當“深遠海”與“市場化”——兩大時代命題相撞，海上風電即將開啟考驗企業硬實力的“下半場”。

隨著近海資源日趨飽和，在“單30”政策引導下，產業加速邁向深遠海。面對空間、送出、消納“三大瓶頸”日益凸顯，建設成本高、運維挑戰巨大、投資回報周期延長等現實壓力，突破技術與成本的雙重約束，成為橫亙在全行業面前的共性難題。

與此同時，“136號文”一舉掀翻旱澇保收的“保量保價”舊規則，開啟電價全面市場化的時代。在實時波動的電價之下，傳統“多發電、多收益”的運營邏輯已被顛覆，精準預測并捕捉電價高位高價，發出高價值的“黃金電”成為新的市場準則。

這意味著，海上風電的“下半場”的競爭焦點已從依賴資源的“跑馬圈地”，徹底轉向考驗資產全生命周期運營能力的“精耕細作”。

上海電氣風電集團副總裁吳改告訴「風芒能源」，在這一深刻變革下，海上風電的競爭維度已然升維。它不再是單一設備的價格或發電量比拼，而是涵蓋前沿技術攻關、復雜系統集成、全生命周期成本優化以及產業生態協同的“全價值鏈競爭”。政策驅動與市場選擇共同倒逼整機企業必須超越傳統的“設備供應商”角色，修煉“全維度系統能力”。

筑牢根基：從“高可靠”到“極致可靠”

在吳改看來，對于制造企業而言，修煉“全維度系統能力”的第一步，在于鍛造風機的極致可靠性。

業界共識，深遠海風電與近海風電的開發難度不可同日而語。隨著水深及項目離岸距離的增加，環境風險敞口呈指數級擴大。

業內人士告訴「風芒能源」，“在水深30m的環境中，海上每年有接近200天的施工窗口期，但水深若增加至60m，那么施工窗口期將銳減至110天。這意味著，原先2年可建完的項目，一旦切換至深遠海環境，建設周期將延長至3年，甚至4年。”

與此同時，與建設周期一并拉長的，還有翻番的建設成本、管理成本，乃至運維成本。

有數據顯示，當前深遠海固定式風電單位千瓦造價成本約為1.2萬元～1.5萬元，漂浮式風電成本則高達4萬元～5萬元。其中，運維成本約占總成本的30%，且故障修復周期是陸上的3—5倍。

“這已經屬于樂觀估計，實際上，深遠海的運維可達性較之相比，更為嚴峻。當機組離岸距離為30km時，我們出海運維單程只需要1小時，然而，若離岸距離增加至100km以上，出海往返一趟就得占用一整天，且白天絕大多數時間耗在海上，有效運維時間少之又少。”上述業內人士強調。

高初始投資，高環境風險以及低運維可達性，使得深遠海風電更追求“一次做對”的高可靠。據測算，海上風電項目如出現批量部件更換，投資或將增加1000元/kW以上。

更關鍵的是，隨著136號文的出臺，實時波動的市場電價進一步放大了機組可靠性不足的風險。

在風電運營進入“巧發電”的收益導向時代，機組一旦非計劃停機，不僅會產生巨額的維修成本和電量損失，還將錯失電價高位運行的收益窗口，造成“故障損失+機會成本”的雙重損耗。以江蘇500MW海上風電項目為例，電價每下降0.03元/W，將導致全投資收益率下降1.1~1.2%。

基于此，吳改強調，在波動電價和深遠海開發的雙重極限“壓力測試”下，海上機組必須從“高可靠”升維為“極致可靠”。唯有如此，方能穿越成本迷霧、抵御市場風險，構筑可持續發展的終極護城河。

電氣風電對海上機組品質的堅守，早已在十五年的征程中，如基因般深植于企業血脈。自2010年，首臺3.6MW海上風電機組亮相東海大橋風電場以來，電氣風電已在中國海域留下13GW的裝機足跡。

上海東海大橋風電場項目

“13GW的海上風電中長期運行數據，正是電氣風電筑牢機組極致可靠的核心根基。”吳改告訴「風芒能源」，“依托國內最大、最全的海上數據庫，電氣風電深度貫通技術研發與產品迭代全過程，通過數據驅動的研發模式，實現了從運行反饋到技術升級的完整閉環。”

在產品設計與驗證環節，電氣風電通過分析不同海域的風浪特性、環境腐蝕等運行數據，可持續優化機組的環境適應性。“基于傳動鏈智能預警和診斷系統，我們具備提前6個月的故障預警能力，這為傳動系統的可靠性設計提供重要依據；我們葉片多模態監測準確率可達到90%以上，為葉片氣動性能和結構優化提供了數據支撐。通過細節優化與系統優化的相互迭代，我們的海上半直驅平臺能夠在保持可靠性的同時，持續提升發電性能。”吳改解釋道。

在測試驗證環節，電氣風電則在精準復現實際運行工況的情況下，實現“測試數據與運行數據雙向校準”。依托全面布局的測試基地（如配置全球最大容量整機全功率多自由度試驗平臺的濱海測試基地）、樣機試驗基地（如汕頭、臨港試驗基地）等，電氣風電構建起覆蓋“材料-部件-系統-整機-風場”的五級測試驗證體系，并在此閉環中實現了設計驗證能力的持續迭代。

在供應鏈生態方面，電氣風電積極聯合上下游，通過戰略采購、聯合研發及全生命周期成本管控，提升整體抗風險能力。“開放協同的供應鏈體系，是‘好品質’最終得以落地生根的土壤。我們與合作伙伴充分共享測試驗證數據，共同完成數百項樣機測試，我相信，只有全行業共同識別并規避潛在技術風險，將問題解決于量產之前，才能為實現全生命周期的可靠性奠定基礎。”吳改補充道。

謀定未來：從“制造能力”到“系統能力”

進入競爭下半場，企業不僅需錘煉基本功，更須修煉深厚內功。

吳改強調，在深遠海疊加市場化的雙重考驗下，海上風電的競爭焦點已不再是孤立的設備技術參數，而是對抗惡劣海況的可靠性、適配場景的輸電方案與智能化運營體系的綜合實力。

一方面，受航道規劃、生態環保等多重約束，輸電廊道與登陸點資源日趨緊張，采用集約化、高經濟性、高可靠性的新型輸電技術，已成為深遠海風電可持續發展的關鍵突破口。

針對輸電環節的核心痛點，電氣風電早于行業布局柔性直流、低頻輸電等關鍵技術。吳改介紹，公司曾參建亞洲首個海上風電柔性直流輸電項目——三峽如東 H6/H10柔性直流輸電工程，該項目成功并網不僅驗證了遠海電能高效輸送的技術可行性，更奠定了電氣風電在遠距離輸電領域的技術積累與實踐優勢。

另一方面，傳統運維模式因作業窗口期短、海上可達性差等因素制約，同樣難以適應復雜環境與高效率要求。與此同時，在電價全面市場化背景下，為提升發電經濟性、捕捉高價值電力交易窗口，行業面臨從“運維”到“精細運營”的能力躍遷考驗。

圍繞運營體系，電氣風電開始修煉“全維度系統能力”。針對深遠海場景，電氣風電已構建“裝備+技術+平臺”三位一體的智能運營體系。

在核心裝備層面，電氣風電率先引入“至誠60”“至臻100”兩艘亞洲首制運維母船。相較于傳統交通船，運維母船將作業窗口期提升超50%，在惡劣海況下，從進入風電機組500米范圍到安全接送人員完成作業，平均耗時僅25分鐘，單日可服務至少24臺風電機組。

在平臺建設層面，電氣風電以AI大模型為核心，通過打造WindSeek AI協同平臺，構建了覆蓋“預測-巡檢-決策-執行”的全鏈條智能運營能力。大模型不僅實現運維模式從被動“故障維修”向主動“預測性維護”跨越，同時，借助AI平臺，電氣風電將風電資產從單純的發電設備，升級為可預測、可優化、收益持續提升的“精密資產”。

電氣風電方面表示，通過融合氣象數據、極端工況模擬、電價波動預測、機組動態調載及部件延壽管理等關鍵因子，WindSeek AI平臺可實現發電策略的動態適配：高電價時段推動機組“能發盡發、穩發滿發”，最大化收益；低電價時段切換至柔性運行模式，平衡發電收益與設備壽命；同時智能規劃維護窗口，避開高收益時段，避免發電損失。

值得一提的是，在深遠海風電競爭日趨激烈的“下半場”，精細化運營的內涵仍不斷深化：它不僅依賴于智能化技術的賦能，更聚焦于以“風電+”為核心的多能互補模式創新與系統集成能力突破。

展望未來，隨著能源系統加速向融合化、場景化方向演進，風電、光伏、儲能等多元能源的協同價值愈發凸顯。在這一趨勢下，具備全產業鏈整合與多能耦合能力的企業，無疑具競爭韌性。

“上海電氣依托覆蓋‘風、光、儲、氫、網、荷’的全產業鏈布局，以及從零碳園區、深遠海制氫到漂浮式風漁融合等一系列標桿項目的系統集成實踐，已逐步構建起‘風光儲’深度協同的技術體系與模式優勢。這也是我們有底氣最終贏下‘下半場’的關鍵支撐。”吳改最后總結道。