从消纳到外送：我国海上风电的发展对策
发布日期：2025/10/15
我国海上风电发展面临挑战及对策建议
2025年政府工作报告提出发展海上风电，统筹就地消纳和外送通道建设。发展海上风电是将风电技术与海洋工程深度融合，是我国构建新型能源体系、实现“双碳”目标、建设海洋强国的重要攻关方向。但我国海上风电发展历程较短，经验积累不够，呈现出“大而不强”的特点，核心部件、关键技术装备研发和规模化制造方面较国际先进水平还有差距。7月1日召开的中央财经委员会第六次会议强调，要做强做优做大海洋产业，推动海上风电规范有序建设。本文梳理总结国际海上风电典型经验，分析我国发展面临的挑战，提出对策建议。
一、全球发展现状与典型经验
1、海上风电向大容量、智能化、可回收、低成本发展
近年来，全球海上风电规模显著增长，2024年全球海上风电累计装机达到80.9吉瓦，较2023年增长15%，而我国占比已达51.3%。单机容量不断提高，东方电气研发的全球最大26兆瓦海上风力发电机组成功吊装，刷新全球已安装风机单机容量、叶轮直径的双项纪录。智慧风电技术越来越成熟，可实现海上风电场集中监控管理、无人值守、智能调度，大幅提升运维效率和稳定性。更加注重从源头上将风电机组再回收、可循环因素纳入整体设计进行考量，如美国国家可再生能源实验室开发可扩展的生物质衍生物复合材料，制造可回收风力叶片。海上风电成本大幅降低，近五年全球海上风电度电成本降幅达60%，2024年降至0.63元/千瓦时左右。
2、全链条保障体系成为海上风电发展的重要动力
战略层面，欧盟通过《欧洲绿色协议》将海上风电纳入重点发展领域，并发布专项规划明确风电装机容量到2050年达300吉瓦、占未来电力需求25%以上的目标。区域协作方面，欧盟推动跨国协作，修订《跨欧洲能源网络条例》推动北海9国联合开发海上风电。资金支持方面，欧盟于2023年启动《电网行动计划》，拟投入总计5840亿欧元（约4.7万亿元）升级电网、支持漂浮式海上风电，同步建设跨境电网降低弃风率。市场机制方面，英国于2014年引入差价合约（CfD），海上风电中标电价从首轮约1067元/兆瓦时降至第四轮约350元/兆瓦时，降幅达67%。
3、综合能源开发利用模式加速打造海上风电能源圈
“海上风电+牧场”“海上风电+氢能”“海上风电+能源岛”等综合能源开发利用模式在推动能源低碳转型中意义重大。我国首个海上风电与海洋牧场融合发展研究试验项目于2022年并网发电，创造性地构建了“蓝色能源+海上粮仓”的新发展模式。欧洲推动海上风电直接制氢，德国于2022年投运全球首个海上风电制氢项目，日产氢气400千克。2023年，国家能源集团与法国电力集团合作建设的国内首个中外合资海上风电配储项目正式投运。丹麦最早践行“海上风电+能源岛”概念，已联合一些欧洲国家推进两个能源岛项目建设。
二、我国面临的挑战
1、海上风电设备国产化待加强，“卡脖子”技术待突破
当前我国海上风电仍有部分关键设备国产化率不足，如主轴轴承国产化率不到60%；柔性直流换流阀关键元器件如高压大功率IGBT芯片、干式薄膜电容器、高压直流海底电缆所需优质绝缘材料等对外依存度较高。漂浮式风电技术领域目前有“三峡引领号”等5个项目完成工程验证，但技术成熟度不足，面临基础平台与机组耦合设计、动态电缆载荷控制等难题。风电专用的设计软件，基本都来自于美国、德国等国，开发难度大、迭代时间长，属于风电产业发展“卡脖子”技术。
2、深远海风电开发成本高，运维难题挑战项目利润
从近海走向深远海后，风电装备总体设计面临海洋平台与风电机组的跨界难题，开发成本大幅上升。据统计，当前深远海风电项目开发成本约为3~4万元/千瓦，较近海风电项目开发成本高出1倍以上。此外，深远海风电机组故障运维成本也是一大挑战。据估算，海上风电运维成本约占全生命周期成本的1/4，故障处理可带来每天上百万元出海施工费用。且深远海项目投资回收期较长，产业的投资成本与运行效益不相匹配。
3、海上风电消纳难题凸显，电网配套技术亟待升级突破
电力消纳方面，海上风电目前主要采取分散就近接入电网的方式，间歇性和波动性发电特征对电网的安全稳定运行带来显著影响。江苏、广东等省份已经出现了由于网架结构、省内通道输电能力等因素制约海上风电消纳问题。此外，海上风电的规模化开发对电网配套技术，如风电场组网方式、系统拓扑、变电设备等关键技术领域提出更高要求。且当前更适用于深远海项目的柔性输电技术仍处于示范状态，面临工程实用化检验。
4、海上风电开发模式单一，资源综合利用尚存巨大潜力
据统计，国家已经批复各省份海上风电规划90%以上为常规“发电上网”模式为主的深海或远海风电项目，较少涉及海上能源综合开发利用，尚未与其他工业生产、海洋产业等形成有效联合互动，海上风电综合一体化开发模式尚未成熟。在资源利用方面，据统计我国近海和深远海海上风能资源技术可开发量之和为27.8亿千瓦，实际装机容量利用率不足1.5%，还存在很大开发利用空间。
5、海洋生态保护要求持续升级，面临的环境风险不容忽视
一方面，海上风电建设运行对海洋生态环境、生物资源具有长期累积影响。如海上风电场建设施工阶段，可能会对区域水环境质量、生态环境、冲淤环境、航道安全等产生影响；而运行阶段可能会对海底生物、鱼类、鸟类、通航等产生影响。另一方面，海上风电平台建设和运行维护会受大风、巨浪、强海流等影响，面临较大环境风险。我国东海、南海北部海域处于大风、大浪、热带气旋等环境灾害的高危险区，对海上风电开发的影响不容忽视。
三、对策建议
（1）强化核心技术攻关与全产业链协同。突破柔性叶片翼型、气动特性等风电机组设计、海上风电直流集电、柔性送出等基础研究难题；聚焦高压大功率IGBT芯片、可回收叶片复合材料、漂浮式平台耦合设计、高稳定性主控系统、直流升压变换器、柔性换流器、高压柔性直流海缆和动态海缆等关键技术，引导企业与科研院所联合攻关突破，提升超大功率海上风电机组、直流输出型风电机组、功率半导体、机组设计软件等设计制造能力；建立行业级故障数据库，强化核心部件可靠性验证，实现预测性维护；组建涵盖整机制造、海洋工程、电力企业的产业联盟，建立试验验证共享平台加速技术迭代。
（2）构建柔性电网体系与市场化消纳机制。超前布局柔性直流输电，在广东、福建、浙江等深远海重点区域试点柔性直流输电工程，研发适应100公里以上海缆的紧凑型换流站，降低输电损耗；验证大容量海上风电直流汇集、柔性送出系统；建立跨省区消纳机制，参照欧洲日前市场耦合模式，在长三角、粤港澳大湾区建立跨省电力现货交易平台，通过价格信号引导海上风电参与跨区调峰；推行差价合约（CfD）机制，在补贴退坡后，引入“基准电价+双向差价补偿”模式，锁定20年合约周期，确保项目收益。
（3）创新深远海风能综合开发利用模式。探索“深远海+”立体开发，在江苏、广东等海域试点“海上风电+储能+制氢+海洋牧场”综合能源岛，利用风电机组基础培育贝类养殖，提高海域利用效率；建立漂浮式风电技术标准，依托“三峡引领号”等示范项目，制定漂浮式平台设计、动态电缆敷设等行业标准，推动单千瓦造价进一步降低；开发运维母港经济圈，在盐城、阳江等基地建设“安装-运维-再制造”一体化港口，压缩故障响应时间。
（4）完善政策保障与生态补偿机制。制定国家海上风电顶层设计，明确用海审批“多评合一”流程，建立风电开发与渔业、航运的补偿协商机制，将生态修复成本纳入电价核算；实施环境风险分级管控，在东海、南海台风高发区建立“红-黄-蓝”预警体系，强制安装海鸟雷达避撞系统，降低鸟类撞击率；设立蓝色碳汇交易机制，将海上风电碳减排量与红树林修复等海洋碳汇捆绑交易，允许企业通过碳汇收益抵减项目开发成本。
来源：双碳情报
