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迈向深远海，融合新生态：“十五五”时期海上风电发展建议

“十五五”是中国实现“双碳”目标的关键窗口期，更是海上风电从近海“圈地”转向深远海“拓疆”的战略拐点。随着近海资源趋紧、政策导向明确，深远海已成为新增装机的核心战场。本文立足行业最新态势，系统梳理向深远海进军的产业逻辑与技术瓶颈，并重点为工程类央国企提出可落地的战略行动框架，助力其在深蓝浪潮中抢占先机、驾驭风险。

一、政策定调：深远海从“探索”上升为“主战场”

“十五五”规划纲要将海上风电定位为新型能源体系的重要支柱，其核心导向可凝练为三条：

1. 总量刚性，增量向深

规划明确提出2030年累计并网装机突破100GW。截至2025年底，累计装机仅49.17GW，意味着未来五年年均新增需超过10GW。而近海可开发场址已基本“名花有主”，新增指标将显著向离岸距离≥50公里、水深≥30米的深远海区块倾斜。广东、福建、山东等省份已启动新一轮深远海场址竞配，单项目规模从百万千瓦级向千万千瓦级跃升。

2. 融合开发，集约用海

自然资源部与能源局联合推动“海上风电+”立体确权，鼓励“风光同场”“渔电融合”“制氢储能”等复合模式。深远海项目须同步提交多用途用海方案，这要求开发方具备跨领域规划与工程统筹能力。

3. 标准先行，安全兜底

针对深远海特有的台风、强流、软地基等挑战，国家正加快修订《海上风力发电场设计标准》，增设漂浮式基础、动态电缆、系泊系统的专项技术条款。标准升级将大幅提高准入门槛，倒逼企业从“经验施工”转向“科学验证”。

二、深远海拓展的产业变局与系统性工程挑战

向深远海挺进，绝非简单的距离延伸，从装备、模式、工艺工法、运维四个方面引发产业变局，并衍生出的系统性工程挑战。具体如下。

变局一：装备大型化。随着机组功率从8MW跃升至16-25MW，叶片长度超120米且碳纤维用量激增38%，直接引发了两大工程挑战：一是安装装备出现断层，现有自升式平台起重能力不足，浮式吊装精度难以控制；二是基础疲劳隐患加剧，超大叶片带来的动态载荷导致单桩疲劳寿命预测偏差超过30%。

变局二：开发融合化。“风光同场”“渔电氢”等多能互补模式兴起，漂浮式光伏与风机开始共用海域。这带来了多物理场耦合风险，风机尾流、光伏阵列与波浪载荷相互干涉，现有设计软件无法精确模拟；同时，电气系统可靠性面临考验，动态海缆在持续弯曲下，其绝缘老化速度比静态海缆快2至3倍。

变局三：环境极端化。作业海域离岸超80公里、水深超50米，且面临南海台风频发、东海强流冲刷等恶劣条件。这导致地质与水文盲区显现，软黏土或粉砂层地基承载力模型失效，系泊锚链磨损速率不可控；此外，施工窗口期骤缩，深远海全年可作业天数从200天降至120天以内，延误成本呈指数级增长。

变局四：运维长周期。随着出航时间翻倍，故障响应时间从“半天”拉长至“数天”。这暴露了预测性维护能力的缺失，传统振动监测难以覆盖漂浮式平台的六自由度运动；同时，无人化装备严重不足，水下机器人、运动补偿栈桥等核心设备高度依赖进口。

表 1 海上风电行业产业变局及系统性挑战

三、工程类央国企的核心切入点与可持续盈利模式设计

面对上述挑战，央国企不应被动“接活”，而应主动选择高价值“切入口”，并构建多元化的盈利组合。

（一）三大高价值切入点

面对海上风电产业的深刻变革，央国企凭借资源优势和核心技术积累，可通过三大关键切入点构建差异化盈利模式。

切入点一：切入－资源规划与勘测设计

作为产业链源头布局，央国企正主动承接省级深远海场址精细化勘测业务，包括地质CT扫描、水文浮标长期观测等高精度勘测工作，并深度参与场址规划与预可行性研究报告编制。这需要企业具备海洋工程勘察甲级资质，同时拥有自主海洋物探船和专业的数据处理团队，以确保勘测数据的准确性和时效性。前端切入不仅能够为后续业务提供数据支撑，更能在项目前期就建立技术壁垒和行业话语权。

切入点二：中端切入－核心装备制造与特种施工

央国企正发力产业链中游技术密集型环节，重点研发改造深水起重船（≥5000吨）、DP-3动力定位浮式平台等大型装备，同时自研动态海缆敷设水下机器人，并批量生产漂浮式基础锚固系统。这一环节对企业的基础设施和核心技术要求极高，需要拥有大型船坞和钢结构加工基地，掌握高精度动力定位与深水焊接工艺等关键技术。

切入点三：后端切入－智慧运维与资产托管

在项目运营期，央国企正积极拓展全生命周期服务，承接全风场“设计-施工-运维”一体化总包服务，提供漂浮式平台状态监测及延寿服务，并运营管理海上制氢/储能附属系统。这一业务模式要求企业具备数字化转型能力，包括搭建数字孪生平台、开发AI故障预警算法以及建设远程操控中心，从而实现对海上风电场的精准化、智能化管理。

通过前端、中端、后端的全链条布局，央国企不仅能够在海上风电产业变局中把握主动权，更能构建起从一次性工程收入到持续性服务收益的多元盈利体系，为产业高质量发展提供坚实支撑。

表 2 工程类央国企产业链切入点示意

（二）可持续盈利模式：从“一锤子买卖”到“全周期分成”

盈利模式需从单一EPC总包，升级为“工程利润+装备租赁+股权分红+绿证交易+融合经营+运维托管”的全周期、多元化收益组合。

1、EPC工程总包利润：作为传统施工收入来源，通过引入模块化浮托安装等工艺进行优化，可将利润率从8%提升至15%。该部分收益具有短期性和一次性特征。

2、核心装备租赁/服务费：依托自有大型施工船队向同业提供出租服务，并提供动态缆接头检测等专项技术服务。该部分收益属于中期、重复性收入。

3、资源开发股权分成：以工程服务置换项目公司5%～15%的股权，从而参与发电收益分红。该部分收益具有长期性和可持续性。

4、绿证与碳交易收入：充分利用海上风电的绿色属性，通过打包出售绿证和CCER（国家核证自愿减排量）获取收入。该部分收益具有长期性和附加性。

5、融合产业经营收入：涵盖网箱养殖海产品销售收入、制氢对外销售或自用，以及光伏发电增收等多个维度。该部分收益具有长期性和多元化特征。

6、智慧运维托管费+节电分成：按风场发电量收取托管服务费（如0.01元/千瓦时），同时通过提升可利用率，对超额发电部分按比例进行分成。该部分收益具有长期性，且与项目强绑定。

表 3 工程类央国企盈利模式示意

四、央国企深蓝实战案例与经验启示

案例一：中交集团——深远海大型施工装备集群与基础安装创新

 背景：中交集团承接广东阳江三山岛海上风电项目（离岸89公里，水深45米），传统自升式平台无法作业。

 应对策略：自主改造“振华30”号起重船（起吊能力12000吨），配备DP-2动力定位系统，创新采用“吸力筒基础+整体浮托安装”工法，将单台安装时间从72小时压缩至28小时。

成果：成功完成全球首例深水吸力筒风机整体安装，安装精度控制在毫米级，节约船机成本超2亿元。

 启示：装备先行、工法创新是突破深远海施工瓶颈的不二法则，央国企应集中资源打造“大国重器”，而非租赁外船。

案例二：国家电投集团——山东半岛南“风光同场+海洋牧场”一体化盈利实践

 背景：国家电投在山东半岛南3号海上风电场（离岸30公里）已投运基础上，叠加建设500kW漂浮式光伏实证项目，并在场内规划“渔光一体”养殖区。

应对策略：利用现有升压站和海缆路由，新增光伏边际投资降低约40%；联合水产研究所，设计抗流型网箱，置于风机基础周边，利用基础防冲刷结构兼做人工渔礁；项目整体申请“蓝色债券”融资，综合融资成本降低1.2个百分点。

成果：2025年底并网后，年均发电收益+渔业销售+绿证收入合计较单一风电提高32%，项目整体IRR达8.7%，在平价时代保持优良回报。

启示：存量资产复用+立体确权是降本增效的捷径，融合收益可有效对冲电价下行风险。

案例三：中国三峡集团——漂浮式风电从示范到商业化的技术引领之路

背景：三峡集团“引领号”漂浮式风机（5.5MW）于2022年在广东阳江投运后，积累了宝贵南海台风期数据。

应对策略：成立“漂浮式风电联合实验室”，联合上海院、金风科技，针对南海强台风-软地基工况，自主开发半潜式基础动态响应分析软件，摆脱了对欧洲DNV软件的依赖。在后续20MW级漂浮式项目中，采用国产大丝束碳纤维拉挤板材主梁，叶片减重16%；率先编制企业级《漂浮式风电台风期应急预案》和《系泊系统检测规程》。

 成果：其主导的海南万宁百万千瓦级漂浮式海上风电项目（国内首个商业化漂浮式集群）已获核准，计划2027年首台并网。

启示：标准引领、材料国产化是降低漂浮式成本的关键路径，央国企应主动占领技术制高点，将工程经验转化为行业标准。

五、工程类央国企的战略行动框架——从“承建商”迈向“深蓝系统集成商”

面对上述挑战，央国企不应被动应对，而需主动重构能力体系。建议以“技术自研+装备升级+模式创新+数字赋能”四轮驱动，制定针对性策略。

策略一：攻克深远海核心技术群，建立自主标准体系

主攻漂浮式基础：联合高校与设计院，建立中国海况“台风-波浪-流”联合概率模型，开发半潜式与张力腿式混合创新基础，并针对不同海域（南海台风区、东海强流区）形成差异化设计谱系。

突破动态海缆全链条技术：投资建设动态缆弯曲刚度测试平台和在线疲劳监测系统，与电缆企业联合攻关耐扭型接头和柔性铠装工艺，力争“十五五”中期实现500米水深级动态缆国产化。

制定企业级深远海施工标准：先于国标，编制内部《深远海漂浮式基础安装作业指南》《台风期应急系泊预案》，将实践经验转化为技术壁垒。

策略二：提前部署深远海大型施工装备矩阵

 组建“深远海施工舰队”：批量建造或改造深水起重船（起吊能力≥5000吨）、动力定位浮式安装平台、水下机器人敷缆系统。借鉴国际油气工程经验，引入DP-3级动力定位系统应对无锚泊工况。

 研发智能窗口预测系统：集成高分辨率海洋气象数据与船舶运动响应模型，自主开发施工窗口动态规划AI工具，将可作业天数利用率提升15%以上。

创新模块化安装工艺：将基础、塔筒、机舱、叶片在岸上预组装为整体，采用“一键式”浮托安装法，大幅减少海上高风险作业时间。

策略三：推动“工程+资源+融合”一体化商业模式

前端锁定资源：主动参与省级深远海场址规划，通过提供海洋勘测、地质勘查等前期服务，换取优先开发权或股权合作，改变“纯施工”低毛利角色。

打造综合能源岛工程总包：将海上风电与漂浮式光伏、波浪能、制氢、储能、海洋牧场统一规划，以“多能互补+智能微网”方案投标，提升项目整体收益（如绿氢售价+碳信用）。

 探索“以租代建”或“运维承包”：对已投运的近海风电场，提供“风光改造+扩容升级”打包服务，利用现有升压站、海缆路由，低成本增加光伏或小型漂浮式机组，分享增量收益。

策略四：构建全生命周期数字工程平台

数字孪生贯穿“勘设建运”：整合海底地质BIM、风机结构有限元、系泊动态仿真、尾流评估模型，形成统一的数据底座。施工前即进行万次级虚拟安装演练，优化吊装方案和抛锚路径。

部署智能运维决策大脑：基于振动、应变、腐蚀、温度等多源传感数据，采用Transformer时序预测模型，提前72小时预警主要部件故障。结合无人船、无人机和水下机器人，实现“少人化”远程巡检。

 建立供应链数字协同系统：将碳纤维、轴承、变流器等关键供应商纳入统一调度平台，实时共享库存、排产、物流信息，降低断供风险，并对“卡脖子”部件实施战略库存储备。

策略五：强化风险对冲与韧性管理

设置“韧性冗余”设计系数：在系泊系统、浮体结构上适当提高安全裕度，虽增加初始投资，但可大幅降低台风季停机损失和修复成本（经测算，综合LCOE反而下降）。

参与电力现货市场，运用绿色金融工具：提前布局海上风电+储能/制氢，实现发用灵活调节；同时利用绿证、CCER、蓝色债券等工具，对冲电价下行风险。

组建深远海应急响应联盟：联合区域内同行、海事局、救援机构，建立共享救援基站和应急物资储备机制，共同应对极端天气下的联动风险。

六、结语

“十五五”的深远海，不是一片更远的水域，而是一个全新的竞争维度。对于工程类央国企，这既是检验综合实力的“大考场”，也是重塑行业地位的“分水岭”。唯有将目光从“完成合同”转向“定义标准”，从“单一施工”转向“系统集成”，从“经验管理”转向“数据驱动”，方能在这场深蓝竞赛中不仅立于不败之地，更引领全球海上风电工程的新范式。

嘉伦国咨能源电力研究咨询中心简介

嘉伦国咨能源电力研究咨询中心是中美嘉伦国际咨询公司旗下专注国资国企能源电力战略与产业发展的专业智库，以“政策研究+战略咨询+落地赋能”三位一体模式，为国资国企提供能源电力全链条深度管理咨询服务。

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来源：嘉伦国咨能源电力研究咨询中心