中国海上风电迈入平价高质量发展新阶段 全产业链协同向深远海进阶

国声智库人工智能研究中心、经济窗编辑部近日联合发布《海上风电全产业链降本与规模化布局研究报告》指出，我国海上风电已顺利跨越补贴退坡阵痛期，全面进入平价驱动的高质量发展新阶段，正处在由近海规模化向深远海技术化转型的关键节点。报告系统梳理2021—2025年产业发展轨迹，前瞻2026—2030年战略走向，为“十五五”时期海上风电高质量发展提供决策参考与实践指引。

产业实现跨越式发展平价上网目标如期达成

报告显示，“十四五”期间我国海上风电实现规模、成本、技术三重突破，全球领先地位持续巩固。截至2025年底，全国海上风电累计装机容量突破4400万千瓦，占全球总量一半以上，连续多年位居世界首位。2025年海上风电度电成本（LCOE）降至0.34—0.38元/千瓦时，已低于或接近广东、江苏等沿海省份燃煤基准电价，在无补贴条件下具备与传统能源同台竞争的经济性基础。

成本曲线呈现先扬后抑的V型走势。2021年补贴退出预期引发“抢装潮”，施工资源紧张、安装船租金高企推高阶段性成本；2022年补贴全面退出后，行业进入深度调整，风机价格快速下行；2024—2025年建设成本回落至1.4万—1.9万元/千瓦，较2010年东海大桥项目下降超20%，整机价格较2020年峰值降幅约65%。2024年以来整机价格触底回升，标志行业由价格竞争转向价值竞争，供需关系趋向再平衡。

平价实现呈现显著结构性特征。广东、江苏等资源优、配套完善省份率先达标，近海（水深＜50米）项目基本平价，深远海项目度电成本仍高出30%—50%；大型基地化项目成本优势突出，中小型分散式项目仍存优化空间。报告预测，2030年我国海上风电LCOE有望降至0.25—0.28元/千瓦时，2035年进一步降至0.21—0.23元/千瓦时，长期降本空间依然可观。

技术双轮驱动降本大容量机组与浮式基础成关键

技术突破是成本下降的核心引擎，风机大型化与浮式基础商业化构成双轮驱动。短短六年间，主流机型从4—6MW跃升至16MW+，单机容量增长超三倍。截至2026年初，16MW级机组实现批量交付并网，18MW级进入样机测试，20MW级启动研发设计。测算表明，单机容量由8MW提升至16MW，单位千瓦风机成本降约20%、基础用钢量减约15%、安装效率提约30%，运维成本同步下降。

大型化进程也暴露出供应链短板，大型安装船短缺、超高压海缆供应紧张、超大基础制造运输能力不足等问题凸显，预计2026—2028年随产能扩张逐步缓解。

浮式风电是解锁深远海资源的关键。全球超80%海上风能资源位于水深超60米海域，浮式基础可大幅拓展开发空间。我国浮式风电起步晚于欧洲约四年，但发展迅速，已建成“三峡引领号”“海装扶摇号”“海油观澜号”等一批样机，单机容量覆盖5.5MW至16.6MW，半潜型基础成为主流路线。当前浮式风电单位千瓦造价约3.5万—5万元，为固定式的2—3倍，仍处成本优化关键期，审批流程、产业链配套、核心部件国产化等挑战亟待突破。

技术路线呈现多元收敛趋势。永磁直驱、中速永磁成为风机主流技术；单桩主导近海，导管架在深水占比提升，半潜型浮式基础加速成熟；66kV集电海缆替代35kV成为标配，柔性直流输电在远距离送出场景快速渗透；数字化运维、无人机巡检、远程监控全面普及，推动全生命周期效率提升。

集群化与纵向整合协同产业格局加速重塑

地理集群化与产业链纵向整合形成正反馈循环，成为规模化布局的核心路径。广东阳江、江苏盐城与南通、山东烟台、福建福州等形成特色产业集群，以风电母港模式集聚整机、叶片、塔筒、海缆、基础、安装运维全链条，大幅降低物流与协同成本。其中阳江建成完整产业链，设立百亿产业基金与产业联盟，成为全球产业链配套最完善的海风基地之一。

产业链纵向整合提速。以三峡、中广核、国家电投为代表的能源集团向上游制造延伸，金风科技、明阳智能等整机商向下游开发拓展，形成“资源+制造”一体化模式。整合有助于稳定供应链、控制全链条成本、提升项目收益，但也带来资金压力、跨领域管理与合规风险，需在效率与竞争间寻求平衡。

报告同时警示“近海优势陷阱”风险。我国近海成本全球领先，但深远海浮式风电技术与商业化滞后欧洲，若过度依赖近海规模化红利，可能在下一代技术竞争中掉队。GWEC预测，2030年漂浮式风电将占全球新增装机6.1%，深远海市场即将启动，提前布局者将占据先发优势。

政策转向机制设计市场化驱动支撑长期发展

“十四五”期间，我国海上风电完成从政策驱动到市场驱动的转型，基地化开发、地方补贴衔接、深远海示范等制度创新保障平稳过渡。进入“十五五”，政策重心由规模激励转向机制设计，深远海开发管理、绿证交易、碳市场、电网统一规划成为核心议题。

报告建议借鉴欧洲“电网统一规划、输电分离”模式，设立专门深远海输电管理机构，负责外送线路规划、建设与运营，开发商专注风机、基础、场内设施，破解跨省协调难、并网周期长、重复建设等痛点。加快出台《深远海开发管理办法》，明晰海域使用权、审批流程、生态保护规则，降低非技术成本与制度不确定性。

市场化机制持续完善。海上风电纳入全国碳市场，绿证交易扩容，环境价值变现成为项目重要收益补充。融资成本每降1个百分点，LCOE可降约0.02元/千瓦时，基础设施REITs、绿色债券、绿色保险等创新工具将进一步优化资金成本。

抢抓深远海机遇协同发力巩固全球领先

报告提出五大核心判断：一是我国海风进入平价高质量发展新阶段；二是降本依靠技术与规模双轮驱动，16MW+与浮式基础是核心突破口；三是政策转向机制设计，深远海与市场化是关键；四是集群化与整合形成正反馈，但需警惕近海优势陷阱；五是企业竞争力转向全生命周期运营与碳资产管理能力。

面向未来，政府、企业、行业需协同发力。政府层面应加快深远海制度供给、推进输电体制改革、完善绿证与碳市场、设立技术研发专项、引导集群差异化定位；企业应构建全生命周期运营体系、布局碳资产管理、加大深远海研发、推进产业链整合、加快国际化布局；行业应组建技术创新联盟、完善标准体系、加强国际合作、建立风险预警机制，共同推动我国海上风电由规模领先迈向技术与价值领先，为新型能源体系建设与“双碳”目标实现提供坚实支撑。