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世界银行（WB）的数据显示，全球可用的海上风能资源超过710亿千瓦，其中深远海占比超过70%，但目前这些资源的开发利用率尚不足0.5%。
据国家气候中心最新数据显示，中国海上150m高度、离岸200km以内且水深小于100m的风能技术可开发量 27.8 亿千瓦。其中近海风能资源技术可开发量约15.5亿千瓦，深远海风能资源技术可开发量约12.3亿千瓦。
资源丰富，开发潜力广阔，但同时电价不断下降且超预期，各项技术挑战也随之而来，深远海风电的发展脚步暂缓，正在新一轮的风电竞技下酝酿直到质变。
电价下降加速 “远”+“深”抬高成本
近十年来，我国海上风电成本不断下降，风电机组大型化跨越式发展，海上风机均价同比去年下降约10%，风机价格当前保持在2500-2700元/kW（不含塔筒）水平，整机的成本占比越来越小。
离岸超30千米、水深超30米，国产风机挺进蔚蓝，“扎根”深远海，最大的难关依然是造价高昂，进入深远海之后，造价更可能是近海风电的数倍，同时还要极具可靠稳定性。据行业测算，深远海项目单位造价达13000-18000元/kW。
随着整机成本占比的缩小和项目向深远海迈进，项目的成本结构发生了根本性转变，基础、船舶装备、海缆、海上升压站平台等环节不容忽视，深远海风电整体造价依旧居高。多重因素叠加下，项目获得合理的投资收益率比较困难。
图片来源“水电水利规划设计总院”
当前电价水平，在考虑1:4杠杆比例(即20%资本金)的情况下，目前近海风电项目的资本收益率基本能达到8%-10%。而采用漂浮式基础结构的深远海风电，收益率则是会有所下降。
产业链多环节 硬核创新修“内功”
国家强调要做强做优做大海洋产业，海上风电已成为具有战略意义的产业，是纳入国家大政方针、助力地方经济发展的重要支柱产业。
随着海上风机大型化、深远海、风场集群化规模化的需求，海上风电整体产品、工程技术趋势正在面临革新。在深远海场景下，漂浮式风电技术解决方案是必然选择。
纵观风电产业链环节，整机龙头队伍正在积极直面漂浮式风机设计痛点，有内部人士预测2030年大兆瓦漂浮式风电机组实现商业化。
而海底电缆，作为海上风电机组向陆地输送电能的唯一通道，在整个风电场运行过程中同时扮演着“血管”和“神经” 的角色，离岸距离和水深的增加给产业发展升级带来了极大挑战。
在第五届海上风电创新发展大会上，江苏亨通高压海缆有限公司动态电缆研发工程师韦莹莹表示，风电海缆已由传统的静态海缆向动态海缆（*适配浮式风机等浮式平台的阵列缆或输出缆为动态海缆）发展，动态海缆电压等级需不断提高、系统综合性能的要求也更为严格。她深入介绍了动态海缆的核心技术要点，在工程实践上，亨通动态缆技术已成功应用于多个国内外漂浮式风电标杆项目，验证了其在不同水深条件下的可行性。3M中国有限公司电力产品部技术专家刘华伟也介绍到，3M中国推出了海上风电的应用解决方案，在海上风电电缆接续多方面做了针对性设计。
图片来自“亨通”官网
被称作“定海神针”的海上风电基础更是重中之重，有业内人士表示，“十四五”期间我国海上风电装机投入将超万亿，其中基础工程约占三成，市场前景极为广阔，但近海风电一根单桩基础要1000-2000吨钢材，深远海换成导管架则需上万吨，造价成倍上升。
在福建长乐外海项目中，永福股份自主研发的吸力桩导管架基础，实现高效低成本建造，较传统打入桩方案节省用钢量超20%，单台基础施工周期缩短至1天，且服役到期后可100%拆除回收，实现了从“打桩时代”到“沉贯时代”的跨越。该技术创造了“用钢量最少、沉贯速度最快”的世界记录，已应用在国内首批平价海上风电项目中，助力16MW超大机组稳定运行。
深远海复杂海域技术挑战大，建设及维护成本高，风电工程的机遇与挑战只会增加，产业链企业需修炼“内功”，不断突破的技术创新是降本的底气所在。
“136号文”新形势 深远海寻求破局
“我国海上风电已进入市场化竞速期，未来将呈现深远海开发加速、技术持续升级、多产业融合发展三大趋势。”国家能源局新能源和可再生能源司副司长潘慧敏在海陵岛国际风能大会（2025）上表示。
但“136号文”出台后，山东、上海、海南等多地政策跟进，在新能源全面入市的背景下，中国风电迈向深远海，在成本和技术挑战外，还面临着收益波动风险加剧、零电价甚至负电价的情况，这或将会导致深远海风电发展脚步放缓，亟待产业在成本、效率、发展模式上有更多创新性突破。
据风能专委会CWEA数据显示，截至2024年年底，中国海上风电累计装机7273台，装机容量4359.3万千瓦。我国海上风电主流单机容量提升至10MW以上，主流叶片长度达到110米-130米左右。
中国海上风电已走在世界前列，跨过成本难关，扎实修炼“内功”，在无先例可循的风电“无人区”，未来走向深远海，任重而道远，但我们行则将至。
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