一、发展现状
截至2020年6月底，全国海上风电累计并网装机容量达到699万千瓦，居世界第三；2020上半年，全国新增海上风电装机容量106万千瓦，占全国风电新增并网装机的16.8%。海上风电机组设计、设备制造等技术持续创新发展，全国已投运最大海上风电单机容量提高至10兆瓦。
二、存在的问题
（一）配套政策有待进一步统筹协调。一是在规划方面，2019年，海上风电已提前一年完成“十三五”规划目标，核准、在建规模远超规划要求。二是在建设节奏方面，2021年底前并网的项目才能纳入中央财政补贴范围的政策要求，引发了海上风电项目的抢装，影响了整体产业链的供需平衡；且受新冠疫情影响，部分海上风电进口设备或材料供应难以保证，部分项目整体建设工期可能延长，部分项目已延期。三是在补贴方面，由于海上风电当前无法实现平价，如果地方不接力补贴，海上风电新增规模将急剧下降，造成产业链萎缩。此外，海上风电同样面临新能源补贴发放滞后较久等问题。
（二）多因素造成海上风电成本较高，全面平价仍需一定周期。一是在资源条件方面，我国海上平均风速7~8米/秒、风能密度500~750瓦/平方米，低于欧洲平均9.8米/秒的风速与1000瓦/平方米以上的风能密度；我国海床地质条件一般，大部分海域以淤泥质粘土或粉质砂土为主，承载力较弱。二是在单机容量方面，2019年我国海上风电单机容量以4~5兆瓦机型为主，欧洲平均为7兆瓦级左右。三是在设备材料方面，我国海上风机部分关键零部件（如主轴承、液压变桨系统等）仍需进口，国产化率较低，增加了降本难度。四是在施工运维方面，相比于欧洲，我国海上风电施工难度大，虽然目前安装船数量正在稳步上升，吊装能力也逐步增加，但专业施工运维设备效率与可靠性有待提升，缺乏运维大数据与经验积累。五是在建设节奏方面，我国海上风电抢装潮带来的产业链供需失衡，使风机、零部件、材料等供不应求，安装施工成本急剧增长，短期内增加建设成本。六是在开发方式方面，当前同区域海上风电分别由不同开发商开发建设的方式不利于成本的下降。
（三）随着海上风电的快速发展，并网消纳与安全等风险不容忽视。一是在消纳方面，目前我国海上风电装机规模较小且靠近负荷，尚未出现弃风情况，但随着规模持续快速增长，若地方消纳能力有限、外送输电能力无法提升、调峰资源未配套建设等，海上风电将存在较大的弃风风险。二是在建设与运行方面，当前大批在建海上风电项目面临上网电价、抢工期、控造价等多重压力，叠加作业能力有限、从业人员素质参差不齐、恶劣天气进一步压缩建设周期等因素，海上风电施工建设存在很大的安全风险；海上风电场建成后，由于海上风电海域环境复杂，运维难度远高于其他新能源类型，部分货运船、渔船航程不规范可能引发海上风电场运行安全事故等。
（四）海上风电标准体系仍需持续完善。2010年以来，我国出台了三十余项海上风电相关国家、行业标准，涉及海上风电基础、防腐、运维、评价、风资源测量与场址勘测等方面。但由于海上风电对设备可靠性的要求高于其他新能源类型，施工难度和风险也更大，部分关键设备依赖进口，部分项目出现“冗余”过大的现象。随着对复杂环境、施工安装、运行维护、并网关键技术、大容量风机等方面技术研究的深入和经验的积累，仍需对相关标准乃至标准体系进行完善。
三、发展展望
“十四五”时期将是我国近海风电项目规模化、技术国产化、运维智能化与信息化、成本平价化的重要时期。一是在发展规模方面，在“十四五”初期海上风电无法实现全面平价、中央财政补贴取消的背景下，保守预计2025年海上风电装机容量达到2500万千瓦左右；若地方出台相关扶持政策，预计2025年海上风电装机容量将有可能达到3500万千瓦左右。二是在成本方面，预计到2025年，我国近海风电的平均单位装机造价成本将降至1.2~1.4万元；广东、江苏的海上风电将率先实现无补贴平价上网，预计2025年前后近海海上风电将可能具备大规模平价上网的条件。三是在技术发展方面，随着更大吊装和施工能力的千吨级安装平台逐步投入使用，吊装能力基本满足海上风电建设需求；海上风电最大单机容量可能提升至12兆瓦以上。
四、政策建议
（一）加强政策协调性和连续性，实现海上风电有序健康发展。
一是在统筹规划方面，充分考虑电网调峰和消纳能力，结合资源条件分区域制定海上风电发展规划，实现有序、科学开发和源网协调发展；由地方政府牵头能源、海洋、气象、海事、渔业、军事等相关部门，统筹做好海上风电项目核准、项目开发建设、项目验收、海缆通道及登陆点选址、接网工程建设等工作，保障海上风电项目及时并网投运。二是在补贴扶持与配套措施方面，建议出台地方扶持政策，积极推进一定年限的地方电价补贴或一次性补贴；结合疫情形势，适当推迟部分补贴项目并网考核时间节点；适时启动远海风电项目补贴政策制定工作。三是在新能源共性政策方面，严格落实各地区可再生能源电力消纳责任权重；进一步加大地方政府的税收优惠力度，鼓励绿色金融债券等商业信贷支持。
（二）多措并举全方位降本增效，实现海上风电高质量发展。
一是在技术创新方面，从设备、施工、运维、管理等方面，多角度、多维度、全周期实施技术创新，降低海上风电建设运维成本，包括：风机整机商根据海上风能资源与海床地质条件等研发适用我国不同海域的高可靠性、大容量海上风力发电机组，各配套设备不断提高国产化率；设计院和整机商协同实现风电场优化设计、风机支撑结构整体化设计、新型基础施工技术突破、智能场群优化控制等；施工方不断扩大施工窗口周期，提高风机吊装效率；输电实现柔性直流远距离送出的技术突破；运维方充分利用大数据、云平台等先进信息技术提升功率预测精度、提高智能化水平，实现快速诊断风机故障、优化风机运行策略，提高风机发电量和可靠性；提前布局深远海关键技术储备并开展示范（如漂浮式基础等）。二是在建设模式方面，加快形成海上风电集中连片统一建设、集群输送通道统一建设方式，进一步推进海上风电规模化集约化开发，降低重复或冗余建设等资源浪费；积极推进全产业链一体化建设，重点打造形成多个海上风电母港，集原材料、研发制造、物资仓储、安装运输、检测运维等一体的临港海上风电配套全产业链基地。三是在非技术成本方面，通过金融、市场、政策的驱动，共同降低海上风电融资成本、政策成本等非技术支出。
（三）高度重视风险与挑战，实现海上风电安全可靠发展。
一是在并网消纳方面，各地结合自身特点提前做好海上风电消纳监控预警工作，及时配套灵活性资源建设，同时拓宽海上风电消纳新途径，如北方沿海地区利用海上风电清洁供暖，以及发展海上风电制氢、海水淡化、船舶充电、海岛功能等海上风电与海洋资源综合利用耦合模式。二是在建设运行方面，加强海上风电工程全过程安全监管，强化各方责任落实。建立信息交流机制，实现恶劣天气预警信息共享；确保各类船舶、平台符合施工建设要求；确保作业人员持证上岗。海上执法部门对处于生产运行期的海上风电场海域建立船舶引导机制；渔业执法部门对海上风电场的渔业作业给予安全规范引导；海上风电场自身建立交通预警平台与人员设备跟踪系统，提升场区主动预防危险的能力与应急反应能力。
（四）完善全生命周期技术标准，实现标准引领海上风电发展。
一是在现有标准体系下补充完善并及时修订从勘察与评估、设计和建设、安装和运维到并网和运行、退役和回收等阶段的海上风电全生命周期技术标准，在借鉴国际标准的基础上，结合我国天气、地质条件、气候特征、电网条件等情况，因地制宜促进本国海上风电标准化发展。二是促进标准化与技术创新的协同发展，加强标准对海上风电产业及技术的带动引领作用，同时积极参与国际标准制修订工作，提高在国际标准制定的话语权。
