海上风电作为推动可再生能源发展、构筑新型电力系统的一种清洁能源，日益受到各国重视。我国海上风电累计投产装机居全球第一，但是与欧洲国家相比，我国海上风电行业发展仍有一定的差距，还需进一步加大政策支持力度，推动我国海上风电集中连片规模开发和全产业链一体化高质量发展。
在“双碳”目标指引下，海上风电成为我国推进能源转型的重要抓手。我国海上风电发展前景广阔，已经从近浅海逐步向深远海挺进，但也存在经济性、技术先进性等难点。要统筹协调相关部门和地方等多方力量，为海上风电大规模开发建设与产业高质量发展创造有利条件。
中国职工技术协会副理事长、电力专业委员会名誉会长毕亚雄表示，近20年来，越来越高效的产业链协同，降低了海上风电开发成本；越来越有效的技术创新，大容量机组一体化设计，促进了海上风电降本提质；越来越高质量的风电试验场及产业基地建设，促进了海上风电的产业良性发展；越来越有利的网源协调规划及配套电网建设，保障了区域海上风电的开发建设与高比例消纳。
“大力发展海上风电，是全球携手应对气候危机的举措，是保障国家与区域能源安全的选择，是拉动沿海地区产业升级推动海洋经济发展的抓手。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示，综合当前发展条件以及我国实现碳达峰碳中和目标的要求，预计到“十四五”末，我国海上风电累计装机容量需达到1亿千瓦以上，到2030年累计达2亿千瓦以上，到2050年累计不少于10亿千瓦。
一、我国海上风电发展进入快车道
囿于技术和开发成本等原因，我国在21世纪之前未能实现商业性开发海上风能。随着海上风电技术的不断成熟和生产成本的显著下降，以及国家对可再生能源的政策支持，我国海上风电进入快速发展期。截至2022年，我国新增装机容量连续5年位居世界第一。
1 海上风电的政策体系不断完善
立法层面，2009年12月，第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过《关于修改〈中华人民共和国可再生能源法〉的决定》，在明确了风能、海洋能等在内的6类非化石能源，以及价格管理与费用补偿、经济激励与监督实施等规范要求的基础上，提出编制全国可再生能源开发利用规划及编制原则和规划内容。
规划层面，2016年11月，国家能源局印发《风电发展“十三五”规划》，提出要在江苏、广东、浙江和福建等省重点布局海上风电，到2020年上述四省海上风电开工建设规模都要超过1GW，计划全国海上风电开工建设规模10GW，力争累计并网容量5GW以上。2022年6月，国家发展和改革委员会、国家能源局等九部门印发《“十四五”可再生能源发展规划》，提出了“优化发展方式，大规模开发可再生能源”，对大力推进风电开发提出具体建设目标，将海上风电基地集群、深远海风电评价示范、海上风电与海洋油气田深度融合发展示范、海上能源岛等作为海上风电开发建设重点。
风电价格的确定是政策体系中的重要内容。2010年，上海市东海大桥海上风电投运后采用核准电价；2014年，近海风电项目设置标杆电价，价格为0.85元/kW·h；2019年核准的近海风电指导价为0.8元/kW·h；2020年下调至0.75元/kW·h。2021年12月31日前按规定完成核准（备案）并且全部机组完成并网的存量海上风力发电项目可享受中央财政补贴，此后新增的海上风电不再享受中央财政补贴。虽然中央财政对海上风电补贴退坡，但地方积极出台政策对海上风电价格进行补贴，如广东、山东、浙江等省均提出了财政补贴的具体办法。
2 沿海地区积极布局风电场
根据公开资料统计，截至2022年底，我国沿海省（、直辖市）共规划海上风电项目202项。海上风电项目规划总装机容量80256.55MW，涉海面积10112.62km2，项目总投资13968.25亿元。其中，广东省、江苏省、福建省海上风电项目数量分别为61项、58项、24项，分列前三位。
广东省海上风电规划装机容量在我国沿海省（、直辖市）中遥遥领先，高达37586.85MW，项目平均装机容量超过600MW，拥有亚洲在运单体容量最大的海上风电项目（湛江徐闻海上风电场项目）和亚洲最大海上风电集控中心（揭阳神泉海上风电项目）。江苏省海上风电规划装机容量15948.35MW，全国排名第二，浙江省、福建省、山东省紧随其后，规划装机容量相差不大，分别为7047.75MW、6464.10MW、6316.30MW。值得一提的是，广西壮族首次提出发展海上风电，规划在防城港市和钦州市建造海上风电场，这也是我国首次在西南地区布局海上风电项目。
各省（、直辖市）海上风电布局也逐渐清晰，广东省重点落在阳江、汕头、揭阳、汕尾和惠州等市，规划建设粤东、粤西双千万千瓦级海上风电基地；山东省聚焦半岛北、半岛南和渤中三大片区；江苏省在盐城、射阳、南通、大丰、东台、如东等市（县）均有布局，正在向灌云、滨海等县市引导；浙江省主要集中在杭州湾、舟山和温台沿海地区；福建省重点支持福州、漳州、莆田、平潭等市；广西壮族选择钦州市和防城港市作为突破口；海南省明确规划儋州市、东方市“两大基地”。截至2022年，海上风电项目数量排名前三位的沿海地市是盐城市（28个）、
南通市（27个）、阳江市（22个）。从海上风电项目装机容量来看，广东省阳江市计划装机容量**（14106.20MW），广东省汕尾市计划装机容量排名第二（8000.00MW），江苏省盐城市计划装机排名第三（7479.25MW）。
3 海上风电已成为沿海地区重要的清洁电力来源
根据国家相关政策规定，我国沿海省（、直辖市）在2021年12月31日前完成核准（备案）并且全部机组完成并网的海上风电项目可享受中央财政补贴，因此在2020年、2021年掀起了一波“海上风电抢装潮”，大量项目抢在2021年12月31日前扎堆并网。据统计，2021年全国新增海上风电并网装机容量16.9GW，同比增长452.29%。2022年海上风电行业发展趋于平缓，新增海上风电并网容量明显下降。2022年全国海上风电并网12项，新增并网容量4695MW。其中，2022年并网项目数量排名前三位的是山东省（5个）、广东省（4个）、浙江省（2个）；新增并网容量排名前三位的是山东省（2004MW）、广东省（1802MW）、浙江省（704MW）。
截至2022年底，全国海上风电项目累计并网113项，累计并网容量31133.65MW。在已有海上风电并网的9个省（直辖市）中，江苏省开发最早，经过多年发展已成为我国海上风电并网项目数与并网容量均居首位的省份，累计并网项目数47个，累计并网容量12098.35MW，占据全国“半壁江山”；广东省海上风电起步较晚，但近年来发展势头迅猛，累计并网项目数25个，累计并网容量8279.65MW，仅次于江苏省，位居全国第二；福建省、浙江省、山东省海上风电也颇具规模，三省累计并网项目数分别为12个、11个和7个，累计并网容量分别为3187.70MW、2899.35 MW和2607.20 MW。
4 产业链条不断完善，央企占据主要市场份额
经过多年发展，我国海上风电产业链逐渐完善。风机生产企业主要有东方电气、金风科技、上海电气、华锐风电、浙江运达、明阳风电；叶片生产企业有鑫茂科技、中材科技、国电动力、金风科技、南风股份等；控制系统生产企业有许继电气、金风科技、西门子中国等；海缆生产企业有宝胜股份、中天科技、东方电缆、万达海缆等。
开发企业是海上风电产业链中的重要一环。由于海上风电建设需要雄厚的资金支撑和强大的技术保障，目前已并网的海上风电项目开发企业中，央企是主力军，约有15家。这15家央企并网项目数量占并网总项目数的71.68%，并网容量占装机总容量的74.97%。累计装机规模超过300万kW的企业有5家，其中，装机容量排名前三位的是国家电投（4227.90MW）、三峡集团（4183.75MW）、中国华能（3857.50MW）。地方国企、民营企业、港资企业也在积极参与海上风电项目开发，但参与项目数较少且项目体量偏小，如广东能源集团、福建福能集团等。
5 创新能力有所提升
经过十多年的发展，我国从全球海上风电的“跟跑者”逐步成为“领跑者”，装机规模不断扩大的同时，海上风电技术创新的能力和速度也有所提升。大兆瓦级风电整机自主研发经历了从无到有，风电装备制造产业链逐渐完善，风电制造企业的整体实力明显提高，产品更新迭代速度大幅提升。
推动海上风电走向大机型、深远海、平价化和智能化是行业发展的重要方向。我国自主研发的“三峡引领号”“扶摇号”等深远海漂浮式风电装备在国际上处于技术领先地位，海南省万宁百万千瓦级漂浮式风电示范项目开工标志着漂浮式风电进入工程化示范阶段；风电整机企业通过机架构设计、碳纤叶片技术和平台化、模块化研发等方面降低制造和发电成本；在智能化方面，主要通过环境自适应控制和全生命周期疲劳控制，提高风电场发电性能；自主研发的全球单机容量最大的16MW海上风电机组已成功下线，18MW国产化直驱型、半直驱型海上风电机组已完成机组总体设计。
不止技术上的创新，在海上风电融合发展方面，我国正在探索海上风电与海洋牧场、海水淡化、制氢等融合发展模式，从试验探索走向产业规模化发展指日可待。
二、海上风电产业发展面临的形势与挑战
我国海上风电产业发展除需应对行业自身发展规律、技术、空间等普遍性问题外，还面临着一些特殊挑战。
一是沿海地区纷纷加大海上风电产业布局，“多干快上”趋势明显。从各地区制定的海洋经济发展规划看，山东省提出2025年全省海上风电开工10GW、投运5GW；辽宁省提出2025年海上风电累计并网装机容量要达到3.75GW；江苏省提出2025年海上风电累计装机容量达到14GW；浙江省提出2025年全省海上风电装机超过5GW；广东省提出2025年力争到2025年底累计建成投产装机容量18GW；广西壮族提出到2025年建成海上风电装机容量3GW，在建海上风电装机容量达到5GW；海南省提出到2025年总装机容量达到3GW，投产1.2GW。从各地提出的建设目标保守估算，“十四五”期间，我国海上风电开工建设规模较大，几乎是2021年全球海上风电装机容量的80%。为统筹海上风电在电力供应中的占比、配套基础设施建设、海域空间供给，应在更高层面协调、统筹沿海地区风电场规划。
二是风电安装及运维市场供给不足。目前，国内大约有70艘海上风机吊装运输船，可满足7MW以下风机安装需求，其中能满足6MW以上风机吊装运输的船只仅占40%。据国海证券统计数据，截至2022年8月，国内满足15MW风机吊装运输的船只仅有5条，其中4只仍在建造，可安装12MW级别风机的吊装船共12艘，2023年可达到20条左右，大功率风机安装船只供给严重不足。与此同时，海上风电运维市场需求日益旺盛。按照一年一次定检的要求估算，每年至少有1500个风电机组需要维护保养。
三是技术“卡脖子”问题仍然存在。过去几年，我国海上风机制造能力提升明显，但在关键部件及设计方面仍然受制于人。制造端方面，大型轴承需要进口，齿轮箱可靠性不足，峰值速度控制器仍在研制；软件及控制方面，微观选址软件能够自给自足，但设计软件仍需购买。
四是企业迎来中央财政补贴退坡政策阵痛期。从长远考虑，竞价政策可倒逼海上风电产业升级。原本由电价补贴代替的部分成本现在必须依靠其他手段弥补，企业只有提高技术、优化管理和压减全产业链成本才能实现生存发展。从短期看，在2020—2021年“抢装潮”过后，海上风电行业总体进入平稳期，开发企业将成本转嫁，压低制造商价格致使风机制造企业利润下滑明显，纷纷寻求其他业务予以支撑。制造端的激烈竞争，又通过产业链传导至其他上下游企业。过度、快速压低制造端价格会给产品质量带来隐患。
三、如何推动我国海上风电高质量发展
1 统筹优化海上风电资源配置
一是加强“十四五”期间海上风电的顶层设计，统筹未来能源规划，支持沿海地区加快形成海上风电统一规划、集中连片、规模化滚动开发态势，先行先试、积极探索深远海海上风电基地开发，充分发挥集中规模效应带来的前期、建设、运维全面降本效益，助力我国海上风电开发的平价转型。
二是建议电网企业一同参与海上风电开发，从国外海上风电发展实践看，配套送出工程多是先期由发电企业建设再售卖或租赁给电网企业，或者直接由电网企业投资建设，最终纳入输配电成本。需统筹考虑电网发展、电力输送和电网安全的影响，统一规划建设海上电力输送通道，采用合建共用、统一代建代维等建设模式，减少不必要的重复投资，实现全社会资源的最优配置。
三是建议各级能源主管部门成立专门机构或工作组，负责协调海上风电业主开展与能源、海洋、军事、环保等主管部门的沟通对接，协调解决当前海上风电规模化开发面临的制约因素。
四是建议国家引导省、市级政府出台有力支持政策。国家为大力发展新能源，实施了一段时期的国补政策，如今国补政策取消，无省补接力，投资风险剧增，不利于整个海上风电产业的平稳过渡，建议国家层面引导省、市级政府出台补贴政策，或建议地方政府给予一定的税收等支持政策，加大金融利好，延长低息**、无息**优惠期。
2 提高电网对海上风电的支撑能力
由于海上风电的不稳定、波动等属性，汇集送出和并网消纳的难度将持续加大，需要开展专题研究。同时，随着深远海海上风电的深入推进，送电距离更远、集约化开发规模更大、接入电网电压等级更高，海上风电的规划开发与电网的联系将更加紧密。建议统筹沿海地区海上风电规划与电力系统、电网发展规划，提前研究海上风电的并网送出和消纳利用问题，切实发挥海上风电对沿海地区的电力支撑保障作用，提高电网大规模接入海上风电的承载能力。
3 稳步推进远海海上风电关键技术应用
一是利用“十四五”窗口期，聚焦海上风电全产业链“卡脖子”问题，加大科技攻关力度，提高装备国产化率，推动关键核心技术实现国产化突破，推动建设海上风电能源岛示范项目、海上风电制氢示范项目，以技术创新的方式推动海上风电实现降本增效、带动产业进步。
二是推动16兆瓦级以上大容量海上风电新机型研发与生产，开展大型和超大型远海风电机组研制及核心部件关键共性技术研究，采用“产学研用”模式，合作开展新型风机、海上建设、测试技术等关键应用研究。
三是支持突破远海风电场施工建设、并网运行关键技术研究与应用。加快深水导管架基础、漂浮式基础、深远海风机安装等新型施工技术研究应用，在远海风电场施工建设水平、输电技术、运维检测等方面赶超欧美先进水平。
4 推动海上风电走向“全产业链协同降本”模式
一是推动产业技术进步，发展高端装备制造。整机技术进步是降低海上风电成本的核心和关键所在，鼓励和支持国内风机制造企业深入开展主轴承等海上风电机组关键零部件国产化替代研究，尽快实现海上风电机组全面国产化，降低机电设备成本。深入开展风机大型化、机组轻量化、漂浮式风机、海上柔直等技术研究和示范应用。
二是推动海上规模化建设与专业化运维，打造海上风电施工运维母港。从欧洲的实践来看，母港可在最大程度上减少海上作业的工作量，减少船机等待时间，提升建设运维可达率，大大提高海上作业效率与作业安全性；等效增加海上施工时间，有效降低海上风电建设周期及运维成本。
三是探索合适的海上风电送出工程投资运营的市场化模式。参考西电东送模式，研究海上送出工程实行单独核价，由电网公司负责统一规划、建设和运维，发挥平台作用，探索其成本费用通过专项工程核定的电价来回收、不纳入省级电网输配电成本的可行性。
