《风能》国际|沙特阿拉伯陆上风电：超低电价背后的开发逻辑与中国企业的进入路径选择

6 月10 日，沙特阿拉伯600 MW阿尔加特（Al-Ghat）风电项目的80台机组全部并网。随后，500 MW 瓦阿德· 沙马尔（Wa’ ad Al-Shamal）风电项目的67 台机组同样全部并网。两个项目均由中国电建承担EPC，采用单机容量为7.7 MW 的陆上风电机组。其中，阿尔加特风电项目采用中国制造的风电机组，瓦阿德· 沙马尔项目场址距朱拜勒港约1200 km。需要注意的是，全部风电机组并网并不等同于商业运行：阿尔加特项目尚需开展全场168 h 的可靠性试运行，瓦阿德· 沙马尔项目仍需要完成合同收尾和移交工作。

短短几年间，沙特阿拉伯陆上风电已经从400 MW的杜马特· 阿尔詹达勒（Dumat Al Jandal）示范项目，相继迈入500 MW、700 MW、1.5 GW 乃至2 GW 的规模化开发阶段。更引人关注的是，阿尔加特风电项目和瓦阿德· 沙马尔风电项目公布的平准化度电成本（LCOE） 分别为1.56558 美分/kWh（约合人民币0.11 元/kWh）和1.70187 美分/kWh。2025 年，1.5 GW达瓦德米（Dawadmi）风电项目进一步报出1.33803 美分/kWh 的价格，沙特阿拉伯官方称其刷新全球风电最低LCOE 纪录。

本文所称的“超低电价”，主要是指沙特阿拉伯在项目招标、授标或购电协议（PPA）签署阶段公布的中标电价或LCOE，并不等同于项目投运多年后形成的实际平均发电成本。对于两种口径，不宜进行机械横向比较，但都显示出沙特阿拉伯组织项目、配置资本和动员供应链的能力。

一个以油气生产著称、同时拥有优越太阳能资源的国家，为何连续推出大型陆上风电项目？这些价格由什么支撑？中国企业又应以哪种模式进入该市场？答案并不在某一台风电机组的报价里，而在沙特阿拉伯的项目组织体系以及由此形成的风险分配方式中。

沙特阿拉伯陆上风电的起点，是位于焦夫省的杜马特· 阿尔詹达勒项目。该项目装机容量为400 MW，是沙特阿拉伯首个公用事业规模风电项目，投资额约4.15 亿美元，中标电价约1.99 美分/kWh。它的意义不只是增加了一座风电场，更在于验证了以独立发电项目（IPP）模式组织风电开发、融资、建设、运营和购电的可行性。

真正改变市场预期的是其后形成的连续采购。2024 年，沙特阿拉伯电力采购公司（SPPC）与日本丸红株式会社（Marubeni Corporation）、阿吉兰兄弟集团（Ajlan & Bros）组成的联合体就阿尔加特风电项目和瓦阿德· 沙马尔风电项目签署25 年期PPA。日本国际协力银行（JBIC）与三井住友信托银行有限公司、渣打银行有限公司及迪拜商业银行公众股份公司共同提供项目融资，使两个项目的联合融资总额分别达到约2.98 亿美元和2.74 亿美元。

2025 年7 月2 日，700 MW 延布项目签署PPA， 公布的LCOE 为1.72468 美分/kWh。2025 年7 月13日，SPPC 一次性签署7 个大型可再生能源项目的PPA，其中包括2 GW的Starah 和1 GW 的Shaqra 风电项目，公布的LCOE 分别为2.05712美分/kWh 和1.86600 美分/kWh（表1）。2025 年9 月，第七轮招标启动资格预审，推出1.3 GW 的Bilghah和900 MW 的Shagran 风电项目；同年10 月，1.5 GW 达瓦德米风电项目完成授标。2026 年1 月，JBIC 与三井住友信托银行、渣打银行和中国银行为延布项目安排约3.05 亿美元联合融资，购电期限同样为25 年。

上述项目合计约8.9 GW，但同时包含已投运、全部机组并网、已签署PPA、已授标和资格预审等阶段，不能简单理解为已经建成或必然按期投产的装机容量。更值得关注的是，沙特阿拉伯已形成从资源勘测、项目预开发、资格审查、集中招标、长期购电、项目融资到工程交付的完整链条。由此可以判断，该国市场正在由依赖个别示范项目的“项目型市场”，转向具有分轮采购和持续储备能力的“平台型市场”。

连续规划使开发商、融资机构和供应链能够对后续市场形成相对稳定的预期，也使首个项目的安全、质量、工期和移交表现成为下一轮竞争的重要信用记录。对制造企业而言，它还决定着本地团队、备件仓库和制造投入能否被后续订单摊薄。

沙特阿拉伯发展风电的直接政策目标，并非简单追求能源结构的“去油气化”，而是以可再生能源和高效燃气发电逐步替代国内电力生产中的高价值液体燃料，优化电力供应结构。沙特阿拉伯计划到2030 年以天然气和可再生能源基本替代液体燃料发电，可再生能源占发电能源组合的比例目标约为50%。

这并不意味着风电需要与光伏争夺主导地位。沙特阿拉伯的太阳能资源丰富，但电力系统不能只按某一种技术的最低LCOE 选择能源。风电与光伏在日内和季节尺度上的出力差异具有组合价值，可以分散新增可再生能源集中于相同时段的压力。随着工业、数据中心、海水淡化、新城市和绿氢项目带来新增负荷，大型风电还可能与输电网络扩展和区域产业布局形成协同。

沙特阿拉伯并没有完全依赖开发商自行寻找场址。2024 年，该国能源部启动了可再生能源地理勘测项目，计划在超过85 万km2 范围内布设1200 座太阳能和风能测量站。连续、标准化且可追溯的资源数据，有助于缩短前期测量周期，降低发电量预测的不确定性，并提高项目通过独立技术顾问和融资机构审查的效率。沙特阿拉伯正在将资源、土地、数据、采购和购电需求，组织成可招标、可融资、可复制的能源资产。

就沙特阿拉伯的风电而言，最容易引发误解的是将1.3~2.1 美分/kWh的LCOE 直接归因于风电机组价格下降。事实上，LCOE 是资本性支出、融资成本、运营支出、发电量、建设周期、使用年限和税费等假设共同作用的结果。招标模型中的微小偏差，或将在长期运行中累积为显著的收益差异。

从公开项目结构看，超低电价主要由四类条件共同形成。

首先是开发与采购。国家层面的资源调查、场址预开发和相对集中的采购关系，使投标人能够在较一致的数据和合同框架下展开竞争。SPPC承担项目招标并与开发商联合体签署长期PPA，有助于降低重复开发和多头谈判带来的交易不确定性。

其次是购电与融资。25 年PPA为项目提供较长的收入期限；政策性金融机构和国际商业银行参与融资，表明有关股东安排、PPA 和主要工程合同能够满足项目融资的基本审查要求。长期PPA 与成熟的项目融资结构共同改善了资本成本条件，并有助于降低融资风险溢价。对资本密集型风电项目而言，融资成本变化会贯穿整个PPA 期限，对LCOE 产生显著影响。

再次是规模。项目由数百兆瓦上升到1~2 GW 后，开发、设计、融资、采购和项目管理等固定成本更容易被摊薄，开发商也拥有更强的供应链议价能力。

最后是连续竞争。参与者竞标的不只是当期项目，还包括后续项目资格、履约记录和本地市场位置。连续项目预期可能使部分参与者降低首批项目的收益要求，以换取业绩和后续合作机会。

从这个意义上来说，沙特阿拉伯公布的超低LCOE，可以理解为制度安排、资本结构、项目规模和供应链竞争共同塑造的系统性报价结果。它不是“低价风电机组”的同义词，也不能据此简单推导设备和EPC 仍有无限降价空间。

风险没有消失，只是改变了位置。价格越低，项目对资源、工期、性能和运维成本偏差的容忍空间通常越小。开发阶段的风险集中于风能资源、土地许可、环境与社会要求、融资关闭和合同的银行可接受性；建设阶段则表现为跨境供货、港口和内陆运输、道路与吊装平台、高温作业、并网工程及多承包商界面；运营阶段又转化为高温、风沙和昼夜温差对可靠性的影响，以及可利用率、备件和大部件更换成本。

瓦阿德· 沙马尔风电项目距离朱拜勒港约1200 km，这就要求大兆瓦机组的港口卸载、路线勘察、道路改造、车辆组织和备件补给必须作为一体化物流工程管理，而不能仅按照普通设备运输计价。类似的长距离内陆运输一旦叠加道路条件、通行许可和现场窗口变化，就可能同时冲击工期、吊装计划和保函占用。

低电价还会通过合同链向下传导。开发商为满足PPA 项下的完工和发电责任，通常在EPC 合同、风电机组供货协议和长期服务协议中设置延误违约金、性能保证、可利用率承诺、备件义务、保函和赔偿安排。真正需要警惕的并非“背靠背”本身，而是责任、控制权和价格补偿不一致：土地、道路、并网设施、审批或第三方工程由业主或其他主体控制，却将结果责任完整转移给单一承包商，就会形成不可管理的风险敞口。

中国企业应沿着PPA-EPC- 风电机组供货- 长期服务- 分包合同逐层核对工期起算、验收标准、可归责延误、并网界面、高温降容、电网限发、责任上限、保险与保函等事项。低价项目的核心竞争力，正在从单点报价转向全生命周期偏差控制。

沙特阿拉伯市场的准入并不是一道统一门槛。新版《投资法》将原有的外资许可要求调整为投资登记，境外投资者可以在对投资开放的经济活动中办理登记。然而，风电项目仍需叠加适用行业许可、招标资格、本地内容、属地用工和项目合同要求。设备出口、EPC、项目开发和本地制造面对的义务并不相同，企业不能仅凭“完成投资登记”判断已经具备项目进入条件。

从公开项目实践来看，中资企业的应对方式与业务路径相互关联。设备供应商和EPC 企业通常先借助开发商联合体或本地合作伙伴进入项目，再逐步建立属地团队和供应商网络；开发投资和制造项目则更多通过沙特阿拉伯公司或合资公司承接投资、融资、用工和长期运营责任。关键不只是找到本地合作伙伴，还需要核实其履约和资金能力，并将董事会权限、追加投资、技术边界、关联交易和退出机制写入合作安排。

2024 年，沙特阿拉伯公共投资基金（PIF）旗下可再生能源本地化公司（Renewable Energy Localization Company） 与远景能源、沙特阿拉伯绿色能源产业投资企业Vision Industries 签署合资安排，计划在沙特阿拉伯制造和组装包括叶片在内的风电机组部件，按照年可配套约4 GW装机， 三方分别持股40%、50% 和10%。2025 年，亚玛玛钢铁工业公司（Al Yamamah Steel Industries） 在延布工业城启动风电系统工厂商业生产，年产能约5 万t，可生产高度超过130 m、直径最高6 m 的钢制塔筒。

这些安排表明， 沙特阿拉伯希望利用连续项目规划吸引制造、技术、人才和供应链落地。PIF 提出的2030 年本地生产75% 可再生能源项目部件的目标，是国家产业发展方向；具体项目适用的本地化内容比例、计分方式、采购清单和违约后果，仍应以各轮招标文件、PPA 及相关本地化内容规则为准，不能将“75%”直接理解为是针对所有风电项目的统一合同指标。

对于中国企业而言，本地化也不能简单等同于建厂，其可持续性取决于订单连续性、产能利用率、本地质量体系、合资治理、知识产权边界和区域出口能力。如果只依据一个大项目建设固定资产，却没有后续订单和退出机制，本地化可能会由准入优势变成沉没成本。

沙特阿拉伯不存在适用于所有中国企业的统一进入方式，笔者认为主要有5 种模式（表2）。5 条路径对应不同的资本投入、收益来源和风险性质，也并非可以同时推进的菜单。轻资产设备供应与重资产开发投资之间，不只是收益水平不同，更要求完全不同的融资、治理和资产管理能力。

设备供应资本较轻，但选择风电机组时需要接受银行、保险机构和独立技术顾问对认证、运行记录、关键部件可靠性和长期支持能力的审查。EPC 能够发挥中国企业的工程和供应链优势，却最容易承接PPA 完工责任，必须将可控的设计施工责任与土地、道路、审批、第三方工程和并网界面区分开来。项目开发与投资可以分享长期现金流和股权价值，但需要承担投标、融资关闭、股东出资和长期资产管理风险。本地制造有利于融入产业政策和区域供应链，但投资时点必须与可见订单和产能利用率相匹配。长期运维、备件和数字化服务可以延伸一次性设备收入，却要求企业兑现可利用率、响应时间、库存和长期价格承诺，并处理SCADA 数据权属、网络安全和跨境技术支持问题。

进入之后能否留下，最终取决于企业是否可以将技术、合同和属地组织形成闭环：既可以用运行数据、认证和质量闭环证明机组可融资，也能够将高温、风沙和长物流链落实到性能保证、备件方案和服务价格中；既拥有稳定的本地团队，也能够将上游责任转化为可控制、可计价、可向下传递的合同安排。

在投标或投资前，企业尤其需要算清“三本账”。投入账不仅包括设备和工程直接成本，还包括本地团队、保函、税务合规、工厂和备件库存；收益账需要明确利润来自设备、工程、股权、电力收入还是长期服务，并判断收益期限能否覆盖属地固定投入；风险账则需要将物流、并网、融资关闭、本地化、合资治理和长期服务责任转化为情景假设、合同条件、价格补偿和风险准备金。只有“三本账”形成商业闭环，项目规模才有可能转化为可持续收益。

沙特阿拉伯陆上风电已经越过“是否具备市场”的早期阶段，进入连续、大规模交付的新阶段。集中采购、长期PPA、购电方信用、大型项目和产业政策共同塑造了具有竞争力的项目价格，也提高了市场对融资认可、成本控制、本地化和履约确定性的要求。对中国企业而言，拿到一个项目只是进入市场的开始，能否把项目做好，并将交付经验沉淀到后续项目中，才决定企业能否真正留下来。

一次项目最直接的价值，是形成下一轮竞争能够被验证的业绩。对风电机组供应商而言，除设备按期交付和完成吊装外，机组在高温、风沙、长距离运输和当地电网条件下形成的运行记录、故障数据、可利用率表现和质量闭环同样重要。这些记录会影响开发商、独立技术顾问、融资机构和保险机构对机型可靠性和长期支持能力的判断。对EPC 企业而言，港口接卸、内陆运输、道路改造、吊装组织、并网协调和多承包商界面处理，也应在项目结束后形成可以复制的组织方法和供应商资源。这样，前一个项目积累的就不只是收入和业绩证明，还包括下一轮投标可以直接使用的成本数据、履约经验和市场信用。

随着项目连续推进，属地经营的重要性同样会越来越突出。稳定的本地项目团队、备件仓库、服务网络和供应商体系，可以减少每个项目重新组织资源的成本，提高现场响应速度，也有利于满足本地化和长期服务要求。但属地化并不是人员越多、固定资产越重越好，团队规模、仓储能力乃至制造投入，都需要与可见订单、产能利用率和区域市场空间相匹配。如果后续项目不足，再有吸引力的本地化投资也可能成为沉没成本。因此，属地投入应随着订单和市场确定性逐步展开，而不是依赖单个项目作一次性重投入。

项目完成后的复盘也不能只停留在技术和施工层面。低价项目利润空间有限，物流、工期、并网、性能或长期服务中的任何偏差，都可能直接影响项目收益。企业需要沿着PPA、EPC、风电机组供货、长期服务和分包合同重新检查责任传递，弄清哪些风险实际上可以控制，哪些应通过合同边界留在责任主体一侧，哪些则应在下一轮报价中获得相应补偿。项目中已经发生的工期偏差、额外成本和索赔争议，也应反过来修正投标测算、合同模板、风险准备金和供应链安排。只有这样，所谓“项目经验”才会进入企业下一轮经营决策，而不是随着项目团队撤场而消失。

从更长远看，随着越来越多风电项目进入运行期，市场竞争还会从设备供应和工程建设逐步向长期服务延伸。备件供应、大部件维修、状态监测、数字化诊断、性能优化和寿命周期管理，都可能成为项目投运后的持续需求。设备销售和EPC 能够帮助企业打开市场，但稳定的运维和技术服务更容易形成长期客户关系，也能够持续积累真实运行数据。对于整机企业而言，这些数据既可以用于产品改进，也有助于后续机型认证、融资认可和新项目投标。能否顺利从建设期延伸到运营期，是企业能否在当地形成长期经营基础的重要检验。

因此，中国企业没有必要追逐所有项目，也不宜简单以订单规模判断市场成败，更重要的是根据自身资本、技术、工程和属地能力选择合适的价值链位置，并将一次项目留下的运行数据、交付经验、本地资源、合同经验和客户关系继续用于后续项目。订单不是终点，也不等于市场地位。只有在超低电价、本地化投入和长期履约责任之间形成可持续的经营闭环，企业才可能随着项目积累逐步降低后续进入成本、提高交付确定性，把一次项目机会转化为更长期的市场基础。