海上風電近年來大受青睞，成為各國開發“綠色能源”的重要方向。我國海上風電發展已進入快車道，截至2022年底，我國海上風電并網裝機容量累計已突破30GW，位列全球第一。目前我國海上風電政策體系不斷完善，沿海地區正在積極布局風電場，海上風電已成為沿海地區重要的清潔電力來源。雖然我國海上風電產業鏈條不斷完善、創新能力有所提升，但同時面臨“多干快上”、風電安裝及運維市場供給不足、關鍵技術“卡脖子”、中央財政補貼退坡政策陣痛期等挑戰。推動海上風電產業健康、有序發展，應從整體性、系統性的角度把握海上風電發展節奏，合理規劃發展空間布局，為海上風電產業發展提供政策支撐。

1 全球海上風電市場及發展趨勢

《巴黎協定》設定了21世紀后半葉實現凈零排放的目標，各國政府紛紛將這一目標轉化為國家戰略。目前，已經有超過130個國家和地區提出了“零碳”或“碳中和”氣候目標，個別國家已經提前實現了“碳中和”。面對2050年減碳目標，各國正加速改變能源體系，在整個經濟領域以可再生電力取代化石燃料。作為可再生的清潔能源，海上風電近年來大受青睞，成為各國開發“綠色能源”的重要方向。

全球風能理事會（GWEC）發布的《2022全球海上風電報告》顯示，2022年全球海上風電新增裝機容量達8.8GW，占全球風電新增裝機總量的11.3%，比2020年增加4.3%。國際能源署認為，未來海上風電在風電中的份額將從5%～7%增長到20%以上。據國際可再生能源機構（IRENA）統計，過去10年，全球海上風電市場年均增長22%。2020年以前，全球海上風電市場一直由歐洲主導，全球海上風電裝機總量的七成在歐洲。2020年，亞洲反超歐洲，登頂海上風電新增裝機容量榜首。截至2022年底，我國的海上風電累計裝機容量突破30GW，占全球的近六成。從當前發展形勢預判，到2030年，海上風電市場將會迎來更加蓬勃的發展前景。很多國家紛紛制定發展規劃，將海上風電作為脫碳目標下最有競爭性的能源之一進行培育。漂浮風電的商業化進程也持續推進，預計2025年將實現年新增裝機20GW。預計每年海上風電新增裝機容量將從2021年的21.1GW提高至2031年的54.9GW以上，使海上風電在全球風電裝機總量的份額從目前的23%提升至2031年的32%。

全球各地風電場裝機容量翻倍增長的同時，風機技術也在不斷提高。在海上發電發展初期，每臺風力渦輪機的額定容量只有450kW，而后海上風機單機容量顯著增長。2000年，全球海上風機單機容量達到1.5MW，2005年達到2.5MW，2020年達到6.0MW。在歐洲，新安裝的渦輪機的平均額定容量更高，2025年可能超過12MW。

從產業角度看，海上風電產業鏈條長、溢出效益顯著。作為清潔能源供給方，海上風電可改善重型運輸、鋼鐵、化工、航運等能源大戶的供給結構，利用海上風能生產氫，可作為沿海地區和海上活動的能源供給。此外，海上風電還能帶動海洋新材料、海底電纜管道、運維船舶等關聯產業的發展。

從技術角度看，風機功率大型化成為發展趨勢，歐洲、中國超大型海上風電機組處于研制階段，預計2025年將會有16MW風機進入商業應用階段；漂浮式海上風電成為重要發展方向，該技術可以彌補海底固定技術不能超60m水深的不足，適于開發深海區域或復雜性海底條件的風力資源。預計到2050年，歐洲地區大約1/3的海上風能（100GW～150GW）會采用漂浮式海上風電方案。

從發展空間看，風電場區兼容性不足容易引發用海協調問題。海上風電發展需要充足的用海空間，如果布局在近岸海域，存在行業用海協調問題。海上風電場的工程實踐表明，風電場區兼容性不強，與其他行業用海容易發生沖突。風電場規劃作為專項規劃會基于風資源條件更多考慮風電發展需求，可能出現風電場規劃面積過大，擠占其他行業用海空間的情況，給其他用海主體帶來較大挑戰。另外，風電場建設投入大、運營時間長、廢棄成本高，需考慮當前現實用海和未來潛在用海的協調問題。從國外風電發展趨勢看，走出領海進入專屬經濟區成為布局主流。

2 我國海上風電發展進入快車道

囿于技術和開發成本等原因，我國在21世紀之前未能實現商業性開發海上風能。隨著海上風電技術的不斷成熟和生產成本的顯著下降，以及國家對可再生能源的政策支持（表1），我國海上風電進入快速發展期。截至2022年，我國新增裝機容量連續5年位居世界第一。

2.1 海上風電的政策體系不斷完善

立法層面，2009年12月，第十一屆全國人民代表大會常務委員會第十二次會議通過《關于修改〈中華人民共和國可再生能源法〉的決定》，在明確了風能、海洋能等在內的6類非化石能源，以及價格管理與費用補償、經濟激勵與監督實施等規范要求的基礎上，提出編制全國可再生能源開發利用規劃及編制原則和規劃內容。

規劃層面，2016年11月，國家能源局印發《風電發展“十三五”規劃》，提出要在江蘇、廣東、浙江和福建等省重點布局海上風電，到2020年上述四省海上風電開工建設規模都要超過1GW，計劃全國海上風電開工建設規模10GW，力爭累計并網容量5GW以上。2022年6月，國家發展和改革委員會、國家能源局等九部門印發《“十四五”可再生能源發展規劃》，提出了“優化發展方式，大規模開發可再生能源”，對大力推進風電開發提出具體建設目標，將海上風電基地集群、深遠海風電評價示范、海上風電與海洋油氣田深度融合發展示范、海上能源島等作為海上風電開發建設重點。

風電價格的確定是政策體系中的重要內容。2010年，上海市東海大橋海上風電投運后采用核準電價；2014年，近海風電項目設置標桿電價，價格為0.85元/kW·h；2019年核準的近海風電指導價為0.8元/kW·h；2020年下調至0.75元/kW·h。2021年12月31日前按規定完成核準（備案）并且全部機組完成并網的存量海上風力發電項目可享受中央財政補貼，此后新增的海上風電不再享受中央財政補貼。雖然中央財政對海上風電補貼退坡，但地方積極出臺政策對海上風電價格進行補貼，如廣東、山東、浙江等省均提出了財政補貼的具體辦法。

2.2 沿海地區積極布局風電場

根據公開資料統計，截至2022年底，我國沿海省（自治區、直轄市）共規劃海上風電項目202項（表2）。海上風電項目規劃總裝機容量80256.55MW，涉海面積10112.62km2，項目總投資13968.25億元。其中，廣東省、江蘇省、福建省海上風電項目數量分別為61項、58項、24項，分列前三位。

廣東省海上風電規劃裝機容量在我國沿海省（自治區、直轄市）中遙遙領先，高達37586.85MW，項目平均裝機容量超過600MW，擁有亞洲在運單體容量最大的海上風電項目（湛江徐聞海上風電場項目）和亞洲最大海上風電集控中心（揭陽神泉海上風電項目）。江蘇省海上風電規劃裝機容量15948.35MW，全國排名第二，浙江省、福建省、山東省緊隨其后，規劃裝機容量相差不大，分別為7047.75MW、6464.10MW、6316.30MW。值得一提的是，廣西壯族自治區首次提出發展海上風電，規劃在防城港市和欽州市建造海上風電場，這也是我國首次在西南地區布局海上風電項目。

各省（自治區、直轄市）海上風電布局也逐漸清晰，廣東省重點落在陽江、汕頭、揭陽、汕尾和惠州等市，規劃建設粵東、粵西雙千萬千瓦級海上風電基地；山東省聚焦半島北、半島南和渤中三大片區；江蘇省在鹽城、射陽、南通、大豐、東臺、如東等市（縣）均有布局，正在向灌云、濱海等縣市引導；浙江省主要集中在杭州灣、舟山和溫臺沿海地區；福建省重點支持福州、漳州、莆田、平潭等市；廣西壯族自治區選擇欽州市和防城港市作為突破口；海南省明確規劃儋州市、東方市“兩大基地”。截至2022年，海上風電項目數量排名前三位的沿海地市是鹽城市（28個）、

南通市（27個）、陽江市（22個）。從海上風電項目裝機容量來看，廣東省陽江市計劃裝機容量排名第一（14106.20MW），廣東省汕尾市計劃裝機容量排名第二（8000.00MW），江蘇省鹽城市計劃裝機排名第三（7479.25MW）。

2.3 海上風電已成為沿海地區重要的清潔電力來源

根據國家相關政策規定，我國沿海省（自治區、直轄市）在2021年12月31日前完成核準（備案）并且全部機組完成并網的海上風電項目可享受中央財政補貼，因此在2020年、2021年掀起了一波“海上風電搶裝潮”，大量項目搶在2021年12月31日前扎堆并網。據統計，2021年全國新增海上風電并網裝機容量16.9GW，同比增長452.29%。2022年海上風電行業發展趨于平緩，新增海上風電并網容量明顯下降。2022年全國海上風電并網12項，新增并網容量4695MW（表3）。其中，2022年并網項目數量排名前三位的是山東省（5個）、廣東省（4個）、浙江省（2個）；新增并網容量排名前三位的是山東省（2004MW）、廣東省（1802MW）、浙江省（704MW）。

截至2022年底，全國海上風電項目累計并網113項，累計并網容量31133.65MW。在已有海上風電并網的9個省（直轄市）中，江蘇省開發最早，經過多年發展已成為我國海上風電并網項目數與并網容量均居首位的省份，累計并網項目數47個，累計并網容量12098.35MW，占據全國“半壁江山”；廣東省海上風電起步較晚，但近年來發展勢頭迅猛，累計并網項目數25個，累計并網容量8279.65MW，僅次于江蘇省，位居全國第二；福建省、浙江省、山東省海上風電也頗具規模，三省累計并網項目數分別為12個、11個和7個，累計并網容量分別為3187.70MW、2899.35 MW和2607.20 MW。

2.4 產業鏈條不斷完善，央企占據主要市場份額

經過多年發展，我國海上風電產業鏈逐漸完善。風機生產企業主要有東方電氣、金風科技、上海電氣、華銳風電、浙江運達、明陽風電；葉片生產企業有鑫茂科技、中材科技、國電動力、金風科技、南風股份等；控制系統生產企業有許繼電氣、金風科技、西門子中國等；海纜生產企業有寶勝股份、中天科技、東方電纜、萬達海纜等。

開發企業是海上風電產業鏈中的重要一環（表4）。由于海上風電建設需要雄厚的資金支撐和強大的技術保障，目前已并網的海上風電項目開發企業中，央企是主力軍，約有15家。這15家央企并網項目數量占并網總項目數的71.68%，并網容量占裝機總容量的74.97%。累計裝機規模超過300萬kW的企業有5家，其中，裝機容量排名前三位的是國家電投（4227.90MW）、三峽集團（4183.75MW）、中國華能（3857.50MW）。地方國企、民營企業、港資企業也在積極參與海上風電項目開發，但參與項目數較少且項目體量偏小，如廣東能源集團、福建福能集團等。

2.5 創新能力有所提升

經過十多年的發展，我國從全球海上風電的“跟跑者”逐步成為“領跑者”，裝機規模不斷擴大的同時，海上風電技術創新的能力和速度也有所提升。大兆瓦級風電整機自主研發經歷了從無到有，風電裝備制造產業鏈逐漸完善，風電制造企業的整體實力明顯提高，產品更新迭代速度大幅提升。

推動海上風電走向大機型、深遠海、平價化和智能化是行業發展的重要方向。我國自主研發的“三峽引領號”“扶搖號”等深遠海漂浮式風電裝備在國際上處于技術領先地位，海南省萬寧百萬千瓦級漂浮式風電示范項目開工標志著漂浮式風電進入工程化示范階段；風電整機企業通過機架構設計、碳纖葉片技術和平臺化、模塊化研發等方面降低制造和發電成本；在智能化方面，主要通過環境自適應控制和全生命周期疲勞控制，提高風電場發電性能；自主研發的全球單機容量最大的16MW海上風電機組已成功下線，18MW國產化直驅型、半直驅型海上風電機組已完成機組總體設計。

不止技術上的創新，在海上風電融合發展方面，我國正在探索海上風電與海洋牧場、海水淡化、制氫等融合發展模式，從試驗探索走向產業規模化發展指日可待。

3 海上風電產業發展面臨的形勢與挑戰

我國海上風電產業發展除需應對行業自身發展規律、技術、空間等普遍性問題外，還面臨著一些特殊挑戰。

一是沿海地區紛紛加大海上風電產業布局，“多干快上”趨勢明顯。從各地區制定的海洋經濟發展規劃看，山東省提出2025年全省海上風電開工10GW、投運5GW；遼寧省提出2025年海上風電累計并網裝機容量要達到3.75GW；江蘇省提出2025年海上風電累計裝機容量達到14GW；浙江省提出2025年全省海上風電裝機超過5GW；廣東省提出2025年力爭到2025年底累計建成投產裝機容量18GW；廣西壯族自治區提出到2025年建成海上風電裝機容量3GW，在建海上風電裝機容量達到5GW；海南省提出到2025年總裝機容量達到3GW，投產1.2GW。從各地提出的建設目標保守估算，“十四五”期間，我國海上風電開工建設規模較大，幾乎是2021年全球海上風電裝機容量的80%。為統籌海上風電在電力供應中的占比、配套基礎設施建設、海域空間供給，應在更高層面協調、統籌沿海地區風電場規劃。

二是風電安裝及運維市場供給不足。目前，國內大約有70艘海上風機吊裝運輸船，可滿足7MW以下風機安裝需求，其中能滿足6MW以上風機吊裝運輸的船只僅占40%。據國海證券統計數據，截至2022年8月，國內滿足15MW風機吊裝運輸的船只僅有5條，其中4只仍在建造，可安裝12MW級別風機的吊裝船共12艘，2023年可達到20條左右，大功率風機安裝船只供給嚴重不足。與此同時，海上風電運維市場需求日益旺盛。按照一年一次定檢的要求估算，每年至少有1500個風電機組需要維護保養。

三是技術“卡脖子”問題仍然存在。過去幾年，我國海上風機制造能力提升明顯，但在關鍵部件及設計方面仍然受制于人。制造端方面，大型軸承需要進口，齒輪箱可靠性不足，峰值速度控制器仍在研制；軟件及控制方面，微觀選址軟件能夠自給自足，但設計軟件仍需購買。

四是企業迎來中央財政補貼退坡政策陣痛期。從長遠考慮，競價政策可倒逼海上風電產業升級。原本由電價補貼代替的部分成本現在必須依靠其他手段彌補，企業只有提高技術、優化管理和壓減全產業鏈成本才能實現生存發展。從短期看，在2020—2021年“搶裝潮”過后，海上風電行業總體進入平穩期，開發企業將成本轉嫁，壓低制造商價格致使風機制造企業利潤下滑明顯，紛紛尋求其他業務予以支撐。制造端的激烈競爭，又通過產業鏈傳導至其他上下游企業。過度、快速壓低制造端價格會給產品質量帶來隱患。

4 結論與建議

在“雙碳”目標背景下，未來我國海上風電產業具有良好的發展前景。同時，我國海域面積廣闊、海洋風能資源豐富、海洋制造產業門類齊全，發展海上風電具有得天獨厚的條件。但也應清醒地認識到，科學有序推動海上風電可持續發展，需要破除發展制約障礙，同時避免無序擴張。

一是完善產業發展頂層設計，把握發展節奏。合理規劃海上風電開發利用規模和空間布局，著力提升技術水平，推進海陸風電統籌發展，促進產業鏈條延伸和產業融合。此外，應根據我國實際和海上風電產業的發展規律，設定合理的海上風電發展規模；沿海各地區應綜合考慮海洋風能資源稟賦和能源供求狀況，合理布局海上風電場，防止出現無序競爭和海洋資源浪費；對于海上風電技術上的“卡脖子”問題，要有針對性地提高大容量海上風電機組制造和安裝維護能力，提升裝備的智能化、數字化水平，推進海上風電與其他海洋產業融合發展。

二是提高海域空間利用效率，預留發展空間。從國家政策層面，應提高近海風電布局門檻，明確產業走向深遠海的導向要求，完善在專屬經濟區布局海上風電的法律和制度設計；在充分論證的基礎上，由國家主導布局若干領海外海上風電基地，破除地區行政壁壘和地方保護，避免“各自為政”“圈海”“快上”，避免碎片化布局影響其他海洋活動的開展，提高海域使用效益。

三是更好發揮政府作用，減輕企業負擔。避免各地政府以開發風電場為條件，強制制造企業增加成本在本地區進行生產配套；在若干千萬千瓦級風電場周邊布局運維母港，向所有海上風電運維企業開放；由國家統一開展海洋風電資源評估，并將數據向全社會發布，減輕企業前期投入負擔；充分利用各類基礎設施，探索海上風電纜與海底電纜管道的共生模式。提高產業集聚度，探索海上風電和沿海傳統能源產業的協同。

四是鼓勵我國企業“走出去”，積極拓展海外市場。對于在國外建設投資海上風電場的中國企業給予一定的政策支持；加快我國企業與國外企業在標準制定、技術研發、環保要求、運營手段、管理制度等方面的對接；同丹麥、英國、荷蘭等海上風電大國在產業規劃、海域使用管理、海岸帶空間規劃等方面開展交流，拓展我國海上風電發展思路，也為全球海洋新能源開發提供中國方案。