文 | 预见能源
去年底，三峡在江苏盐城大丰海域投运了我国离岸最远的海上风电项目，最远点离岸 85.5 公里。四个多月后，4 月 7 日，华能在山东半岛北 L 场址并网了我国水深最深的海上风电项目，52 至 56 米的水深创下新纪录。
一个拼距离，一个比深度。两件事前后脚发生，看起来像是海上风电行业在各自刷新纪录。但仔细看会发现，它们共同指向同一个问题——近海能用的地方越来越少了，海上风电必须往更远更深的地方走，而走到那里之后，原本在近海被验证过的那套打法，不好使了。
华能项目 42 台 12 兆瓦风机全部用上了四桩导管架基础，最高的一座有 83.9 米高。海上风电的基础就像建筑物的地基，地基打不好，上面再大的风机也没用。在 52 到 56 米水深的海域，常规的单桩基础已经撑不住，导管架这种 " 四条腿 " 的结构成了必需品。华能这个项目同时创下了国内同类型基础的最高纪录。
但比基础更值得关注的是施工效率的变化。依托北斗系统，项目团队把海底沉桩作业时间从 48 小时压到了 29 小时。在深远海，施工窗口期本来就短，每一次船队出海都是一笔巨大的开销。压缩施工时间，省的不只是时间本身，是真金白银的工程成本。
海上风电的拦路虎是成本
海上风电走向深远海，最大的拦路虎从来不是技术能不能实现，而是钱能不能算得过来。
行业测算显示，深远海项目单位造价达 13000 至 18000 元 / 千瓦，而近海风电投资成本已经降至 9000 至 12500 元 / 千瓦。也就是说，往深远海多走一公里，造价可能要多花好几千块钱。根本原因在于成本结构变了：风机本身越来越便宜，但基础、船舶装备、海缆、海上升压站这些 " 周边 " 环节的成本占比越来越高。一台近海风机用一根单桩基础就够了，到了深远海，得换成导管架甚至未来的漂浮式基础，一根基础的成本可能就是单桩的好几倍。
平准化度电成本的数据更能说明问题。我国深远海风电 LCOE 目前介于 110 至 170 美元 / 兆瓦时之间，折合人民币约 0.8 到 1.23 元 / 度，大幅高于近浅海风电。而目前海上风电的度电成本已经基本与火电持平，大约每度 3 毛多。从 3 毛到 8 毛甚至更高，这中间差的每一分钱，都是深远海项目必须面对的硬约束。
但事情的另一面是，深远海的风资源更好，风况更稳定，发电小时数更高。华能项目年发电量约 17 亿度，每年可节约标准煤约 50 万吨。华能这次用了 42 台 12 兆瓦的风机。装机规模 50.4 万千瓦，正好是 5 个 10 万千瓦级别项目的体量。规模化本身就能摊薄单位成本。
政策端给出的信号也不能忽略，2026 年作为 " 十五五 " 规划的开局之年，规划明确提出到 2030 年海上风电累计并网装机规模达到 1 亿千瓦以上。国家能源局也明确表态要 " 重点推动一批深远海海上风电项目开工建设 "。2025 年自然资源部发布的新规要求新增海上风电项目应在离岸 30 千米以外或水深大于 30 米的海域布局。
这意味着，深远海不是选择题，是必答题。
固定式还能撑多久，漂浮式还有多远
华能项目水深 52 到 56 米，用四桩导管架固定式基础解决问题。但再往深处走，固定式的物理极限会越来越近。
行业对漂浮式风电的共识是：70 米水深是一条分界线。水深 70 米以内，固定式基础尚可一战；超过这个深度，漂浮式几乎是唯一选择。明阳智能董事长张传卫曾公开表示，漂浮式风电的主要开发区域为 70 米及以上海深区域，而国内可供开发的海域主要集中在一定范围内。
明阳智能已经将全球单体容量最大的 MySE18.X-20MW 漂浮式海上风电机组并网发电，单机容量最高可达 20 兆瓦，风轮直径可覆盖 260 至 292 米。远景能源则预测，2030 年左右大兆瓦漂浮式风电机组有望实现商业化。
但漂浮式现阶段的问题很明显：贵。深远海采用漂浮式基础的项目，收益率相比近海项目会明显下降。挪威 Utsira Nord 漂浮式风电项目规划装机 500 兆瓦，EDF 和 Deep Wind Offshore 联合中标，但项目仍处于环境许可和场地条件研究阶段。法国的 Provence Grand Large 作为法国首个漂浮式海上风电场，25 兆瓦的规模更接近技术验证而非商业化运营。欧洲在漂浮式领域起步更早，但商业化步伐同样谨慎。
华能这次的固定式方案，在 50 米水深级别上证明了自己。但如果要把海上风电推向更深的水域——比如南海部分区域水深超过 100 米——漂浮式技术的成本必须降下来。否则，深海风能资源再丰富，也只能停留在资源评估报告里。
施工效率的每一分钟，都在给未来定价
预见能源作者了解到，华能在施工效率上做了一件值得关注的事：依托北斗系统研发高精度定位技术，实现海底沉桩的毫米级施工定位，结合智能辅助沉放技术，单台风机沉桩作业时间从 48 小时缩短至 29 小时。
那么，减少的这 19 个小时，到底意味着什么？深远海施工窗口期通常只有几个月，天气、海况、潮汐等条件共同决定了一个项目一年能施工的天数。在这个有限的时间窗口里，每节省一个小时，就意味着可能多完成一个机位的施工，或者减少一次船队的往返。
四桩导管架基础单座高 79.7 米、重约 1600 吨。将这样体量的结构在 50 多米深的海水中完成精确沉放，水平度偏差控制在 0.13 ‰以内，一次性通过验收。这不是靠 " 差不多就行 " 能做到的。数字化定位系统、可视化辅助软件、低潮期的精准作业窗口把握，缺一不可。
深远海风电项目的施工窗口期短、船机装备成本高，这是行业共识。华能项目用实际数据给出了一个参照系：同样的施工量，作业效率提升近 40%。这对于未来更多深远海项目的经济性测算来说，是一个实实在在的变量。
同样值得关注的还有海缆。华能项目完成 95.6 公里超长海缆铺设，借助无人机与人工磁场协同技术。三峡大丰项目则联合国内海缆厂商完成了 35 千伏国产绝缘材料海缆的制作、敷设与运行，验证了国产材料在深远海复杂工况下的可靠性。亨通高压方面透露，风电海缆正从传统的静态海缆向动态海缆发展，后者要适配浮式风机等平台的移动需求，技术要求更为严格。
海缆是海上风电送出电能的唯一通道。离岸越远，海缆越长，故障风险和造价同步上升。华能项目 95.6 公里的海缆长度，已经是近海项目的数倍。未来离岸距离超过 100 公里甚至更远时，海缆的造价占比只会更高。
深远海风电的账，不能只盯着风机看。从基础到海缆，从施工船到运维平台，每一个环节的成本都在 " 深海化 " 过程中被重新定价。华能这个项目给出的价值不在于它创造了什么 " 最深 " 的纪录，而在于它用一次完整的工程实践，把深远海风电的成本账算得更清楚了。
站在 2026 年回看，华能和三峡的两个项目像是同一场考试的两张答卷：一个考深度，一个考距离。两张卷子的成绩都还行。但真正的考题还没完全展开——当海上风电从近海的 " 训练场 " 走进深海的 " 真实战场 "，考验的不只是单项技术能不能突破，而是整个产业链能不能用更低的成本、更高的效率，把风变成电，把电送回来。
十五五规划给海上风电定下了 1 亿千瓦的目标。如果要在 2030 年之前完成这个规模，深远海项目的贡献不可或缺。华能项目证明了 50 米水深级别的固定式方案可行，但更深的水域、更远的距离、更复杂的海况，还在等着行业给出答案。漂浮式的成本什么时候能降到可接受的范围，动态海缆的可靠性能不能经得起考验，施工船队的装备水平能不能跟上深水作业的需求——这些问题的答案，才是深远海风电真正的及格线。
