近日，由中国可再生能源学会风能专业委员会和全球风能理事会发布的《海上风电回顾与展望2025》报告和《全球风能报告》显示，今年前4个月，我国风电发电量达3814.3亿千瓦时，占总发电量的12.78%。海上风电作为新兴增长极，到2030年，全球海上风电装机容量有望突破230吉瓦，其中，我国深远海项目将成为国际合作的核心增长点。
海上风电前景可期，但也不得不面对一系列挑战。相对更高的开发和建设成本在前，电价波动、运维难度等系列挑战在后，步入高质量跃升发展阶段的海上风电，应如何在新能源全面入市的背景下破除“不确定性”？
海上风将迎强劲增长
截至今年一季度末，我国风电累计并网容量达到5.35亿千瓦，同比增长17.2%，其中陆上风电4.93亿千瓦，海上风电4273万千瓦。而根据国家能源局数据，今年前两个月，全国能源重点项目完成投资额同比增长12.9%，其中海上风电、新型储能、电网、核电等投资实现了快速增长。
在加快实现“双碳”目标的背景下，发展海上风电不仅能够直接提升绿电规模，对于区域能源转型也发挥着不可替代的作用。
在近日召开的2025海上风电大会期间，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩指出，目前海上风力发电的度电成本已经基本与火电持平，每度电3毛多。“未来海上风电的技术进步和规模化发展还可以进一步促进风电成本的下降，可以比火电还要低。”
随着成本竞争力不断增强，海上风能资源的利用水平也在稳步增长。自然资源部最新公布的数据显示，2024年我国海上风电发电量比上年增长28.2%，海洋资源开发利用能力不断提高。
据全球风能理事会预测，2024年全球海上风电新增并网装机量在8吉瓦左右，其中有一半来自于中国，得益于中国市场的强劲增长，亚太地区海上风电装机占到了2024年全球市场的65%。从中远期来看，未来海上风电市场的增长依然强劲，下一个5年有望保持双位数的复合增长率。
深水远岸还需跨过“成本关”
庞大资源潜力有待开发的同时，海上风电发展也正面临诸多现实难题。近年来，随着海上风电快速发展，用海规模不断扩大，我国近岸海域可开发利用资源趋于饱和，不同行业用海矛盾日益加剧，挺进深远海已成必然趋势。 国家能源局发布的《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》就明确，要推动深远海风电技术示范，支持大容量风电机组由近（海）及远（海）应用，推动海上风电运维数字化、智能化发展。 但不可忽视的是，风高浪急、盐雾腐蚀等诸多现实挑战也由此显现。“海上风电度电成本必然高于陆上，越是走向深远海，风电造价就越高。”远景能源风机产品线总经理黄虎告诉《中国能源报》记者，“所以风电走向深远海还需要跨过高成本的坎，特别是风机之外的海工成本，比如基础和吊装施工，电缆和输电系统，运维检修成本等等，离岸越远成本越高。” 与此同时，新能源发电项目开发逻辑也在悄然生变。2025年上半年，《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（以下称“136号文”）的发布拉开了新能源全面入市的大幕。风电、太阳能发电新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。 业界普遍认为，新能源发电全面入市是行业发展的必然趋势，长远看是机遇，但当下更多是挑战。消纳水平波动让项目开发收益变得更加具有不确定性，而海上风电在更高造价条件下，更需要想方设法降本增效。
海上产品“内功”修炼正当时
成本压力之下，海上风电产业技术迭代迅速，运营新范式也正不断涌现。截至去年底，全球首台18MW海上风电机组顺利并网，26MW海上风电机组已经下线，海上风电领域新质生产力持续培育，深海科技也成为新兴产业重点发展方向。
在黄虎看来，深远海风机产品研发的关键不在于“快”，而在于“稳”。“深远海风机动辄上千吨巨物，产品开发宁可放缓节奏，也绝不能放低要求，更不能把近海或陆上的设计标准和经验直接照搬到深海。深远海风机对极致可靠性有刚需，只有具备更高的可靠性、可更换性、维护便利性，才能真正降低深远海风电全生命周期度电成本。”
与此同时，通过精细化电力交易、精准预测能力、提高消纳水平等措施提高海上风电项目收益，也被视为提升项目收益“确定性”的有效手段。
“136号文的发布意味着，整个风电场的运营逻辑都发生了变化，从发电越多越好，变成发电收益越高越好。”黄虎表示，“远景自成立之初就开始布局相关技术和产品，围绕新能源的波动和消纳挑战，先后布局储能和动力电池、气象预测、电力交易、负荷预测、零碳产业园、绿色氢氨醇转化等清洁能源业务板块，通过全栈技术创新和全链条精耕细作，为新能源项目发电收益最大化打下了坚实基础。”
面向未来，黄虎建议，风电的机制电价不应“一刀切”，海上风电是能够拉动整条产业链升级发展的战略新兴产业，有必要为不同海域和海况，设置不同的机制电价，保证海上风电健康发展。