6月20日讯（记者 肖良华）当前，我国海上风电已进入大规模商业化开发阶段。“十五五”规划纲要明确提出，在渤海、黄海、东海、南海海域建设海上风电基地，规范有序推进深远海风电开发，海上风电累计并网装机规模达到1亿千瓦以上。加快发展海上风电，正在成为实现“双碳”目标、推动能源转型、保障国家能源安全、建设海洋强国、带动经济转型升级的关键抓手。
我国海上风电要加快发展，面临哪些问题？海上风电有哪些新的应用场景？6月18日，在上海举行的第十一届海上风电大会期间，财联社记者对远景能源风机产品线总经理杨亚文和远景能源海上产品解决方案总监李小刚进行了专访。
完成“十五五”规划目标需要加速
杨亚文表示，“十五五”规划提出到2030年海上风电累计并网装机达到1亿千瓦以上，相当于五年内“再造两个三峡”。
截至2025年底，我国海上风电累计装机是0.47亿千瓦，距离1亿还有不小差距，但他不认为这个目标定得激进——政策端和产业端的共识很清晰，海上风电必须加速。
“但落实到今年的实际推进，个人判断2026年海上风电装机可能跟去年持平，大概6GW左右，短期内很难看到特别大的放量。”他进一步表示，虽然海风发展的目标很清晰，路径也没问题，但近期还是有一些客观因素在制约节奏。建议通过“化小为大”（集中审批大项目、统一送出线路）降低建造成本，呼吁政策层面尽快明确审批流程与时间表，释放项目潜力。
2025年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），136号文件推动新能源上网电量原则上全面进入市场，上网电价由市场形成，并配套建立可持续发展价格结算机制。
自“136号文”出台以来，国内海上风电开发运营出现了一些变化。在限电方面，杨亚文透露，因为海上风电项目多分布在江苏以及东南沿海地区，这些地方都是制造业集中、电力需求较大的区域，所以限电比例很低，大概只有2%到3%，影响不大。但运营方面确实受到一些影响，主要是电价有所下降，这对海上风电场的收益影响比较大。收益下降后，很多风场开始压缩建设成本，但像海缆、输变电设备等环节的成本基本降不下来，所以压力主要转嫁到了主机设备上。
海风反内卷方面，杨亚文透露行业协会在积极组织推动，目前取得了一定效果，但仍有部分企业在实际投标时，报出的价格很低。
“以前海上风机（含塔筒）的造价正常大概在每千瓦3000元到3200元左右，今年在江苏的一些招标项目中，价格已经降到2700元甚至2600元的水平。”杨亚文说，海风盈利能力下降，会进一步压低主机厂的设备制造成本，未来可能引发质量问题。
他进一步称，“海上风电的售后成本比陆上要高出5到10倍，一旦质量隐患集中暴露，企业将不得不投入大量资金处理售后问题，最终可能导致项目整体亏损。好的质量才是项目收益的保障，因为设备可靠、发电效率高，才能多发电、多卖电。”
李小刚补充说，许多客户认为随着现货交易的推进，电价会持续下降。以山东为例，2025年竞价出来的电价还在每度3毛5分钱左右，但到2026年已经降到3毛1分钱。新项目出来时预期会更低，有项目现在预期电价只有2毛8分钱。按照这样的电价做预算，项目收益会变得很困难。
因此，现在业主往往通过压低主机价格来提高收益。但这样做有一个很大的风险，就是技术可靠性。
“一方面电价要有合理预期，另一方面还是要探索多元化的发展方向来提升风场收益。比如公司之前推出的高性能风机，回到风力发电的本质，通过提升发电量来提高收益，通过提高技术可靠性、降低运维成本来增加收益。此外，公司也在做一些新尝试，比如陆上做的零碳产业园，今后可能会在海上也推行海上风电的就地消纳，降低输电成本。”李小刚说。
海风+算力是新方向
去年10月在上海临港，全球首个实现“海风直联”的海底数据中心项目正式落成。相比陆上传统数据中心，该项目具有绿色低碳、算电协同的优势，绿电占比超95%，能够省电22.8%、省水100%、省地90%以上，是新型算力基础设施的创新代表。
未来，海底数据中心与深远海风电场是否会有更多的结合，构建更大规模算力中心？
今年5月，远景科技集团董事长张雷在国家能源局于深圳召开的全国“人工智能+”能源现场推进会上表示，远景正打造AI电力系统——能源系统与智能系统融合的人工智能基础设施。他认为，能源不只是AI的底座，更是肌体。电力系统正成为人工智能的主体工程，只有解决智能生产全链路能量管理的问题，才能为人工智能这一新的工业革命提供源源不断的动力。
在避免算力中心的波动对电网产生重大冲击的同时，吉瓦级的可再生能源如何稳定实时地支撑算力中心？张雷表示，智力生产全链路上的一系列能量管理问题，正在成为人工智能系统发展的关键瓶颈。电力系统正在成为人工智能的主体工程，而非配套。“既然模型和芯片可以实现高效迭代，我们也需要让电力系统也实现摩尔定律，这正是远景要开创AI电力系统的使命。AI电力系统，本质上是能源系统与智能系统融合的人工智能基础设施，让电源、储能、电网、电力电子、算力和大模型有机融合在一起。”
杨亚文认为，海底数据中心可以直接部署在海底，因为海底便于冷却，可以大幅降低冷却费用，而且刚好跟海上风电结合在一起，这个方向非常有前景。此外，海上数据中心靠近东部和东南沿海的主要城市，离电力负荷中心近。如果能够就近把海上风电的电力直接消纳掉，还可以降低对送出海缆的容量需求，从而节约一部分海缆成本。所以从当前来看，在海缆成本较高的情况下，采用这种方式可能比较经济。
“但未来情况可能会变化，比如如果海缆成本降下来了，把电输送到陆上反而更便宜，那海上数据中心的优势就会被削弱。总的来说，这是一个动态变化的过程。随着时间推移，海上风机的成本、电价、基础成本、海缆成本，以及算力的价值都会发生变化，所以需要动态地评估。“杨亚文表示。
不过，杨亚文认为，海上风电目前只占中国风电总装机的大约7%，90%以上还是陆上风电。海上风电当前面临两个主要困局：一是质量稳定性问题，二是投资收益问题。“这两个困局没有打破之前，海上风电本身并没有太多富裕的电量可供外送或消纳。所以目前行业没有投入太多精力和关注度去深挖海上的多元化利用，而是主要在陆上推动相关模式逐步成熟。未来应该是先把陆上的模式做成熟，再复制到海上去。”
值得关注的是，在136号文之后，电价变成了市场化交易，不再是固定电价。固定电价模式下，多发一度就多卖一度钱；但市场化电价是浮动的，所以从过去的“多发电”变成了现在的“巧发电”——要在电价高的时候多发电，电价低的时候少发电，或者把电存到储能里，储能满了就消纳掉。
杨亚文说，远景的AI系统可以自动预测第二天的天气和风速，预测风机能发多少电。结合公司在电力交易系统和储能造价和性能的把握，以及对绿色氢氨的布局，公司整合成一套综合的AI解决方案。这套系统在陆上能够很好地解决电力交易、能量调度和投资收益的问题。
“这套模式同样可以复制到海上。海上风电同样面临电力交易、天气预测、发电量判断等问题，我们有现成的技术积累。再加上公司正在推进的AIDC，就是把算力直接与新能源电力结合，如果未来海上能实现海底算力部署，远景同样可以在源网荷储层面帮助海上风电进一步提升收益。”杨亚文表示，总之，这本质上是从单一的风力发电设备，转变为源网荷储的综合能源解决方案。
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