风力发电已成为新能源的重要组成部分。在陆上风电竞争日益内卷和利润率逐渐下滑的背景下，开拓海上风电已成为全球大趋势。
根据彭博新能源（BNEF）发布的2021年全球海上风电报告显示，2021年全球新增海上风电装机容量约13.4吉瓦（GW），最大的贡献来自中国，占四分之三强，约10.8吉瓦。
根据生态环境部2022年10月发布的《中国应对气候变化的政策与行动2022年度报告》，截至2021年底，中国可再生能源发电装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%，海上风电装机规模跃居世界第一。2021年，新吊装海上机组2603台，新增装机容量达到1448.2万千瓦，同比增长276.7%，主要分布在江苏、广东、浙江、福建、辽宁、山东和上海。
与传统的陆上风电场相比，海上风电场具有丰富的风力资源和更高的发电利用小时数；可大容量大规模开发；由于不像陆上风电受土地限制，海上风电传输方式更加灵活等优势。
对于风电整机销售商来说，海上风电产品的单价和毛利率也显著高于陆上风电毛利率。
但从陆上水电工程走向海洋风电工程，不是一件轻而易举的事情。海洋工程的难度和挑战非常大，不仅要面对海域的复杂环境，海上风机的大型化趋势也面临运输码头和运输船舶的改造与升级。
塔筒矗立海上，海平面以下是数十米的水深，在下面的海床上要把基础做得扎实牢靠，塔筒顶端装上叶轮，海风带动叶轮转动驱动叶轮背后的发电机，电流便通过塔筒内和埋在海底的海缆传导至海上升压站，再以高压方式送到岸上并入电网，传送至千家万户。
近年来，海上风电机组为了捕获更强的风能，不断加大尺寸：高度越来越大，叶片越来越长。但这种发展带来了包括工程升级，海上基础设施建设等诸多挑战。
特别是海上风电要继续向深远海方向发展，更面临一系列问题及挑战。
1 大型化增加投资支出
海上风电发展面临的现有问题之一是投资支出的增加，随着开发区域向深海拓展，其面临的投资成本将进一步增加：定制的工程船舶、新的设施和平台安装建设、劳动力培训等，使得海上风电一次成本持续增加。
海上风电场总投资成本接近为陆地风电场的2倍，从而抵消了一部分相比于陆上风电场更高的市场收益。因此，降低投资成本将是解决海上风电场发展问题的重要手段之一。
风机大型化是海上风电成本逐年下降的功臣之一。
风机的单机装机容量越大，单位兆瓦的基础成本就会被摊薄，海域占用面积也会减少，连片化以后，风机的运维费、施工费等的摊销也会相应降低。
大型风电机组进入市场的速度快于行业预期。随着规模不断扩大，海上风电成本持续下降。2014年全球海上风电平准化度电成本（LCOE）为1.56元，2017年为0.79元，2021年下半年降至0.57元。LCOE最低的国家包括荷兰、丹麦、英国和中国，分别为0.46、0.49、0.50、0.52元。
2 叶片增大受条件限制
叶片是风力发电机实现能量转换功能的关键部件，叶片尺寸会直接影响发电机对于风能的捕捉能力，进而影响发电量。
近年来，我国新增风电机组平均风轮直径不断加大，已经从2011年的81米加大到了2020年的136米；美国从2010年的84米加大到2020年的125米。
由于高空中风速往往更大，因此提升风电塔架高度能够增加发电的年等效满发小时数，从而提升发电量。
根据中国风能协会测算，风切变为0.3时，塔架高度从100米增加到140米，年平均风速将从5.0m/s增加到5.53m/s，机组的年等效满发小时数可从1991小时增加到2396小时，发电量将能提升20.34%。2006-2020年，美国新增陆上风电机组平均机舱高度从76米提高至90米。
随着风力发电机高度的不断增加，更长的叶片显然将具有更大的扫风面积，从而捕获更多的风并产生更多的功率，但同时也有限制。
为了避免叶片与雨滴和海浪之间的碰撞造成腐蚀，叶片尖端的速度必须限制在90米/秒。随着风轮机变高和叶片变长，转子的速度变慢，叶片必须在更大程度上偏转风向，以便产生相同水平的功率，这将导致风轮机承受额外的力，将增加风轮机的重量和成本。
同时，较长的叶片将变得更加灵活，无法完全控制周围的气流，也无法在极端风况下防止叶片与塔架相撞。
3 大型化影响运输与安装
将风电机组安置在水下的漂浮平台上，通过几根锚索固定在海底的海床上。通常情况下，漂浮平台位于水深30米至60米以上海域处。但目前，漂浮式风电成本是固定桩基式的两三倍，施工难度较大，成本较高。
大型风力发电机组的持续增高不仅受到生产、安装和运营方面问题的困扰，运输方面也同样面临挑战：将叶片和塔架从工厂运输到现场，以及在现场组装风力发电机组，将是一个重大挑战。
根据目前各大船企披露的信息，到2023年，全球预计将新增6艘超大型重型风机吊装船，但市场分析机构指出，新增船舶的数量实际上难以匹配各国海上风电项目的需求，到2026-2027年，全球范围内海上风电安装船短缺问题预计更加严重。
风机的机舱吊装高度与水下基础的重量都随之提升，衍伸出现有的风机安装船的吊挂高度与水下基础安装船的吊装能力无法满足新一代14、15MW的风机。
港口基础设施、巨型安装载体和起重机，也是挑战。
因此，许多沿海国家拥有多个浅海区域和适合发展海上风电的优良风场场地，仍需要考虑风机的生产链、港口设施、安装船的数量和专业技术人员。
风机安装船是昂贵的固定成本，每艘的建造成本在3亿－5亿美元之间，虽然相较于油气产业通用的船只营运成本低，却提高了船只的资产专用性，更不利于船东退出市场或处置资产。当供过于求的时候船东会被迫通过削价竞争的方式来维持营运以分摊固定成本，船东纵使看到市场机会，也不敢贸然出手。
如今，中国近海资源开发相对完善，后续在远海地区可能由国家统一管理。碳中和背景下，预计海面资源会逐步开放，海上风电开发市场空间将进一步拓宽。
随着项目成本管控及运维能力的提升，不少海上风电企业也在谋划向风能资源更为丰富的深海、远海方向发展，研发方向聚焦漂浮式海上风电技术。
相关专家表示，一方面，碳交易机制逐步落地，为海上风电带来新的收益点，风电项目未来可通过出售碳减排量来获取应有的环保经济收益；另一方面，海上风电与海洋牧场融合发展，将实现清洁能源与安全水产品的同步高效产出，可提升风电场开发商整体收益。
