国家气候中心最新测算显示，中国技术可开发的海上风能在150米高度、离岸200公里以内、水深小于100米的范围里有27.8亿千瓦。其中近海大约15.5亿千瓦，深远海约12.3亿千瓦。世界银行也提示，全球海上风能资源体量很大，深远海占比超过70%，但目前开发率不足0.5%（已公开数据）。一句话：资源一大片，真正能用的还没挖出来。

把近几年发生的事捋清楚就明白为啥现在叫“竞技”了。风机整机越做越大、成本也在降——风机均价比去年低了约10%，现在毛估估在2500到2700元/千瓦（不含塔筒）。但往深远海去，难题马上堆成山：单项目单位造价被测算到每千瓦1.3万到1.8万元左右，是近海的好几倍。原因不是风机贵了，而是基础、专用船舶、海缆和海上升压站这些“配套”费用猛增，造价结构被倒着重塑了。

再看看收益。按常见1:4的杠杆算（20%自有资金），当前电价下，近海项目资本回报率大致能到8%–10%。一旦用漂浮式基础进深远海，回报通常会更低，风险也更高。再加上政策推动市场化后出现的电价波动、零电价甚至负电价现象，收益不稳成了压在项目上的另一块重石。

那有没有技术路子？有也得说清。产业链在几个关键环节上动作很快：整机制造商在攻大兆瓦漂浮式风机设计，部分业内人士预计2030年前后能看到商用化大兆瓦漂浮机组，但这一时间点仍待进一步确认。海缆也从“静态”走向“动态”——适配漂浮平台的动态海缆要求更高的电压等级和综合性能，国内企业在一些示范项目上已经做了验证。基础方面，有企业研发出吸力桩+导管架等沉贯式基础，宣称比传统打桩节省用钢20%以上、施工更快且可回收，已在部分平价项目中应用，支撑起更大机组运行。

政策面上，“136号文”把海上风电进一步推向市场化，山东、上海、海南等地也跟进了配套政策。这推动了竞争，但同时把项目收益摆到市场上接受检验：中长期要靠成本创新、规模效应和运营效率来争取赢利空间，而不是靠补贴。

几点值得盯紧的后续看点：一是电价和市场机制会怎样演进，零价/负价风险能否通过电力市场改革和储能等手段缓解；二是漂浮式整机和动态海缆的耐久性、成本曲线是否能真正拐头向下；三是基础和施工装备（比如专用施工船、快速沉贯技术）能否形成规模效应，把深远海的“几倍造价”拉回合理区间；四是金融和保险如何为深远海项目提供更可承受的融资节奏和风险分担方式。数据上也有进展：到2024年底，全国海上风电累计装机约7273台、装机容量约4359.3万千瓦，主流单机容量已上10MW级，叶片也长到110–130米级别，说明技术在往更大尺度迈进。

结论是双面的：资源和市场都给了下海的理由，但成本、技术和市场化带来的风险同样真实。未来几年，可以期待靠技术创新（漂浮基础、动态缆、施工工艺）和制度创新（市场规则、融资工具）把深远海从“潜力”变成“产能”。这条路不容易，但方向是明的，动静都会很快被市场放大。

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