的切换：从抢价格，变成抢位置。

🔧 价格回暖之后：产业链终于能喘口气

整机商的毛利，就是上游供应链的现金流。

素材中有一句被很多人忽略的话：整机环节盈利空间的修复，“也为整个产业链上下游的健康良性”运转打开了空间。这句话的分量在于方向——风电产业链是一个环环传导的系统，整机报价里包含了叶片、齿轮箱、发电机、塔筒等大量外购价值量。仅塔筒一项，就占含塔筒报价中约350元/kW。

当整机商以1200元以下的裸机价中标时，降价压力会沿着链条逐级传导，部件商被压价、账期被拉长；而当含塔筒单价回到1700—1900元区间，整机商有了毛利缓冲垫，才有余量给供应链留出合理利润。📈

往前看，有三个变量决定这轮修复能走多远：

其一，招采节奏。国家能源集团第4批2.4GW+800MW量级的集采已启动，若四季度大单持续放量，价格中枢有望守住当前水位。

其二，纪律韧性。“盈利优先”的共识还年轻，一旦某家头部厂商为冲刺年度份额重启低价策略，整条价格曲线都可能再度被打穿。⚠️

其三，机型升级的溢价能力。分化行情意味着高技术门槛机型可以卖出溢价，这是整机商摆脱同质化内卷的根本出路。

869元/kW的裸机报价，是上一个时代的墓志铭；1716—1989元/kW的含塔筒订单，是新时代的入场券。价格回暖+机型分化，不是一轮周期性反弹，而是风电产业规则层面的转向——从份额游戏回到盈利游戏。接下来要观察的，是2027年集采定标价能否守住水位，以及整机商能否把账面修复变成真实的利润交付。风还在吹，但这次，吹向了会算账的人。