LoL投注网站2025年最佳英雄联盟投注网站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。

　　在一系列政策的加持下，中国海上风电市场重新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。

　　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高速发展，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逐步退坡直至取消。根据《关于促进非水可再生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，开发商收益没有达到预期，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。

　　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越来越大，背后考验的是关键零部件的设计仿真、生产工艺、海上施工能力以及制造能力的全面升级，如大尺寸叶片的设计仿真已经进入无人区。“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，如果大机型没有得到验证，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，金风科技研发投入总额已经超过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，需要提高生产工艺水平以降低偏差带来的风险。

　　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施工技术，分段式运输浮体及风机，大幅提升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。

　　“直流输电的损耗更小、输电距离更远，特别适合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，进一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）兼柔输公司总经理吴金龙介绍道。

　　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，可以扩大深远海风电项目的收益来源。