文/2025年中国华电集团党校年轻干部能力素质提升培训班第二课题组
制约我国深远海风电发展的核心矛盾，在于高成本与低电价的冲突。
在国家能源革命、“双碳”目标与海洋强国战略叠加的背景下，深远海风电作为清洁可再生能源的重要增量领域，其开发与融合发展具有重大的战略意义。我国可开发的深远海风电资源丰富，国际上欧日等国亦积极布局。在此形势下，开展深远海风电大基地开发与融合发展战略研究，对优化我国能源结构、保障能源安全、推动海洋经济升级至关重要。
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深远海风电开发的战略意义
全球能源绿色低碳转型浪潮中，我国坚定推进能源革命以实现“双碳”目标。深远海风电清洁、可再生，开发潜力巨大，对我国优化能源结构、降低碳排放意义重大。目前，我国能源结构中化石能源仍占主导，可再生能源占比需要提升。开发深远海风电大基地能增加清洁能源比重，减少对传统化石能源的依赖，缓解能源供应压力，提升能源的安全性与稳定性。随着技术进步与成本降低，深远海风电竞争力将增强，有望成为未来能源供应的重要支柱。
我国经济高质量发展推动了绿色能源需求不断增长，绿色能源资源约束凸显。陆上能源资源分布不均且开发空间受限，而海上风电资源丰富且距离负荷中心较近，深远海风电风速稳定、风切变小、可利用小时数高，开发潜力极大。开发深远海风电，可突破资源约束，拓展增量发展空间。
深远海风电大基地开发是复杂系统工程，涉及风电设备制造、工程设计施工、电力传输配送、运维服务等多领域。设备制造环节，业主单位与国内领先制造商合作研发适应深远海环境的大容量、高可靠性风电机组，提高国产化率，降低成本；工程设计与施工方面，联合专业企业优化设计方案，提高施工效率与质量；电力传输与配送领域，与电网企业协同攻克远距离输电技术难题，保障电力送出；运维服务利用大数据、人工智能等建立智能化运维体系，提高运维效率，降低成本。通过整合产业链资源，可促进产业协同创新，推动技术进步与产业升级，培育强大竞争力的新质生产力，带动深远海风电产业链繁荣，推动我国深远海风电产业高质量发展。
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深远海海上风电
开发的现状和挑战
（一）我国深远海海上风电资源分布和规划情况
在深远海海上风电资源分布方面，我国位于亚欧大陆东部太平洋的西岸，因海陆热力性质差异明显，形成了十分明显的“季风现象”，夏季东南季风、冬季西北季风。海岸线长度超过1.8万千米，沿海地区海面阻力小，风力十分强劲，拥有丰富的风能资源。全国范围内，风速随离岸距离增加而增大；平行海岸方向上，台湾海峡为风能最富集区，向南北两侧递减。
具体海域中，东部及南部沿海是资源核心区：东海的江苏盐城远海、浙闽沿海受季风与海峡狭管效应影响，100米高度年均风速超8米/秒，年等效满负荷3000～3600小时，仅盐城远海可开发量即超3000万千瓦；南海的广东阳江、海南万宁等海域年均风速超7.5米/秒，虽需应对台风，但广阔海域成为漂浮式风电重点潜力区；渤海与黄海的鲁北、鲁东海域规划可开发2000万千瓦，山东沿海因水深多样兼顾固定与漂浮式开发，辽冀浅海则以固定式为主。国家发展改革委能源研究所《中国风电发展路线图2050》指出，我国深远海技术可开发量超12亿千瓦，离岸200公里内、水深100米以内海域潜力更高达27.8亿千瓦，为规模化开发深远海奠定了基础。
当前，近海海上风电的开发逐渐饱和，海上风电正经历从近海到深远海、从固定式到浮式、从零散式到规模化、从自动化到智能化的深刻变革、提前布局深远海海上风电开发，有利于发电企业在深海经济中的“黄金赛道”中抢占先机。
（二）开发制约情况
1.技术方向
（1）浮式基础设计与安装的技术瓶颈。一是基础型式工程验证不足。国内主流半潜式，在我国台风海域需优化运动抑制技术，极端波浪下易垂荡共振；TLP漂浮式风机易因系泊刚度不足偏移。华电科工等虽实现TLP轻量化（浮体减重30%～50%），但应用案例少，无规模化验证体系。二是系泊与电缆国产化短板。系泊链、张紧器等核心部件进口依赖度高（国产化率＜30%）；动态电缆在深海复杂流场（尤其是我国高波陡海域）中疲劳寿命易受影响。三是施工工艺与装备限制。海上安装依赖的大型起重船、高精度定位系统国内数量少且租赁贵；模块化岸上预制虽提效，但湿拖安装时浮体稳定性控制有待突破。
（2）输电技术的高成本与可靠性挑战。一是海底电缆长距离传输损耗。深远海需要±500kV及以上柔性直流输电，电缆绝缘介损随距离增加，如100公里时电缆损耗率3%～5%。二是电缆运维深海作业难题。海底电缆故障修复依赖遥控潜水器及专用设备，国内遥控潜水器作业深度多低于300米，且动态电缆水下接头工艺未完全掌握。
（3）风机结构与材料的耐久性考验。一是超大型机组荷载放大效应。16兆瓦机组基础总重达4000吨，用钢量和施工难度显著增加。二是极端环境腐蚀防护。浪花飞溅区金属年腐蚀速率达0.5mm；牺牲阳极、纳米陶瓷涂层技术，寿命仅10～15年；侯保荣院士团队耐蚀合金可延寿命至25年以上，仍需突破冶炼工艺瓶颈。三是抗台风与抗震本土化需求。我国东南沿海台风风速超60m/s，超设计标准，如“三峡引领号”台风“泰利”期间平台倾角达12°，近设计极限；南海部分区域地震烈度VIII度，风机基础需嵌岩桩等特殊设计，增加施工难度。
（4）施工与装备的短板。一方面，施工装备能力瓶颈。风机超16MW大型化、水深60米以上深水化，对施工船机要求提升，且需要动力定位与多功能一体化；国内最大液压冲击锤，较国外存在差距，难满足深水基础施工；动态海缆铺设设备、吸力锚贯入系统等漂浮式专用装备国产率低，依赖进口致成本高、适配差。另一方面，海洋环境与作业条件限制。一是恶劣海况有安全风险，深远海风浪大、水流急，漂浮式风电拖航等环节对海况要求高，且作业窗口期碎片化，影响进度。二是复杂地质给基础施工添麻烦，如吸力锚难贯入设计标高、固定基础受地形影响。三是施工组织协同风险高，“设备制造—运输—储存—海上安装”各环节环环相扣，且吊装船等资源稀缺，现有管理技术难以实现施工要素与气象窗口精准匹配。
（5）能源综合利用缺少场景。一方面，深远海风电远离陆地，漂浮式风电产业链仍处于起步阶段，产业链不完善，单一发电功能难以覆盖高成本。另一方面，尽管漂浮式基础相对固定式基础对海洋生态的影响较小，但仍存在防生物附着、水下电磁场等潜在环境问题需要关注和解决。为提高深远海风电的经济性和能源利用效率，破解环保与生态影响问题，“海风+”多能互补和综合利用成为趋势，但融合发展场景仍面临着多方面的挑战。
2.深远海海上风电开发受消纳制约
深远海海上风电开发在电力消纳环节面临着系统性制约，严重制约着资源开发的经济性与规模化推进。一是部分区域配套电网网架存在结构性短板。深远海海上风电项目多采用“海上集电系统+海缆送出”模式，而当前陆上电网落点区域的500kV/1000kV骨干网架容载比不足，海上集电系统与陆上主网的联络线输电能力裕度偏低，形成区域性消纳瓶颈。二是消纳能力存在结构性缺口。部分深远海海上风电项目集中的沿海区域本地用电负荷峰谷差较大，风电出力波动时难以实现实时平衡调节，存在较大的弃风风险，发电资产效益无法充分释放。三是远距离外送面临技术与通道双重约束。对于离岸距离超200公里的远海项目，现有±500kV柔性直流输电技术在输电距离、容量密度上已接近极限，换流站损耗率高达3%～5%，且面临着深海电缆敷设难度大、造价高等挑战。同时，部分海域因国际光缆路由占用、军事禁区划设等因素，输电通道规划审批周期长，进一步制约了清洁电力的外送消纳，成为深远海风电规模化开发的核心梗阻。
3.开发条件
深远海海上风电项目前期周期长、制约因素较多，具体情况如下。项目用海批复难。军事批复是办理用海批复的前置条件；项目用海批复须办理国家、省、市三级自然资源部门针对“海洋功能区划、国土空间规划、海域规划选址”的审查意见，同时需要生态环境、海事管理、渔业行政主管、文物保护、交通运输等多个相关部门的协同办理。
接入系统批复难。一是深远海项目容量较大，送出多采用500kV及以上的柔直线路，须由国网或南网总部批复。二是电网通常需要新建线路，会考虑多个项目联合送出，需要协调其他开发主体共同推进。故项目送出方案编制、审查周期长，取得接入批复难。
勘测数据获取难。深远海海域环境复杂、工况恶劣。与近海相比，深远海水深和浪高更大，存在强涌浪、内波等极端条件，缺乏长期风资源、海洋水文测站及数据；地质勘测难度更大，多不良地质；距离岸线更远，进一步提升了海上勘测数据的获取难度。
4.开发经济性
深远海风电项目投资大，经济性受成本结构、技术进步、政策支持、产业链成熟度等多方面影响，当前仍处于“示范培育期”，需要通过规模化与创新才能实现商业化。主要有以下几方面制约因素。
（1）电量电价存在不确定性。国家“136号文”出台后各省陆续出台实施细则，海上风电需要全部入市，上网电价低于各地方的综合电价，目前远低于深远海风电项目度电成本。
（2）初始基建投资偏高。目前深远海风电项目单位千瓦投资偏高，远高于近海风电项目投资。投资占比较高的分别为风机（含塔筒）约占33%、浮式平台及基础约占22%，柔直海缆约1000万元/公里。
（3）生产运营成本偏高。占比较高的是大部件运维费约占34%、运维交通成本（船舶租赁等）约占25%、备件成本约占15%。
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融合发展战略路径
（一）多能互补系统构建
深远海风电作为清洁能源开发的重要领域，其间歇性、波动性特征对能源稳定供应提出了挑战。构建多能互补系统，通过整合风能、太阳能、波浪能等多种海洋可再生能源，结合储能技术与智能调度，成为提升深远海能源开发效率的核心路径。
深远海区域蕴含着丰富的“风—光—浪—流”复合能源资源。其时空分布的互补性，为多能整合提供了天然条件。
风能与太阳能的昼夜互补：我国南海深远海区域，白天太阳辐射总量可达15兆～20兆焦/平方米，而夜间风速平均提升20%～30%。以100万千瓦深远海风电基地为例，配套20万千瓦漂浮式光伏，可使白天总出力提升15%～20%，夜间通过风电单独供电维持基础负荷。
波浪能与风能的短时互补：我国近海离岸20公里以内波浪能潜在理论装机容量为16GW，技术可开发量为14.7GW，资源分布不均，空间上南方沿岸海域较北方波功率密度高，外海较大陆岸边高，时间上秋冬季密度较高。从省份看，波浪能主要集中在广东北部、海南西南部、福建南部等地，3省的资源储量可占全国总储量的74%。我国波浪能资源能量密度较低，大部分海域的能流密度为每米2～10千瓦，但海风与随风生成的波浪存在时间差，波浪能与风能融合开发可有效提高电力输出的稳定性。对于同一位置的海上风电场，风、浪联合电场的停机时间及功率波动可分别减少87%和6%。除此之外，波浪能发电集群的消浪作用，降低风电场海域的浪高，从而降低风机载荷，提高运维作业的通达性。波浪能与海上风电集成开发，浮式风电LCOE可下降3%～7%，波浪能LCOE可下降12%～40%。
潮流能的稳定性补充：中国潮流能资源理论蕴藏量8.3GW，技术可开发量1.7GW，空间分布较为集中。浙江省沿岸海域潮流能资源最丰富，占我国近海潮流能资源潜在量的50%以上，其次为山东、江苏、福建。近岸深远海区域潮流能密度可达1.5～2.5千瓦/平方米，且具有周期性稳定特征。以5万千瓦潮流能机组为例，可使系统峰谷差降低18%，融合系统的出力更平稳，可减少对储能的依赖，降低并网成本。融合发展通过设施共享砍掉“重复投入”、资源整合降低“边际消耗”、规模效应拉低“单位成本”，从建设、运维、开发全流程实现成本优化，可降低总投资成本15%～25%，全生命周期度电成本（LCOE）降低20%～30%。
（二）产业深度协同模式
1.零碳园区
零碳园区以深远海风电大基地提供的绿色电力为核心驱动力，通过协调政府相关部门牵头平台建设工作，打造“零碳城市”平台。聚合园区内储能设施、企业/楼宇级微电网、电动汽车充换电设施、各类新能源以及其他可控负荷，作为新型经营主体接入虚拟电厂平台参与电能量市场及电力辅助服务市场；作为能源服务平台为园区和园区企业提供园区降碳、企业节能、碳资产管理、绿色供应链等服务，支撑零碳园区建设，同时作为综合性公共数字化技术服务平台为政府部门提供“政府治碳、企业测碳、交易溯碳”的综合应用。若规划配置100万千瓦的深远海风电装机容量，可满足二十个中等规模的零碳园区用能等多方面的需求。
2.算力中心
海风与算力中心融合发展是一种创新模式，通过将海上风电与海底数据中心相结合，实现绿色算力，具有重要的意义和广阔的发展前景。一是海上风电是清洁可再生能源，可为算力中心提供绿色电力，实现零碳排或低碳排供电。同时，海底数据中心可利用海水自然冷却，替代传统制冷设备，大幅降低散热能耗，将散热能耗从陆地数据中心的40%～50%降至10%以内，显著降低算力中心的能耗和碳排放。二是提高能源利用效率。海底数据中心可与周边海上风电场深度融合，通过直流微电网实现绿电直供，将波动性风电转化为稳定算力输出。这种“风电场—数据舱”的共生模式使能源就地消纳率和单位算力碳强度得到大幅优化，构建起了“能源—数据—算力”协同体系。
随着数字经济的迅猛发展，算力需求呈现爆发式增长，算力中心作为数据处理和运算的核心场所，能耗巨大。将深远海风电与算力中心相结合，能够为算力中心提供清洁、稳定的绿色电力和选址需求。同时，根据相关数据统计，一个100万千瓦的深远海风电项目，每年可产生约30亿千瓦时的绿色电能，能够满足约20万个标准机架的算力中心一年的用电需求。
3.制氢氨醇
制氢氨醇是深远海风电产业深度协同的重要方向。其技术发展路线主要围绕电解水制氢、氨醇合成以及储运技术展开。通过利用风电电解水制氢，再以氢气为原料生产氨和醇等化学品，实现能源的高效转化和存储，有效解决海上风电消纳困境。一方面解决了可再生能源的能量密度低、稳定性差等不可靠因素。另一方面解决了并网的不安全性及传统蓄电池储能不能长期储存的缺点，对于减少可再生能源的不必要浪费及就地消纳具有重要的意义。此外，一些地区和国家纷纷出台了更为严格的环保法规。如欧盟的碳边境调节机制（CBAM），对进入欧盟市场的船舶碳排放提出了更高的要求。依托深远海风电海上基础设施与氢氨醇制备平台相结合，制氢氨醇产品通过管道或运输船运输到指定补给点，为远洋船舶提供绿色燃料，满足海上交通的燃料供应需求，打造海上能源供应补给枢纽。
4.海洋牧场
随着风电场规模的日益扩大，挤占了传统海上水产养殖、渔业捕捞的生存空间，带来产业发展冲突。海洋牧场与深远海风电的融合发展是一种创新的产业模式，充分利用海上空间资源，实现渔业与能源产业的互利共赢，促进渔业资源的可持续发展和风电产业的多元化拓展，将成为新阶段海上风电场开发的重要手段。
在空间布局上，将海洋牧场与海上风电场有机结合，充分利用海上风电设施的基础和空间资源。在风机基础周围设置人工鱼礁、养殖网箱等渔业设施，为海洋生物提供栖息和繁殖场所，发展海水养殖和增殖渔业。海上风电平台的空间可用于建设渔业监测、管理和服务设施，实现对海洋牧场的智能化管理。通过海洋工程、渔业装备和海上风电等多领域技术的跨界融合，研究浮式风电场与养殖装备在结构布局设计、网衣对结构影响、耦合动力分析、选址策略、智能运维、能源供给等多个方面，打造新型海洋装备。根据装备的特点，突破数字模型、水池试验、海上模型试验等技术验证，研制平台装备和系统功能的可靠性。通过安装在平台上的传感器和监测设备，实时获取海洋环境数据、渔业资源信息等，为渔业生产提供科学依据。利用海上风电平台的通信和电力设施，实现渔业数据的实时传输和设备的电力供应，提高渔业生产的效率和安全性。
（三）海洋观测
海洋数据是国家重要的战略资源，是实施“加快建设海洋强国”和“一带一路”建设的重要基础。深远海风电建设与国家海洋观测体系深度融合，通过基础设施复用、技术协同创新等方式，为海洋环境监测、气候研究、防灾减灾等提供关键支撑，成为服务国家海洋战略的重要力量。一是风机基础与平台打造海洋观测的“固定观测站”。深远海风电的风机基础（如导管架、浮式平台等）具有稳定性强、耐久性高的特点，可直接改造为海洋观测设备的搭载平台。二是海底电缆成为观测数据的“传输大动脉”。深远海风电项目的海底电缆系统（光电复合海底电缆）可复用为海洋观测数据的传输通道，满足海量观测数据的高速传输需求。三是运维船舶与平台变成移动观测的“活动实验室”。深远海风电的运维船舶、直升机及海上运维平台，可在日常巡检中承担移动观测任务。运维船舶在往返风场途中，可搭载走航式温盐深仪（CTD）、浊度计等设备，同步采集海域断面数据；直升机在巡视风机时，可通过遥感设备获取海面温度、海冰覆盖等大范围数据。
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政策和市场机制创新
制约深远海风电发展的核心矛盾在于高成本与低电价的冲突。下面主要从政策优化、市场支撑等方面阐述优化建议。
（一）政策方面
1.重构电价机制：鉴于深远海风电平均度电成本远高于陆上风电的情况，适当提高深远海机制电价上下限，并将机制电价执行期限延长至20年，匹配成本回收周期。
2.专项补贴基金：设立深远海风电国家专项补贴资金，并鼓励沿海省份配套支持，补贴可依据离岸距离、水深等关键因素进行分级差异化设计。
3.争取政策性金融支持：推动中央财经对深远海风电项目提供贷款贴息，或通过国家融资担保基金提供专项担保支持，显著降低项目融资成本。推动政策性银行（如国开行、进出口银行）提供超长期限、低利率的专项贷款，匹配项目长回报周期。
（二）市场方面
1.扩大绿电交易规模：出台相关政策，鼓励和支持深远海风电项目通过绿电交易市场，将其绿色环境价值转化为经济收益，推动更多具有绿色电力消费需求的先进制造业、大型数据中心、外资企业等用户直接采购深远海绿电，并通过绿证等方式明确溯源，帮助项目获得绿色溢价。
2.坚持“网源协调”规划：建议省政府统筹规划海上风电项目与配套电网送出工程，做到同步规划、建设、投运，避免出现“风场等电网”的局面。
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实施建议
（一）加强技术突破
深远海风电开发在技术上仍面临着诸多挑战，浮式基础设计、输电技术壁垒、大型机组材料耐久性等关键领域尚未完全成熟，施工技术和装备能力也有待提升。这些都制约了项目的推进和成本的降低。
对此，应加强产学研用各方的协同合作，集中力量攻克核心技术难题，提升关键设备的国产化水平，减少对外依赖。同时，要推动技术标准化建设。通过统一设计规范和模块化建造等方式，提高开发建设的效率，为深远海风电的规模化发展奠定技术基础。
（二）充分发展融合
单一的风电开发模式难以充分发挥深远海资源的价值，也难以应对开发过程中的各种挑战，融合发展是必然趋势。
应积极推动多能互补，整合风能、太阳能、波浪能等多种海洋能源，结合储能技术，提升能源供应的稳定性。在产业层面，依托风电基地构建相关产业链，发展零碳园区、海底算力中心、绿氢制备等关联产业，形成产业协同效应。探索风电与海洋牧场等其他海洋利用方式的结合，实现空间资源的高效利用，拓展深远海开发的综合效益。综合规划实施海洋观测、军民融合项目，主动服务国家海洋战略安全。
（三）积极争取政策
积极争取政策支持，推动建立跨部门的协调机制，简化项目审批流程，提高审批效率。在电价和消纳方面，争取更有利的政策安排，保障项目的收益稳定性。同时，推动加大财政和金融支持力度，引导更多社会资本参与深远海风电开发，为产业发展提供良好的政策环境和资金保障。
通过技术上的持续突破、发展模式上的融合创新以及政策上的积极争取，推动深远海风电大基地稳步开发，为实现能源转型和海洋强国战略提供有力支撑。
（课题组成员：李祥 张晨光 徐从容 李太宜 张玉林 宋宜沛 韩光昊 杜子勋 张国梁 史长亮 俞腾 冷冰）
欢迎投稿，联系邮箱
tg@inengyuan.com
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