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龙源电力将光伏组件框采规模砍半。10月28日，国家能源集团旗下龙源电力调整2026年第一批光伏组件框架采购规模，由6GW降至3GW。其中，陆上光伏由5GW缩至2GW，海上光伏仍保留1GW，采购占比从六分之一升至三分之一。
这不是加码海上光伏，却是在招标整体收缩中保留了投入空间。
1GW，放在陆上光伏集采中算不上大手笔，放到海上分量不轻。公开数据显示，截至2025年底，我国海上光伏并网规模仅超11GW。
此次招标的部分组件或将供给其正在推进的龙源大丰H12一期海上光伏项目，位于已投运H12海上风电场西区，拟建光伏交流侧容量303.6MW、直流侧容量约364.16MWp，属于规划500MW风光同场项目的一期工程。
上海某风光同场效果图
往风电场里布局光伏的，也不只龙源。今年推进的国华竹根沙Z1、申能临港1#、上海电力奉贤1#等项目，都把场址定在了既有海上风电场内。光伏成规模“下海”，正在借海上风电的力。
在经济重压之下，风光同场省下的工程投资，地方政策补上的收益缺口，这两股力量，究竟能把海上光伏推过盈利门槛，还是只够把项目推上马？
百万千瓦光伏下海
高成本没换来高电价
国家能源集团对海上光伏的探索，至少可以追溯到2022年。彼时，海上半潜式光伏平台的试验模型还在水池里“闯关”。
几年后，国能已经把百万千瓦级桩基式光伏电站建到了海上。从旗下国华投资与龙源电力的布局来看，其态度可以归纳为：技术敢试，项目要挑。
国华投资先把规模做了出来。其开发的山东东营垦利100万千瓦海上光伏项目，于2023年启动建设，2025年底实现全容量并网，成为我国首个百万千瓦级海上光伏项目。按早期公开的约80亿元计划总投资、交流侧1000MW容量折算，单位投资达到8元/瓦。
国家能源集团山东东营垦利100万千瓦海上光伏项目
但这个项目的电价，需要分批看。
第一批16.5MW，第二批149.98MW，分别于2024年11月和2025年1月并网发电，在时间上符合存量项目条件；若按独立批次认定，其电量可适用山东燃煤基准价0.3949元/千瓦时。
第三批336MW于2025年7月并网，第四批年底并网直接进入了另一套规则。在山东省2025年度新能源机制电价竞价结果中，“国华HG14海上光伏1000MW项目—第四批”以497.2MW交流侧容量入选，价格直降至0.225元/千瓦时，与该轮其他入选光伏项目相同。
近一半容量参与竞价，拿到的仍是普通光伏的价格。海上多花的工程钱，没有变成电价里的加价项。
该项目也将海上光伏的成本与收入之间的矛盾具体化。不过，项目规划为渔光一体，预计年养殖收益超2700万元，在一定程度上提升其经济性。
再看龙源电力，其2026年开发口径明确为：“优先发展风电，择优发展光伏”。
“择优”两个字，意味着光伏项目得拿收益说话。
龙源寻找降本空间的方向，是风光同场。
2024年，公司启动江苏风光同场规划研究；除大丰H12外，龙源还取得了江苏蒋家沙52万千瓦风光同场海上光伏开发指标。
风光同场走热，先解场址之渴
东部沿海业主选择风光同场，首先看中的是场址。按现行用海政策，海上光伏原则上仅允许在围海养殖区、海上风电场区、电厂确权温排水区、长期闲置或废弃盐田等四类已开发建设海域选址。
海上看似宽阔，真正留给光伏的位置并不多。向海要空间，先得向存量场址借位置。
国华竹根沙Z1风光同场项目周边复杂的海域开发利用情况
地方规划也在向这条路集中。
按《江苏省海上光伏开发建设实施方案（2025—2030年）》场址清单统计，60个规划场址中，41个属于风光同场，合计2154万千瓦，占总容量约79%；上海围绕东海大桥、临港、金山、奉贤等已建、在建海上风电场址组织开发；浙江也提出推动海上光伏“风光同场”连片开发。
国华竹根沙Z1风光同场项目用海及布置示意图
但共用海域只是起点。江苏提出合建汇集升压站、探索风光打捆送出，上海要求光伏送出路由与原有风电设施衔接，都是在进一步寻找工程共用的空间。
这背后也是一笔硬成本。以升压站、海缆为核心的海上送出工程，投入大、审批复杂、建设周期长。能够共用的设施越多，重复建设越少，两种电源分摊固定成本的空间才越大。
海光降本
要撬动海上工程成本大头
风光同场打开了开发空间，但海上工程仍得真金白银地建。水电水利规划设计总院数据显示，2025年近海光伏项目建筑工程投资占比超过50%；海上光伏单位造价约4.8元/W，较陆上光伏高约50%。
不同的海上光伏项目之间也有明显投资成本差异。按公开总投资及交流侧容量折算，已建成的国内水深最深的固定式海上光伏标志工程，中广核招远400MW项目动态总投资约29.85亿元，折合约7.46元/W。
国家能源集团最新推进的两个风光同场项目，龙源大丰H12一期岸上、海上合计投资约17亿元，交流侧容量303.6MW，折合约5.60元/W；国华竹根沙Z1一期500MW项目总投资约30亿元，折合6元/W。
海域条件的巨大差异和工程方案不同，展现出完全不同的海上投资成本。
即便是风光同场也不等于共用送出。H12一期仍需新建220kV海上升压站和约59公里海缆，Z1一期也需新建升压站及送出海缆。
华能灌云G1-1区两个子项目则提供了一组对照：107.2MW子项目利用既有风电升压站，单位投资约5.50元/W；292.8MW子项目需新建送出设施，单位投资约5.98元/W，高出约8.6%。差额虽不能全部归因于送出方案，但能否复用设施，确实影响投资。
工程账之后，还得看市场电价能否撑住这套成本。对于行业来说，东部的一些省份，比如浙江、福建、上海目前的整体消纳水平和限电率并不算高，市场化交易电价过关。
海上成本还没降下来
电价优待已经变化
海上光伏还在攻成本关，电价规则已经开始变。不同省份、不同批次的项目，面对的收益条件正在拉开差距。
价格最高的是上海，其为早期项目保留了电价衔接。
最新政策明确，已核准或备案且竞争配置文件已明确上网电价的海上光伏，以原价格作为机制电价，不再参与竞价。
临港1#、奉贤1#等首期所属的2024年度竞配已明确执行燃煤基准价，按这一衔接规则，其上网电价为0.4155元/千瓦时，为项目提供收益支撑。
根据申能公布的信息来看，临港项目的资本金财务内部收益率达8.34%，投资回收期（税后）为14.93年，项目资本金财务内部收益率良好。
江苏为风光同场留出单独竞争的空间。
其2025—2026年增量项目竞价，将海上风光同场纳入海上风电类别，竞价下限为0.30元/千瓦时，高于其他风电、光伏类别的0.25元；执行期限也由其他类别的10年延长至15年，两类竞价上限均为0.391元/千瓦时。
但从结果看，江苏并不缺海上光伏规划和开发动作，但规划尚未充分转化为能在指定期限内投产、具备申报条件的竞价项目。申报项目不足，导致单列海上类别最终未能出清。
福建电价转变更加明显。
2025年，福建将海上光伏单列竞价，上限0.3932元/千瓦时，高于其他新能源的0.357元，同时明确，有效出清的海上光伏单独分类竞价原则上不超过3次。这份优待从一开始，就带着期限。
当轮公示中，10个海上光伏项目获得约七成的实际出清电量，机制电价0.388元/千瓦时；其余6294个项目获得约三成，机制电价0.35元/千瓦时。单列竞价，让成本结构不同的项目暂时分开竞争。
到2026年10月，福建新一轮竞价明确“不区分技术类型”，统一安排83.6亿千瓦时机制电量，竞价区间为0.160—0.390元/千瓦时。盘子扩大了，海上光伏的单独赛道却撤了。
合并竞价后，海上光伏得重新选择：报高价，要承担落选风险；压低价，就要压缩收益空间。出清价最终落在哪里，还要看申报量和报价分布。
而山东、浙江早已直接让海上光伏与其他新能源项目同场竞价。
现状说明，项目不会因为建在海上，就自动获得更高的价格。降本可以需要时间，竞价却不会为高成本暂停。
结 语
“如果不是陆地上的路越来越窄，谁愿意漂在海上讨生活？”一句来自建设一线的话令人印象深刻，道出了个体、企业甚至行业的无奈。
但对土地紧张、用电需求密集的东部沿海省份而言，寻找本地清洁电源的增量空间，是一道绕不开的题。海上光伏每走通一种开发模式，就为沿海能源布局多打开一种选择。
放到国家能源布局中看，这种探索同样有价值。利用沿海负荷中心附近的海域资源，将风电、光伏和送出设施统筹布局，叠加养殖经济，值得投入，也值得试错。眼前的经济性难题要解决，面向长远的开发能力也要提前积累。
地方规划要把资源与消纳衔接好，政策支持要为技术进步争取时间，开发企业则要把示范经验变成降本能力。海上光伏还要往前走，但每一轮投入，都应让下一批项目更便宜、更可靠、更有底气面对市场。
