三大拐点已至！中国漂浮式风电黄金时代来了

北极星风力发电网获悉，自2009年全球首台兆瓦级漂浮式风电样机投运以来，欧洲率先实现商业化落地。尽管目前漂浮式风电的度电成本仍然较高，但该技术是开启全球70%以上深远海风能资源的关键路径，长期降本潜力巨大。近年来，随着中国快速崛起，国内在技术装备与发展模式上呈现出全面突围的趋势。

过去两年，国内接连落地16-20兆瓦的大型漂浮式风电机组，单位千瓦造价首次跌破2万元，降幅超过30%。与此同时，国家“十五五”规划明确了海上风电累计并网1亿千瓦以上的硬性目标。成本、多元融合、政策三重拐点同时出现，我国漂浮式风电正迎来高速发展的黄金时代。

全球产业格局：欧洲领跑商业化，中国实现弯道超车

全球漂浮式风电产业呈现明显的梯队分化。欧洲凭借先发技术积累，率先完成从样机到商业化的完整验证；中国则后发赶超，聚焦复杂海域工况，实现核心技术、大容量机组、全产业链国产化三重突破，成为全球产业增长的核心引擎。

全球（不含中国）已投运的标杆漂浮式风电项目（北极星不完全统计）

欧洲是全球漂浮式风电商业化的先行者。2009年，全球首台兆瓦级漂浮式风电样机在挪威投运，开启行业探索之路。2017年，英国Hywind Scotland项目并网，成为全球首个商业化漂浮式风电场，验证了漂浮式风电的商业可行性。此后，葡萄牙、挪威、英国持续落地标杆项目，Hywind Tampen、WindFloat Atlantic等项目逐步完善了立柱式、半潜式等基础技术型式，形成了成熟的海外商业化运营模式，主打纯发电、海上油气田供电两大场景，适配欧洲低温、高海况、无强台风的海域特征。

中国标杆漂浮式海上风电示范项目

中国漂浮式风电起步晚、增速快，精准攻克了全球最复杂的台风海域开发难题，实现跨越式发展。不同于欧洲温和海域，我国东南沿海常年受超强台风、复杂海流与多变地质条件影响，对漂浮平台的抗灾性能、稳定性、适配性提出了极致要求。

国内企业依托自主研发，先后落地抗台风、大水深、大容量、多场景标杆项目：从5.5兆瓦“三峡引领号”实现国产化破冰，到风渔融合“国能共享号”、双转子“明阳天成号”等创新项目落地，再到16兆瓦“三峡领航号”刷新全球单机容量纪录——构建起适配中国海域、可复制推广的半潜式技术体系，核心技术国产化率达到100%，彻底打破海外技术垄断。

此外，中电建万宁漂浮式海上风电试验项目一期10万千瓦样机工程，是我国布局深远海大容量漂浮式风电的核心试验示范工程。今年以来，该项目塔筒、系泊系统等关键部件均已完成采购定标，标志着我国首个规模化深远海海上风电项目将正式迈入实体建设阶段。

水电水利规划设计总院数据显示，2025年漂浮式风电场的造价约为3万元/kW。但国家电投于5月20日启动建造的“图强号”20兆瓦漂浮式风电机组，将把单位千瓦造价降低至2万元以下，较现役漂浮式样机下降30%以上。

降本增效：从每千瓦3万元到2万元，只用了不到两年

成本快速下降的背后，是四条清晰的路径在同时发力。一是大型化模块化，快速摊薄单位成本。 机组容量持续从5-8MW向16-20MW超大容量迭代，大型机组可显著摊薄浮体、海缆、系泊系统等设备的单位配套成本。随着规模化推进，全球漂浮式风电度电成本持续下行。从“三峡领航号”16兆瓦机组、“睿风号”17兆瓦直驱机组到“图强号”20兆瓦机组，中国企业在短短几年内将漂浮式风电的单机容量推至全球最前沿。

二是材料与结构创新，突破技术成本瓶颈。 6月4日，全球单机容量最大的17兆瓦直驱型漂浮式海上风电机组——“睿风号”示范工程在广东阳江正式启动。据悉，“睿风号”搭载主动压载与被动稳定相结合的智能控制系统，能够提升发电量超过30%。钢-混组合浮体、高强度合成纤维系泊缆、新型防腐涂层等新材料持续落地，在提升结构稳定性、抗腐蚀能力的同时，大幅降低钢材用量与设备损耗。主动压载控制、智能姿态调节等新技术迭代，也进一步优化了漂浮平台适配性，降低运维损耗。

三是标准体系化，推动行业规范化发展。 国内依托大量台风海域实战项目经验，持续完善漂浮式风电设计、施工、运维、安全等专项标准，逐步形成适配中国海域条件的行业规范，填补全球复杂海域漂浮风电标准空白，推动行业从示范试点向规模化、规范化的商业化转型。

四是中国主导全球产业升级。 依托全球最完整的风电全产业链、领先的抗台风核心技术、超大容量机组制造能力与丰富的深远海项目经验，中国已具备引领全球漂浮式风电发展的核心实力。未来，国内技术、装备、工程方案将持续出海，为全球深远海风电开发提供成熟可复制的中国方案，主导全球产业技术迭代与格局重构。

多元融合：从单一卖电到立体开发，收益不再只靠电价

当前，我国漂浮式风电已摆脱单一发电盈利模式，风渔融合、海上油气绿色供电、风光储一体化、海洋氢能、海上综合智慧能源平台等新业态持续落地。通过海洋空间立体开发、多产业协同赋能，能够有效提升项目综合收益，对冲单一发电成本压力，大幅增强项目投资价值。

2023年，“海油观澜号”投运，为海上油气田输送绿电，成为油气与绿色能源协同开发的新典范；

2024年，“国能共享号”顺利投产，首次实现“浮式风电深海养殖”的海洋经济开发应用新场景。

顶层政策也在为漂浮式风电产业融合保驾护航。2025年，国家能源局下发《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》，明确指出：探索推动海洋能源开发利用与各类海洋活动共用基础设施，提升海域空间立体开发利用效率和效益；鼓励沿海地区探索海上风电制氢氨醇技术。

深远海风电开启黄金发展期

漂浮式海上风电不是传统风电的简单补充，而是海上风电产业迭代的未来方向，更是我国盘活深远海清洁能源资源、保障能源安全、推进“双碳”目标、构建新型电力系统的核心抓手。据GWEC预测，到2030年全球将建成2.6GW的漂浮式风电项目，深远海将成为我国清洁能源增量的核心支柱。国家与地方政策持续加码，为漂浮式风电高质量发展注入强劲动力。

2025年11月，国家发改委和国家能源局联合发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，首次明确提出“有序推动深远海风电基地建设”。2026年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》发布，提出了海上风电累计并网装机1亿千瓦以上的硬性目标。

各省积极响应国家政策号召，相继发布省级“十五五”规划纲要，江苏、山东、浙江等沿海省市纷纷将发展深远海风电纳入当地规划。此外，各省市还出台了针对性经济激励政策：

上海：给予深远海项目500元/千瓦的投资奖励，分5年拨付；
山东：采用“联动加价”模式，深远海项目风电电价 = 风电项目组出清价格 0.06元接网加价（根据离岸距离为0.01元或0.03元/千瓦时），机制电价（含全部加价系数）最高不超过每千瓦时0.3949元（山东燃煤发电基准价）；
江苏：“海上风电项目”类别竞价上限为0.391元/千瓦时，竞价下限为0.3元/千瓦时。

未来，随着国家硬性装机目标落地、地方差异化电价与投资补贴政策全面铺开，我国漂浮式海上风电将告别试点建设阶段，迈入规模化商业化新阶段。漂浮式海上风电将彻底激活深蓝能源宝藏，为全球能源绿色转型注入持久动力，开启海洋新能源发展的全新黄金时代。