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从近海走向深远海：中国海上风电的深蓝突围与漂浮式技术路线之争

中国能源产业发展网发布时间：

2026-08-12 09:21

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

136公里。这是“海油安澜号”张力腿浮式风电平台投运位置距离海岸线的直线距离。136米，是它的作业水深。2026年8月6日，搭载明阳智能MySE16-260机组的这座全球首座16兆瓦张力腿浮式风电平台正式投运，将中国海上风电的开发边界从近海50公里、30米水深，一举推向了深远海的“无人区”。

这是一条不得不走的路。中国近海风电资源经过十余年的大规模开发，优质场址已趋于饱和。自然资源部数据显示，全国水深0—50米、离岸距离小于50公里的近海风电技术可开发量约为5亿千瓦，而目前已核准、在建和投产的项目总规模已超过4亿千瓦，余量空间正快速收窄。反观深远海——据中国风能协会评估，全国水深50米以上海域的风电可开发资源超过20亿千瓦，是近海的四倍以上。从某种意义上说，中国风电的未来不在岸边，而在深海。

技术层面，深远海风电面临的核心挑战可以归结为一句话：固定式基础不够用了。当水深超过60米，传统的单桩、导管架等固定式基础的经济性和施工可行性急剧下降，漂浮式基础成为唯一可行方案。目前全球主流的漂浮式技术路线有三条：半潜式（Semi-sub）、张力腿式（TLP）和 Spar 式（单柱式）。中国已投运的7台漂浮式风机中，明阳智能独占4席——“三峡引领号”“海油观澜号”“明阳天成号”和“海油安澜号”，覆盖半潜式、双转子及张力腿的多元化技术路线。这种“不押注单一技术”的策略，反映出国内企业对深远海技术路线尚在探索期的务实态度。

大兆瓦化是深远海风电的另一条主线。2025年以来，海上风机的单机容量从8—10MW区间快速跃升至16—20MW级别。金风科技20MW海上风机在福建海域并网发电，电气风电、明阳智能、东方风电等均有16MW+产品下线或投运。更大单机容量意味着在同一海域面积内可以布置更高功率密度的风场，摊薄用海成本和基础施工成本。但硬币的另一面是，超大容量机组对叶片材料、主轴承、变流器、吊装船舶等全产业链提出了前所未有的挑战。主辅梁全面应用高模量碳纤维拉挤板成为趋势，明阳MySE16-260叶片较同功率等级常规叶片减重约10%，以碳纤维替代玻璃纤维的“轻量化革命”正在深远海风机上加速验证。

产业链协同是深远海风电产业化绕不开的课题。浙江温州提供了一个具有样本价值的观察窗口。央广网8月2日报道，温州海洋经济发展示范区已在十公里半径内形成深远海风电完整产业链闭环：金风科技温州基地去年下线全球首台16MW漂浮式风机，今年初又下线20MW全球最大海上风机，10万吨级深水码头解决了大型海工装备的发运瓶颈，温州海域面积超8000平方公里且规划了2800万千瓦深远海资源，本土低压电器和高端泵阀产业集群为海工装备提供就近配套。温州海经区管委会主任谢忠诚透露，当地已召开上百场政企恳谈会解决风电、海工、海缆企业的发展堵点，2026年计划生产350套出口产品，产值超50亿元。

但深远海风电的商业化之路并非坦途。核心掣肘在于成本。据行业测算，当前深远海漂浮式风电的度电成本约为0.45—0.55元/千瓦时，是近海固定式风电的1.8—2.2倍，是陆上风电的2.5—3倍。即便考虑到深远海风资源更优、利用小时数更高的因素，在与煤电基准价（约0.35—0.45元/千瓦时）的竞争中仍处于明显劣势。降本路径依赖于三条腿走路：一是大兆瓦机组带来的规模效应，二是漂浮式基础设计优化与批量化制造（目前多为“首台套”定制，成本畸高），三是施工安装装备的专业化和国产化替代。

政策层面的支持正在加码。2026年8月3日，福建漳州诏安A-1区海上风电场项目启动环评公示，拟安装12台20MW和3台26MW风机，总装机容量318MW——如果该项目落地，26MW将刷新全球海上风机单机容量纪录。《新型电力系统建设“十五五”规划》已将深远海风电列为重点发展方向，广东、福建、浙江、山东等沿海省份均在“十五五”能源规划中大幅上调了海上风电开发目标。

从近海到深远海，中国海上风电正在完成一次从“跟跑”到“领跑”的身份转变。但真正的考验在于：当开发边界不断向海洋深处延伸，如何在技术创新、成本控制和生态保护之间找到可持续的平衡点？答案不在某一台风机上，而在整条产业链的协同进化之中。

全球视野下，深远海风电的技术竞赛正在加速。2026年上半年，欧洲海上风电新增装机约3.8GW，其中英国Dogger Bank C期（1.2GW）和荷兰Hollandse Kust Noord（759MW）等大型项目陆续投运。欧洲在漂浮式风电领域的先发优势依然明显，Equinor的Hywind Tampen（88MW）和WindFloat Atlantic（25MW）等项目已有多年的商业运行数据积累。相比之下，中国的漂浮式风电虽在单机容量上后来居上（明阳16MW vs 欧洲主流8—12MW），但累计投运容量和运行时长仍明显落后。“大而不久”是中国漂浮式风电面临的最大考验。

经济性拐点的预测成为行业关注焦点。根据中国可再生能源学会风能专业委员会的测算，漂浮式风电度电成本有望在“十五五”末降至约0.30—0.35元/千瓦时，在“十六五”中期实现与固定式海上风电的经济性平价。支撑这一预测的关键变量包括：大兆瓦机组单机功率提升带来的单位千瓦基础成本摊薄、漂浮式基础设计的标准化和批量化制造（目前多数项目为“一型一设计”，非标成本占比较高）、动态海缆和系泊系统的国产化替代、以及专业化施工安装船队的逐步到位。国际可再生能源署在最新发布的漂浮式风电成本路线图中也认为，中国有望在2030年前后成为全球漂浮式风电成本最低的市场。

更深层次的竞争在于海洋空间的综合利用。深远海风电开发涉及与海洋渔业、航运、军事、生态保护等多个领域的空间协调，不是单纯的技术和经济问题。日本、韩国和欧洲的经验表明，“海洋空间规划”的完善程度往往决定了深远海风电项目的推进速度。2026年7月，自然资源部发布《深远海海上风电开发建设管理办法（征求意见稿）》，首次在国家层面明确了深远海风电的用海审批流程、生态保护红线和跨部门协调机制。这一制度性基础设施的建立，可以被视为中国深远海风电从“示范探索”走向“规范发展”的关键制度信号。

【注：文中信息与数据来源于：央广网、中国风能协会、自然资源部、北极星风力发电网、ZAKER。】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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中国能源产业发展网原创

作者：

马行川