国补退出之后，我国海上风电的发展一度进入低迷期。随着近期一系列政策的加持，海上风电市场即将迎来新一轮的上升周期。
2月28日，在江苏省盐城市大丰区东北方向海域，我国当前离岸距离最远海上风电项目——三峡集团大丰800兆瓦海上风电项目全面启动建设，该项目由H8-1#、H9#、H15#、H17#四个场址组成其中，H8-1#场址中心离岸距离80千米、最远点离岸距离85.5千米，将安装98台风电机组，新建20万千瓦海上升压站2座和40万千瓦海上升压站1座。
也就是在两年前，江苏省发改委发布江苏省2021年度海上风电项目竞争性配置结果的公示，公示的三个项目共265万千瓦均为联合体中标，其中，三峡集团中标大丰80万千瓦项目群。时隔两年，项目终于开工。大丰项目的开工让不断延期的其他海风项目方看到了希望。
一般而言，海上风电项目投资要经历冗长的“规划选址——立项——施工许可”等环节，其中涉及到众多主管部门的审批，开工后关键的施工吊装环节还需要避开海上的极端台风天气，这期间存在诸多不确定因素影响到项目的进度。
2022-2023年，海上风电的发展在国补完全退出后进入了阶段性的低迷期，尽管抢装后海风的投资所需成本有了快速的下降，但部分省份的电价竞配政策、海域用海审批、航道和军事管理等因素拖慢了海风项目的投资并网的进度。中国海上风电行业装机量与招标量差距较大，被业内称为“巨量招标，微量装机”。据统计，2022年招标量达到14.7GW，而当年装机量仅有5.1GW，2023年项目继续延期，实际装机量仅7.2GW，装机量远不及预期。
但这一情况在今年会有转变。2024年12月，自然资源部发布海上风电项目用海管理新政——《关于逐步加强海上风电项目用海管理的通知》。《通知》明确新增海上风电项目应在离岸30千米以外或水深大于30米的海域布局，推进海上风电向深水远岸布局，为海上风电提供了更广阔的发展空间，同时鼓励“风电+”综合开发利用模式，提高海域资源利用效率，提升海上风电项目的经济性。
3月5日，国务院总理李强在十四届全国人大三次会议上作政府工作报告，明白准确地提出2025年将加快建设“沙戈荒”大型新能源基地，推动海上风电规模化发展，并统筹新能源就地消纳与外送通道建设，以解决能源区域供需矛盾。
在一系列政策的加持下，中国海上风电市场重新再回到新一轮的上升周期。2024年，海上风机招标量略微下降至8.4GW，装机量仅为4.04GW，部分海上风电项目因进度延迟影响了新增装机量，但这些项目的前期工作已持续推进，具备了开工条件，2025年将进入实质性建设施工阶段。据统计，截至2024年末，正式海上在建项目（不包含即将完工的项目）超过9GW，完成风机招标即将开工的项目超过12GW，这些项目大部分规划于2025年完成风机吊装。
“十四五”期间国内各沿海省份的海风装机规划约57.2GW，2024年底距离该目标还有约20GW缺口，站在“十四五”的收官之年，辽宁、山东、福建、浙江、广东、海南等沿海省区市密集推动海上风电项目的竞配核准、开工建设。
今年上半年，江苏、广东重点项目有望迎来正式开工，全国已核准待招标项目超25GW，在业内，2025年被视为国管海风开发元年，规划、竞配、招标、政策会密集落地。据中电工程专业的人介绍，海上风电已成为各国能源战略核心，呈现深远化、大型化、集成化、智慧化四大发展趋势。
我国海岸线多万平方公里，拥有海上经济发展的天然优势。经中国工程院测算，我国海上风电装机容量可达3009GW。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩预计，2025年，中国风电年新增装机规模约为105GW—115GW，其中，海上新增规模约为10GW-15GW。“十五五”期间年均海风装机有望超20GW，远超“十四五”水平。
在《能源》记者正常采访中，业内人士对于2025年江苏和广东海上风电项目进展较为期待。
2024年，江苏省发改委发布《2024年江苏省重点项目名单》，其中明确包含第一批海上竞配三个项目，国信大丰850MW、三峡大丰800MW及龙源射阳1000MW海上风电项目。
1月20日，江苏省发改委发布《关于江苏省2024年度海上风电项目竞争性配置中选主体情况的公示》，本次江苏海上风电项目竞争性配置中选主体分别是龙源电力集团、江苏国信集团、华电集团、华能江苏、国电投江苏、华润电力江苏、大唐国际和三峡新能源牵头组成的联合体。
此次江苏省海上风电项目配置结果中，国家能源集团的中选顶级规模，为1.6GW；其次为江苏国信，规模为1.55GW；华电、华能分别获得1.05/1GW的项目指标；华润、国家电投、大唐、三峡、中海油分别获得700/600/600/550/400MW的项目指标。
第一批竞配项目审批问题解决和江苏省第二批竞配项目的落地，意味着江苏海上风电项目将进入新的密集建设期。和江苏一样，广东省海风项目也陆续开工。
去年9月，中广核阳江帆石一1000MW项目完成海缆招标。据新闻媒体报道，近日，帆石一海上风电项目顺利完成四根导管架基础桩起吊、翻桩、送入抱桩架、压锤等一系列工序，将四根钢管桩稳稳打入32#机位，标志着中广核首个近海深水海上风电项目正式迈入全面施工的新阶段。
除此之外，在2024年广东省重点海上风电项目清单中包括，青洲五、七共2000MW项目（24年8月环评已受理），青洲六1000MW项目（已完成建设），帆石二1000MW项目（24年6月风机中标），红海湾三、四共1000MW项目（24年6月已过核准）。随着广东航道问题解决在即，青洲五七和帆石一二项目合计4GW的项目都有望在今年上半年开工。
此外，去年7月，随着中核集团湛江徐闻东二海上风电项目核准文件发布，广东省15个省管海域海上风电竞争配置项目全部完成核准，规模共700万KW。
江苏和广东项目的启动，预示着国内早一批延期项目得到解决，海风核准流程理顺，其他海风项目有望重回轨道。除了江苏、广东两省开工建设的项目，浙江、山东、辽宁、福建等省海上风电有望迎来新的增长。2024年，福建、辽宁启动省管海域海上风电项目竞配，规模分别为2.4GW、7GW。浙江省提出重点推进的海上风电项目有8个，总装机容量达2893MW，再加上该省去年8月新核准公示的普陀2#、象山3#-6#五个共计2508MW海上风电项目；山东着力推进渤中G场址、山东半岛北K场址、山东半岛北L等海上风电重点项目。去年5月，三峡集团青岛深远海400万KW海上风电项目初步勘察开启招标，以及华电青岛200万KW海上风电项目前期技术服务中标结果的落地，600万KW规模化项目取得了实质性进展，这些储备项目都在为海上风电项目持续扩充资源。
2007年，金风科技1.5兆瓦试验样机在渤海湾矗立起来，这是中国第一台在海洋环境中运行的风电机组，也被业内认为是我国海上风电的开端。“十三五”期间我国海上风电迎来了快速地发展，地方政府的积极规划，叠加高额的标杆电价补贴和较高的发电利用小时数，使得海上风电项目初步具备了一定的经济性。“十三五”末期至“十四五”初期，随着海上风电的规模化发展，国家的标杆电价补贴也开始慢慢地退坡直至取消。根据《关于促进非水可再次生产的能源发电健康发展的若干意见》，2022年新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围。为保障海上风电较平稳向平价上网过渡，广东、山东、浙江、上海三省一市出台了海上风电补贴政策。进入“十四五”后，海上风电项目进入了国家补贴退出的新阶段。
2021年，国内海风新增装机规模达到了16.9GW，是2020年装机量的5倍多，海风国补取消前的装机高峰期使得国内的装机需求达到了阶段性的峰值，同时也促进了海工装备的跨越式发展。2022-2023年，国内海上风电的发展在国补完全退出后进入了阶段性的低迷期。“电价的大幅退坡，从0.85元/kWh到平均0.3元/kWh，同时非技术成本居高不下，开发商收益未达到预期，导致整个产业链发展遇到很大挑战。除了收益问题，用海管理比如航道、保护区、国防建设等方面的冲突成为影响海风项目推进的最大因素”金风科技海上业务单元总经理于晨光总结道。
伴随着补贴的取消和审批的延迟，2022-2024年能够说是海风的调整周期，而经过调整的中国海风建设将进入更加规范化发展阶段。
2021年，随着海上风电退补最后“大限”的来临，中国海上风电装机也迎来了一波高潮。在这一轮海上装机的热潮之后，我国近海风电资源开发利用已趋近饱和，且面临与近海养殖、渔业捕捞、航线开发等争夺有限资源等问题，发展空间受到挤压，深远海风电慢慢的受到政府和业内重视。国家“十四五”规划明白准确地提出“推进海上风电向深水远岸区域布局”，并将深远海开发列为重点方向。
海上风电的用海区域大体上分为省管海域和国管海域。省管海域一般靠近近海区域，基本由地方政府进行审批即可，但省管海域海上航道、物流复杂，管理施工难度大；而国管海域相对离岸距离更远水深更深，用海需报国家有关部门审批。深远海项目的落地需要“一事一议”，这极大提高了项目审批难度。因此，业内呼吁主管部门加快出台《深远海海上风电管理办法》。
“十四五”期间，我国的海上风电项目基本以省管近浅海海域为主。经多年积累，已基本掌握近浅海风电开发技术，形成了从开发设计、生产制造到施工建设、运维管理等较为完整的海上风电产业链，机组设计制造体系基本完备，高压交流输电系统技术成熟，自航式海上风电安装平台迭代升级等，为海上风电的大规模建设提供了有力支撑。
值得注意的是，“平价时代”的海上风电电站项目收益的一下子就下降，倒逼上游产业链价格下降，主机厂商对于大兆瓦机型的研发也在加快，以降低单位成本。金风科技、电气风电、明阳智能、中国海装等风电头部企业均推出了自己的大风机，而这一速度前所未有。风机容量从2MW到9.5MW，风电行业用了20年时间（2000-2020年），而从9.5MW到18MW，则仅用了3年时间（2020-2023年）。
如今，中国海上风电已确定进入20MW时代，并不断刷新产业纪录。2024年10月12日，全球最大的26MW海上风电发电机组在福建福清三峡海上风电产业园下线兆瓦级海上风力发电机组轮毂中心设计高度185米，相当于63层居民楼，叶轮直径超过310米，扫风面积超过7.7万平方米，相当于10.5个标准足球场，是目前全球单机容量最大、叶轮直径最长的海上全国产化风电机组。
在同样的装机规模下，单机功率越大，所需安装的风机台数越少，带来的是建设成本和运维成本的降低。海上风电运维占到整个项目生命周期成本25%至30%，风电场风机台数越少运维成本越低。因此，在集约化用海、降低施工投资所需成本、后期整场运维成本、提高收益等方面，大容量机组无疑具有天然优势。
风机大型化对风电可靠性也提出了更高的要求。风电大型化并不是简单的将设备做的慢慢的变大，背后考验的是关键零部件的设计仿真、生产的基本工艺、海上施工能力及制造能力的全面升级，如大尺寸叶片的设计仿真已确定进入无人区。“现在的海上风电跟以前不一样了，客户的收益都是卡着边界的，如果大机型没有正真获得验证，没有很好的质量可靠性的保证，包括发电性能的保证，客户上一个项目就会亏一个项目，大风机从科研到商业化应用应该要控制节奏。”于晨光建议道。
近5年，金风科学技术研发投入总额已超越100亿，而这些研发投入中1/3比例是在海上风电领域。在于晨光看来，对于大风机而言，挑战最大的是叶片设计，面对大型叶片设计挑战，尤其针对超出设计软件边界的复杂情况，金风自主研发了设计仿真平台GTSim，并且搭建了五位一体的实验验证体系，通过高可靠高性能设计、仿真及实验检测、样机验证、小批量检验等完成批量项目可靠运行所有的验证和并网手续的所有测试，这样的产品才会让客户项目收益有保障。同时提升安装等海工技术开发，适应大机组长叶片高效率的安装，缩短施工周期和成本。此外，大叶片、大轴承等制造难度增加，需要提高生产的基本工艺水平以降低偏差带来的风险。
面对风电机组的大型化挑战，中电工程通过对新材料的研发应用，突破叶片长度的物理限制；又采用精细化的传动链一体化模型分析，降低传动链重量，优化整机成本；此外，我们结合研发的新一代激光测风系统，可以精准预测每一台风机的背景风况，调整风机发电策略，预计能大大的提升风场发电量2%-5%。
随着离岸距离越来越远，水深越来越深，海上风电其他装备也要相应调整。据业内专家分析，江苏、山东、辽宁、河北的海床相对平坦，水深大部分在50米以内，更适合采用单桩基础方案配套较大容量风电机组为优选方案。而浙江、海南等区域的深远海海域更适合采用漂浮式基础，从而推动漂浮式基础批量化应用。
三峡能源副总经理吕鹏远指出，在深远海，传统固定式基础不仅成本过高，而且结构的安全性也存在风险；漂浮式基础用锚将风机连接海床，力争做到“不倒不沉、不走不破”。
目前中国共有6个漂浮式海上风电项目（样机）实现投运或正在推进实施。安装在三峡阳江沙扒海上风电场的“三峡引领号”于2021年并网发电外，由中国海油主导的“海油观澜号”，在距海南文昌136km的海上油田海域投运，成为全世界第一个离岸距离超过100km和海水深度超过100m的“双百”海上风电项目。另有中国海装主导推进的“扶摇号”，已在广东湛江罗斗沙海域完成安装。
中国进入安装阶段的漂浮式样机基础技术路线，都采用了三立柱半潜式方案，大多与采用固定式基础的大型海上风电场相连，或作为其中一个发电单元运行。
在于晨光看来，我国的海风开发应该因地制宜。漂浮式风机主要使用在于水深特别深的海域，而固定式的深水导管架技术相比之前有了大幅的进步，75米以内的水深都能够正常的使用深水导管架,且相较于漂浮式风电有着明显的成本优势。此外，超大型风机比如单机容量20MW以上的风机适合于水深较深、风速条件好、地质复杂的海域，比如福建中部、粤东等一些区域。
施工企业对于深远海海上风电开发研发也在提速。目前海上风电传统分体式安装依赖大型浮吊船，日均费用超50万，且海上作业窗口期不足，年均有效天数120天，导致海上施工费用居高不下。且国内缺乏用于浮式基础安装需要专用深水码头，用于规模化的漂浮式安装装备及工艺还不成熟。中电工程针对中国特有的大陆架构造，研发了适用于中等水深的国际首创“泥浮式”技术及适用于深水的国内领先新型张力腿技术，系统破解深远海风电建设可靠性与经济性难题，中等水深造价可接近固定式基础。同时，针对目前尚无浮式风机专用重装码头的问题，开发浮式风机一体化实施工程技术，分段式运输浮体及风机，大幅度的提高漂浮式风电运输速度，减少对港口码头的依赖，突破作业窗口期限制，可降低总体建设成本。
随着海上风电由近海走向深远海，不可避免会带来投资所需成本的大幅度的增加和开发施工难度的提升，并且还应该要依据深远海项目的客观条件选择导管架或者漂浮式方案，也对国内深远海风电项目的经济性形成一定挑战。
据统计，我国海上风电的单位千瓦投资所需成本自2011年以来至今累计下降了将近82%，除了2019-2021年由于标杆电价补贴政策的调整带来抢装效应推高投资所需成本之外，总体保持着向下的趋势，尤其2021年抢装潮后海风投资所需成本一下子就下降至低于抢装前的水平。
2024年，陆上风机价格（不含塔筒）在1241-1626元/KW区间，海上风机价格（不含塔筒）在2976-3416元/KW区间。从度电成本看，目前中国近海海上风电项目LCOE已下降到0.33元/KWh。
国内远海浅水区的风能资源开发（固定式海上风电）平价下全投资收益率可达6%，已经初步具备经济性。根据风能协会的预测，2025年我国海上风电的度电成本有望下降至0.3元/KWh以内，基本上能轻松实现全面平价上网。
根据国家海洋局数据，1GW深远海风电项目的海域前期勘测费用达4.8亿元，是近海项目的2.3倍。远海深水区的漂浮式风电项目的投资所需成本则高达4万元/KW，尚不具备经济性。
未来，除了风机大型化，海风开发规模化也是新趋势之一。随着中国海上风电开始向深远海挺近，大规模并网的难题逐步提升，输送消纳的难题也开始凸显。
传统交流传输方式受电缆充电功率限制，仅适用于近海小容量风电并网，而柔性低频输电技术在70-300km海域内海上风电汇集送出领域有着明显的经济优势。据2025年《新能源输电白皮书》，深远海项目输电系统成本占比已达总投资的22%，远高于近海的14%。
根据中信建投研报，目前我国规划的柔性直流海风项目较多，其中有明确项目清单的体量合计约10GW，并网在2025年及以后。已建成采用柔直技术项目为1.1GW如东海风项目，大量项目处于仍规划状态。
“直流输电的损耗更小、输电距离更远，很适合100km以上GW级海上风电的稳定经济性送出；柔性直流可自主构建电压和频率，并具备具备毫秒级快速功率调节能力，支持远海风电场黑启动并缓冲风电场出力波动，提升了电网对间歇性风电的消纳能力；柔性直流具备多端组网能力，通过海上风电多端组网，提升输电通道利用率和可靠性，逐步提升柔性直流送出系统的经济性。”特变电工新能源公司副总经理（研究院）兼柔输公司CEO吴金龙介绍道。
柔性直流的建设需要增设海上柔直换流平台等，建造、运输难度较大，初期投资也会相应增加，因此多适用于大容量中远海风电的送出项目。
近期136号文的出台，提出深化新能源上网电价市场化改革，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，对于未来入市的海上风电来说，大规模降本才是开发的基础。
随着新能源上网的市场化、以及开发走向深远海，对输送线路的传输容量和输电成本控制提出了更高的要求，逐步降低输电成本，包括通过IGBT、直流电容等核心部件的国产化，以及低频输电等新型换流拓扑结构的应用。据中电工程介绍，针对深远海送出成本居高不下的问题，已经研发了紧凑型轻量化海上换流站装备，通过优化空间结构和设备选型布置，可有效提升换流站空间利用率，大幅度降低工程建造及施工成本。
为了提高深远海开发的经济性，探索“深远海+”场景是未来推动国内深远海风电发展的重要方向。未来国内深远海风电项目的投资可能不仅是单一的发电项目投资，而是“自带负荷和储能”的“源网荷储”一体化投资。例如：深远海风电结合电解水制绿氢、绿醇和绿氨，为深远海的船舶和油气开发输送燃料和化工原料来源；深远海风电也可与海洋牧场结合，实现海风与渔业的一体化；推动众多的海上能源岛探索应用，实现深远海海上风电、光伏等多能互补，并服务海上物流运输中转等，能扩大深远海风电项目的收益来源。
目前，国家已经批复各省份海上风电规划，海上风电总量超过3亿千瓦，其中90%以上为常规意义上的深海或远海风电项目。预计到2025年后，国内百万千瓦级、千万千瓦级海上风电项目将主要位于深远海，以先行试点方式推动深远海开发。能预见的是，我国海上风电的开发从“十五五”开始，将迎来新的时代。
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