文 | 我们可能想错了

一、热度可用，但要用对方法

2026 年 1 月，韩国总统李在明访华并率大型经济代表团同行，三星、SK、现代、LG 等头部企业高管同台，议题聚焦供应链投资与新一轮产业合作。这类政经同框的信号，确实会推高市场情绪：沟通成本下降、合作氛围改善，设备更容易进入联合体，工程分包更容易谈清边界，融资协同也更容易对接到长期资金。

但情绪升温并不等于项目更容易落地。韩国新能源市场真正的底座，不是一次访问带来的情绪，而是可追踪、可兑现的规划目标与投资节奏。到 2030 年，韩国把盘子写得很清楚，光伏装机推到约 55.7GW，风电约 20GW，其中海上风电约 14GW，可再生能源发电占比约 21.6%。这些数字的意义在于，它们不是口号，而是对未来几年新增项目、供应链采购与资本开支的长期指引，市场确实在扩容，增量需求也会持续释放。

真正的难点在于，越是海上风电这类重资产项目，节奏越不由施工链主导，而更受许可链与安全链约束。政治气候回暖改善的是参与的便利度，并不自动转化为控股的便利度，更不必然覆盖关键设备、控制系统与数据链路等敏感环节。涉及海域空间、航行秩序、敏感海域评估、并网通道等事项时，项目推进往往会被拉回到国防与多部门许可的硬约束逻辑。

2025 年下半年海上风电固定电价竞标轮次推迟，就是这种非线性节奏的典型信号：韩国海上风电更像依赖许可与安全评估的阶段性跳变，招标存在并不等于项目能按预期进入开工与并网兑现。对外部参与者而言，决定成败的往往不是报价或排产，而是能否把不确定性前置识别并压到可管理的范围内。

我长期从事新能源投资与项目尽调，持续跟踪韩国市场，重点核验许可、并网、采购、融资等关键证据链，并参与联合体协作与交付边界设计；也与韩国本地开发、工程、电网侧服务及运维机构保持常态交流。本文基于公开资料与一线交流的交叉验证，不涉及非公开敏感信息。下文将围绕许可、并网、社会许可三条硬链路，把问题拆解为可执行动作，并分别为设备与部件供应商、EPC 与海工建设方、投资与融资方给出进场路线图。

贵的定价逻辑

韩国新能源之所以门槛高但回报可定价，关键不在补贴口径，而在于收益更容易被合同化、融资化。结算框架相对制度化：发电侧收入通常由系统边际价（SMP）与 RPS 框架下的可再生能源证书（REC）构成；在固定价格合同竞标中，两者经常被打包为统一口径的长期价格，便于审计与现金流建模。

这套机制的价格信号在公开竞标中可直接观察。2025 年上半年光伏固定电价竞标披露的加权平均价格（SMP+1REC 口径）为 154,655KRW/MWh，折合约 0.78 元 / 度电；海上风电 REC 系数区间为 1.0 – 3.5；在高系数与特定合同口径下，等效度电价格上限可触及约 2.4 元 / 度电的量级。以上并不意味着所有项目收益一致，但足以说明韩国形成了相对清晰的统一结算口径与定价体系，现金流更规整、更容易被金融机构按一致框架评估。

与收益可合同化对应的是成本更刚性且也更系统性。韩国项目的高成本往往不是施工报价单上的简单溢价，而来自难以压缩的硬成本叠加：许可不确定性带来的节奏跳变、海工窗口与船机资源稀缺带来的排产成本、登陆点与陆网改造的系统工程投入，以及渔业与社区协商所需的长期机制化投入；再叠加更严格的用工与工时制度，进一步推高建设期成本与工期风险。

把收益与成本放在一起看，韩国市场的本质就清楚了：它愿意为确定性付费，也给得起溢价；但溢价只会落到能把不确定性压下去、把交付做成可验证结果的参与者身上。换句话说，贵但值得是条件句，前提是你能把硬成本转化为可管理的确定性。 

韩国新能源市场的优缺点

稀缺是确定性

韩国新能源不是缺产业底座与资金来源，但缺的是把项目交割成资产的确定性，以及部分中游装备成熟度。电池与储能、电力电子与电气配套、造船与海工制造等底座扎实，外部参与者更多是在中游高端装备与系统工程能力上做补位，而不是去救场。

短板主要在中游高端装备体系。风电整机等环节长期依赖欧美品牌，本土大容量机型仍在爬坡。政策端因此推动国产化与本地化率，并在项目侧用竞标导向加速落地。2025 年首轮公共主导固定式海上风电竞标合计 689MW，其中 3 个项目计划采用斗山 10MW 机型，反映本土供给加速，也意味着成熟外部能力仍有进入窗口。对中资而言，优势更应落在超大机型成熟度、系统集成与并网效率、储能运行数据与算法等工程化能力上，并通过合资、在地总装与本地供应链协同进入联合体关键路径。

真正稀缺的是三种确定性。第一是许可确定性。海上风电许可链跨部门强依赖，节奏非线性，历史上存在 8 到 10 年从申报到核准的案例；即便改革推进，一旦触及安全与海域秩序，仍可能出现竞标推迟的节奏跳变。第二是并网确定性。并网点、增容责任边界与时序、调度与限发约束，决定现金流起算与波动区间。第三是社会许可确定性。渔业与社区反对可能在许可阶段就让项目受阻，例如蔚山浮式项目因渔民抵制受挫，社会协商失败会反向拖累许可与并网。

三种确定性往往集中在海缆走廊与登陆点爆发，它同时牵动用海与安全边界、并网接口与陆网改造、以及渔业与社区敏感议题。其上还贯穿一条暗线：合规与安全口径。并网技术标准、系统服务要求、储能安全规则等一旦升级，会直接改变审批节奏与验收口径。韩国 2017 到 2019 年储能火灾后强化消防与施工监理标准并影响项目推进，就是合规从软要求变成硬门槛的典型。也因此，联合体与本地化不是装饰，而是让文件口径、证据链与责任边界在地连续运转的组织工具。

韩国新能源项目的三关

许可链卡节奏

韩国海上风电的门槛首先不是工程能力，而是许可链的确定性。许可不是单点审批，而是跨部门强依赖链条，用海、环评、渔业协商、电力业务许可与并网接入，以及与海域秩序和安全相关的审查事项相互牵引，任何一环滞后都可能触发整体节奏重排。历史上出现过从申报到核准长达 8 到 10 年的案例，本质上是许可链拉长了项目的可交割周期。

这条链的难点在于非线性。市场很容易根据政策目标与招标计划做线性外推，但韩国的推进节奏往往由许可与安全评估驱动，呈现阶段性跳变。2025 年下半年海上风电固定电价竞标轮次推迟，当期公开竞标仅剩约 230MW 陆上风电，公开口径指向仍需与国防部门等就监管与许可事项进行咨询协调。这个事件的机制信号很直接，项目排序与招标节奏的最大不确定性来自许可链，而非施工链；军事评估、用海、环评、渔业协商、并网接入任一环节延迟，都足以改变节奏与路径。

许可链中最硬的约束通常落在海域秩序与安全维度，涉及航道安全、敏感海域边界，以及更强的安全审查口径。政治氛围改善能降低沟通摩擦，但无法替代安全边界的约束逻辑。许可风险一旦在后期暴露，代价往往不是工期顺延，而是阵列、走廊、登陆点乃至项目边界的重构，继而带来融资窗口、海工窗口与供应链排产的连锁重置。

韩国也在降低平均摩擦，改革方向包括一站式统筹、综合指定区打包办理部分事项，以及自 2025 年起推进海上风电集中竞标，试图在竞标前置处理选址与接入指标分配等关键问题。这些措施有助于提高平均效率，但不消除硬边界，安全与海域秩序相关审查仍具备方案重构甚至一票否决的力量。对外来参与者而言，可控目标不是消灭不确定性，而是把不确定性前置、量化并纳入工程体系。

在韩国，许可确定性高度依赖公共程序的连续执行。审批与公众程序强调文件口径一致、证据链可追溯、责任边界清晰，缺乏在地团队承接时，许可推进很容易从工程问题演化为程序问题，从可控延期演化为节奏跳变。因此，在许可与安全高度敏感的海上风电领域，联合体与本地化更像组织工具，由在地伙伴长期承接跨部门沟通与公众程序，中方把技术方案与交付能力嵌入关键路径，才可能形成可复制的推进方式。

对中资企业而言，许可关要抓三件事。第一，否决点前置识别并建立替代方案库，尤其围绕海缆走廊与登陆点这类许可敏感点、并网接口点与渔业协商集中点。第二，把许可变化写进合同边界，明确顺延、补偿与责任分担，避免系统风险回流为工程端无限责任。第三，用证据链管理许可，关键批复的编号与日期是最有效抓手，用海、军方评估、环评、渔业协商等节点没有可核验时间戳，项目就仍停留在计划而非可交割。

这一关的结论可以压缩为一句话，韩国新能源项目的许可关，本质是把安全边界、公共程序与多部门口径，转化为可前置、可证据化、可合同化的工程管理问题。

并网卡现金流

在韩国，海上风电和部分集中式风光的并网约束，不是有没有接入容量这么简单。更关键的是三件事能否在早期锁定：接入点是否明确，送出与增容工程有没有可执行时间表，调度与限发规则如何进入发电量与现金流假设。并网不确定性一旦被低估，就会出现典型错位：施工端在推进，资产端却迟迟无法形成可结算、可融资的有效出力；在多数项目结构里，并网条件未锁定往往意味着金融关闭无法完成，固定价合同也难进入可执行状态。

并网关之所以硬，首先来自电网的区域不平衡。西南部风光资源更集中，负荷中心却在首都圈与东南工业区，资源与负荷的逆向分布天然带来输电瓶颈与跨区送出压力。济州岛提供了直观样本：在高比例可再生地区，限发会从偶发事件变成常态化调度工具。济州风电装机一度超过当地最低负荷的两倍，弃风频繁，其背后往往是低负荷时段外送能力有限、以及系统惯量与频率安全等约束共同作用的结果。对投资与融资而言，并网不等于接上线，可被系统承接的电量才是现金流约束条件。

韩国的调度与市场结构会把这种约束进一步放大。在系统安全约束下，可再生并非天然必然全额消纳，限发会成为系统治理的一部分。一旦限发发生，影响的不只是发电量，还会传导到融资条款、保险条件与合同责任边界，尤其在并网接口、调度口径与验收标准未被提前锁定的情况下，项目更容易在关键节点出现现金流与责任的争议。

韩国对此的应对思路，是把并网瓶颈当作国家级系统工程，而不是单个项目自己解决。一个标志性路径是跨区输电：KEPCO 规划建设西海岸能源高速公路输电走廊，目标把西南部约 20GW 海上风电送往首都圈和东南工业基地，并在 2030 年前形成全国可再生能源输配网络的关键骨架。同时，第十次电力计划提出到 2030 年系统需配套约 24GW、65GWh 的储能容量，并通过市场机制推动独立储能参与调峰调频等系统服务。核心逻辑是用输电主干加储能缓冲加调度机制，把系统承载能力做出来。

并网关还有一个容易被低估的层面：技术规程与调度接口会反向约束设备与系统方案。并网标准通常要求低电压穿越、频率与无功调节、功率控制等能力，且一定规模以上的风光项目需要具备按调度指令降出力能力。在高比例可再生地区，集中控制系统甚至可以自动下达限发指令。这会把交货升级为能力交付，设备与系统必须满足可调度、可验收、可长期运行的口径，否则并网阶段的技术摩擦会吞噬工期与现金流。

落到可执行动作，并网关要抓三项可核验信息，而不是宏观判断：第一，KEPCO 接入点与容量分配是否明确；第二，增容与送出工程的责任边界与时间表是否明确；第三，调度与限发如何进入合同条款与现金流模型，包括系统服务要求与验收口径。并网关的本质，是把接入点、增容工程、限发口径写进合同与模型；写不进去，现金流就起不来。

社会许可硬约束

在韩国做新能源，社会阻力不是外围噪音，而是关键路径的一部分。它会改变审批节奏、方案边界与施工窗口，进而影响并网兑现与现金流起算。国土空间紧张使项目更容易贴近居民区、渔业作业区与生态敏感带，更关键的是冲突往往会以听证、公示、复议、诉讼或阻工等程序化方式回到流程中，形成可延宕、可否决的硬约束。

陆上风电的社会许可更多表现为邻避与生态约束，噪音、景观、野生动植物影响会通过距离要求与环评程序直接传导到审批结果，强反对可能迫使选址、机位、道路与生态措施重做，甚至不予通过。这意味着陆上项目的社会许可不是补偿谈判，而是从一开始就要用可审查、可解释的方式组织论证与沟通，把社区态度纳入方案约束。

海上风电的社会许可更尖锐，常以渔业权、生态影响、空间秩序三类议题叠加，其中渔业权最容易把项目直接拉回关键路径。蔚山东海一号浮式项目在申请电力业务许可阶段遭遇渔民抗议，争议集中在环评对渔业影响覆盖不足，最终未获许可。这类案例说明，技术路线与资本实力不足以替代社会许可的制度化弥合，缺口一旦无法被程序吸收，项目会在许可阶段被按下暂停键。

因此，社会许可在韩国的解法核心不在谈一次补偿，而在把社会许可工程化、制度化，使其跨周期运行。更可复用的机制通常包含三类：利益共享机制，把补偿基金、社区收益分享或参与安排做成可执行条款；公共收益机制，把项目带来的财政与公共设施改善形成地方政府可对外解释的公共账本；公众参与机制，通过说明会、居民协议会等载体把争议吸收在制度内，促使方案在前期持续迭代。济州岛一个 104.5MW 海上风场曾因变电站选址与村民分歧拖延一年多，后通过反复协商调整，并在 2021 年 10 月与当地居民达成共识并提供社区发展基金，项目才得以推进，说明社会许可可谈，但前提是机制设计与在地执行能力到位。

社会许可还与环保议题高度耦合。海上风电除渔业外还涉及航运安全与海洋生态评估，环评可能要求调整机位或设置停机方案；济州也出现过因候鸟迁徙与撞击风险引发关注，项目方采用雷达监测并在特定季节限时停机等缓解措施。光伏同样存在土地与生态约束，大型地面电站往往需要更完整的土地规划许可与公听程序。这些要求共同指向一个结论，社会许可的主轴是利益、环境、程序三者的合规闭环，任何一项失衡都会回到审批与施工节奏上，实质影响现金流。

放到中资进入韩国的语境，含义更具体，外来主体单打独斗的社会摩擦成本往往更高，联合体与本地化是降低摩擦的工程手段。社会许可依赖长期在地执行，涉及地方政府沟通、社区机制运行、现场安全与环保合规的日常管理，更适合由本地团队承接。更可复制的路径是由韩方伙伴承担公众程序与社区协同的主体责任，中方以可验证交付能力进入关键工作包，并通过本地员工与在地运营把沟通与执行变成日常动作，把社会许可从不确定性源头转化为可管理变量。

三类玩家路线图

在韩国做项目，风险往往不是看见了就能绕开，而是要在联合体结构、关键条款和证据链里提前锁住。韩国市场的溢价来自确定性：谁能把许可、并网、社会许可三条不确定性前置识别、前置定价，并落到责任边界与可核验证据上，谁就更可能在高价但高摩擦的环境里拿到长期份额。本地化也不应被视为成本项，它同时是合规工具、融资工具和议价工具，决定能否跨过敏感口径、现金流能否按期被承认，以及能否从卖设备与施工升级为卖确定性。

设备侧更现实的切入顺序是先从系统确定性入手，再向核心链路上移。韩国并网约束与系统安全要求更强，电网更在意系统贡献而不仅是装机规模，因此储能与电网侧设备往往更容易进入联合体关键路径。进入之后，关键是把方案做成可调度、可验收、可追溯的证据链，避免在联调与验收口径上被动。海上风电链条上移需要节奏感：越靠近控制系统、通信链路与核心电气环节，越容易触发更严格的合规与敏感审视，更稳健的路径是先在电气配套、运维数字化、备件与服务体系等环节建立在地履约记录，再逐步向升压站电气、并网接口与长期运维靠近。明阳与 Unison 的合资与在地制造合作、上海电气与晓星等伙伴的协同，本质都是用在地组织形态承接验收与长期责任，降低交易摩擦。设备侧最大的坑不在卖不出去，而在交付不可控：只交货、不交付联调与验收口径会在并网阶段被动，低价换准入也更容易触发更强审视。

EPC 建设单位在韩国要少争名义总包，多抢关键路径总控。决定现金流起算的环节通常在登陆点、陆网改造、海缆走廊、联调验收，核心是把接口责任、顺延与补偿写清楚，让不确定性可管理、可索赔、可对冲。更可行的结构往往是韩方主合同加中方分段 EPC 或专业分包，由韩方承担公众程序、许可协同与本地接口的主体责任，中方以海工施工、海缆敷设、陆上升压站与运维基地等优势工作包切入，在集中开发区域形成可复制履约记录。韩国的硬成本结构也要求工程管理更制度化，人工成本更高、工时与安全规范更严格，依赖临时加班追节点的空间更小，海工窗口期更需要提前锁资源与排产。围绕 Nakwol 等项目的公开争议说明，很多风险并不发生在施工端，而是以程序合规、供应链选择与敏感口径的方式回到关键路径，如果合同边界与证据链没有前置，工程能力会被制度性摩擦消耗。

资本侧要把经济权利与控制权敏感分开设计。韩国收益框架具备合同化与金融化基础，但海上风电等领域对控制权与关键基础设施属性更敏感。更稳健的第一条路径是少数股权进入加强治理条款，把许可、并网、社会许可里程碑纳入重大事项与资金拨付条件，用资本、供应链资源与融资协同换取经济权利，同时在控制权上保持克制。第二条路径是项目融资，以设备融资、出口信贷、绿色债务工具切入，把并网兑现、验收口径与运维责任绑定为融资条件，让确定性成为资金条件的一部分。这条路线更可复制，也更低敏感度。资本方真正要盯的不是能不能投，而是能不能投出按期起算、按口径结算、可被金融接受的现金流，三关证据链缺一项就不应假设收益会自然兑现。

归根到底，联合体不是姿态，而是确定性的生产方式。韩国市场筛选的不是谁报价更低，而是谁能把三关转化为合同边界、组织分工与合规证据链。做到这一点，门槛本身会转化为护城河，溢价才有可能长期存在。

中资企业三类玩家路线图

韩国筛选交付力

韩国新能源的机会是真实存在的。目标清晰、投资节奏加快、规则逐步制度化，使它在亚洲市场中呈现出少见的高价、可合同化、可融资特征。对外部参与者而言，这意味着项目金额与供应链单价的上限更高，收益框架也更容易被金融语言表达并写入合同条款，因此窗口感更强、市场看上去更开。

但门槛同样真实，而且不是靠多派施工队、加快排产就能跨过去的门槛。以海上风电为代表的重资产项目，节奏往往由许可与安全评估的硬链路主导，推进呈现非线性：任何一个许可节点、并网接口或公共程序的滞后，都可能触发整体重排，把现金流起算时间、融资条件与合同边界整体后移。韩国并不缺把设备运到现场的能力，它稀缺的是把项目交割成可并网、可验收、可结算、可持续运营资产的确定性。

因此，韩国市场筛选的不是谁敢报低价，而是谁能同时建立三种确定性：许可确定性、并网确定性、社会许可确定性。三条线里任何一条失守，高电价与大合同额都会迅速转化为高成本与高风险；反过来，一旦把三关做成可控变量，溢价才会变成可兑现的现金流。这也是为什么本地化在韩国不是形象工程，而是一套工具箱：它是合规工具，决定许可链能否稳定推进；是融资工具，决定里程碑与风险能否被写进协议与放款条件；也是议价工具，决定你在联合体中是可替换的供货商，还是不可替换的交付方。

对中资企业而言，更现实的路径不是把国内内卷平移到海外，而是用联合体加在地执行重构进入方式。由更适配公共程序与舆论环境的本地伙伴承担前台协调与长期沟通，用本地员工、本地分包、本地运维与服务能力承接日常执行；中方把优势落在能生产确定性的环节，包括系统方案、工程组织、关键路径交付与证据链管理。能把确定性做出来，就能把高价变成现金流；做不出来，高价反而会放大失误的代价。

韩国不是一片只要投入就会增长的增量蓝海，更像一台筛选器：筛掉价格型参与者，留下交付型参与者。门槛越硬，越可能在穿过之后转化为护城河。

本地化是合规工具、融资工具，也是议价工具。