我国海上风电累计装机容量刚刚突破4700 万千瓦，在全国风电总装机中占比约 7%，在全国发电总装机容量中的占比约为 1%。但正是这 1% 的装机规模，成为我国建设海洋强国与能源强国的重要着力点。

根据国家能源局最新发布的数据，截至2026 年 5 月底，全国累计发电装机容量已正式突破 40 亿千瓦。这一规模超过了美国、印度、日本、俄罗斯与欧盟的装机容量总和，不仅是我国电力装机规模的数字跨越，更是我国能源安全保障能力、绿色低碳转型成效与科技自主创新实力的集中体现。

从装机结构来看，我国可再生能源装机占比已从2010 年的 24% 提升至 2026 年 5 月的 61%。其中风电装机容量达 6.6 亿千瓦，同比增长 17.0%。

在风电领域内部，陆上风电仍是绝对主体，海上风电累计装机容量刚刚迈过4700 万千瓦关口，约占全国风电装机的 7%，占全国发电总装机的 1%。尽管占比不高，海上风电却已成为我国推进海洋强国、能源强国建设的核心抓手。

发展共识凝聚：产业提速势在必行

按照“十五五” 规划纲要的部署，到 2030 年我国海上风电累计并网装机规模将达到 1 亿千瓦以上。从当前的 4700 万千瓦到 1 亿千瓦目标，意味着未来五年海上风电装机需要实现翻倍增长，新增规模大致相当于再造两座三峡工程。

在日前于上海举办的第十一届海上风电大会上，全国政协教科卫体委员会副主任，中国科协原党组书记、常务副主席，科技部原副部长尚勇表示，科技创新是海上风电产业发展的核心驱动力。我国已建成全球最完备的海上风电产业链与供应链体系，积累了丰富的工程实践经验，这是我国扩大海上风电开发规模的底气所在。但同时也要看到，行业在基础材料、部分核心部件、深远海施工装备等领域仍存在短板。

上海是我国海上风电产业的起点。2010 年，上海东海大桥 100 兆瓦海上风电场的 34 台机组全面并网发电，标志着亚洲第一座海上风电场正式建成，也开启了我国海上风电规模化、商业化应用的序幕。

上海市政协副主席、党组副书记肖贵玉表示，依托国际科技创新中心的资源优势、高端装备制造的产业根基、对外开放的枢纽能级，上海持续汇聚风电产业链上下游企业与顶尖科研力量，推动产业向高端化、智能化、绿色化升级。海上风电已成为上海培育新质生产力、推动高质量发展的重要蓝色引擎。

在此背景下，长三角三省一市的风电企业、用能企业、重点园区及相关机构共同发起长三角风电伙伴行动，旨在推动海上风电成为实现能源转型、保障能源安全、建设海洋强国、带动经济转型升级的关键抓手。行动以海上风电发展为牵引，以工业深度脱碳为重点，致力于打造区域绿色协同发展的新样板。

我国离岸300 公里范围内的海上风能资源，经济技术可开发量超过 27 亿千瓦。从资源禀赋、技术成熟度、战略价值等维度衡量，海上风电开发既拥有广阔前景，也面临诸多挑战，发展之路任重道远。

当前，政策端与产业端已形成清晰共识：海上风电必须加快推进步伐。面向“十五五” 时期，行业更需要以 “量” 的合理增长，带动 “质” 的稳步提升，推动海上风电实现从近海走向深远海、从国内走向国际、从单一发电走向综合利用的转变。

产业现状透视：破解“内卷式” 竞争困局

过去五年，我国海上风电在产业规模、技术创新、产业链配套、发展模式等多个维度实现突破，为“十五五” 时期的产业迭代升级奠定了坚实基础。

2021 年底，我国海上风电累计装机首次超越英国，登顶全球海上风电第一大国。此后，我国海上风电年新增装机与累计装机规模连续多年稳居世界第一。当前我国海上风电装机容量占全球总容量近一半，中国海上风电的发展动态已成为全球海上风电产业的风向标。

伴随装机规模增长的，是大兆瓦技术、漂浮式技术的稳步推进与产业链的持续成熟。18 兆瓦机组实现批量应用、26 兆瓦海上风机并网发电、16 兆瓦 “三峡领航号” 漂浮式平台成功安装，为行业迈向深远海提供了技术支撑；覆盖勘察设计、设备研制、开发建设、运行维护、海洋工程的完整产业体系，为产业高质量发展提供了重要保障；江苏盐城、广东汕头等地建成特色产业集群，为探索海上风电融合应用新场景积累了实践经验。

不过产业发展并非一帆风顺。2025 年我国海上风电新增装机 659 万千瓦，与行业预期目标存在一定差距。业内人士指出，这一差距并非源于投资意愿不足，也不是技术层面的问题，而是海域使用与项目审批需要在更高层面开展综合协调。

从行业自身来看，“内卷式” 竞争仍是悬在头顶的达摩克利斯之剑。据业内人士透露，此前海上风机（不含塔筒）的造价约为每千瓦 3000 元 —3200 元，今年江苏部分招标项目中，价格已降至 2600 元左右。在山东，2025 年海上风电项目电价约为 0.35 元 / 千瓦时，2026 年已降至 0.31 元 / 千瓦时，新项目的电价预期还将进一步走低。根据行业测算，上网电价每下调 0.03 元 / 千瓦时，项目投资收益率就会下降近 1 个百分点。

特别是随着新能源全电量入市，开发企业盈利能力持续承压，成本压力进一步向主机厂商传导。在此背景下，部分整机企业为追求短期业绩盲目投标，采取低价“内卷” 策略，甚至出现虚报功率曲线、裸保电量等乱象，为行业健康发展埋下隐患。

远景能源风机产品线总经理杨亚文表示，海上风电不是短跑，而是一场马拉松。行业不能急于求成，要尊重技术规律，做实产品验证工作，牢牢守住质量底线。海上风电的售后成本比陆上风电高出5—10 倍，一旦质量隐患集中暴露，企业将投入大量资金处理售后问题，最终可能导致项目整体亏损。“我们始终认为，过硬的质量才是项目收益的保障，设备运行可靠、发电效率高，才能实现多发电、多卖电。”

世界风能协会副主席、中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为，健康的产业生态，应当让产业链各方都有尊严地参与其中。甲方尊重乙方的技术积累和制造能力，给出合理的价格与付款条件；乙方珍惜甲方的信任，按时保质交付产品与服务。当前风电行业已经开始意识到这一问题，部分龙头企业带头调整招标策略，不再唯低价论，而是综合评估技术、质量、服务与价格；一些制造企业也开始主动说“不”，拒绝明显不可持续的低价订单。

破局路径探索：助推行业高质量发展

产业发展，安全先行。海上风电项目中任何一处质量瑕疵、一丝安全隐患，都可能引发重大风险，造成巨额损失，重创行业信心。业内普遍认为，在防范和治理“内卷式” 竞争的当下，坚守质量安全生命线具有尤为重要的现实意义。

安全与降本是海上风电高质量发展的一体两面，但海上风电降本不能只盯着机组本身，而要从基础安装、风机吊装、海缆方案、消纳送出、运维维护等海洋工程的全局视角进行统筹考量。

远景能源海上产品解决方案总监李小刚介绍，企业在电力送出环节积极开展优化尝试，将传统35 千伏送出线路提升至 66 千伏，通过提高送出电压等级降低海缆成本。同时创新研制风储一体机，通过风储联合运行压低整个风场的功率峰值，间接降低送出海缆的容量需求。此外，针对深远海开发场景，企业在柔直送出和低频输电等方向积极开展技术储备，最终以系统思维和全局视野，助力海上风电项目在全链条、多环节实现降本。

肖贵玉建议，要深化产业链上下游合作，实现资源共享、优势互补与成本降低，同时积极推进“海上风电 +” 模式，实现空间立体开发、资源联合利用。

申能（集团）有限公司党委书记、董事长黄迪南认为，发展海上风电，既要深化产融协同创新，激活绿色产业发展动能，又要延伸清洁能源产业链，打造绿色燃料产业特色。

在杨亚文看来，海上风电的终局形态不是单纯“卖电”。沿海地区既是电力负荷中心，也是高端产业聚集地，海上风电应当与储能、绿氢、绿色算力、零碳产业园深度耦合，从 “单一电源供给” 转向 “综合能源服务”。这也对整机商提出了更高要求，需要具备 “精细化发电” 的能力：精准功率预测、智能电力交易、多资源协同控制。“过去我们只管风机转不转、转多久，现在还要关注它什么时候该多转、什么时候该少转、什么时候该停机检修 —— 因为电力已经成为可交易的商品，不同时段每度电的价值可能相差数倍。”

业内普遍认为，只有既坚守质量底线、保障项目全生命周期安全运行，又持续创新技术与应用场景、实现海洋资源综合开发利用，海上风电才能真正踏上行稳致远的高质量发展之路。