电气风电吴改：海上风电下半场，开启“全价值链竞争”

当“深远海”与“市场化”——两大时代命题相撞，海上风电即将开启考验企业硬实力的“下半场”。

随着近海资源日趋饱和，在“单30”政策引导下，产业加速迈向深远海。面对空间、送出、消纳“三大瓶颈”日益凸显，建 设成本高、运维挑 战巨大、投资回报周期延长等现实压力，突破技术与成本的双重约束，成为横亘在全行业面前的共性难题。

与此同时，“136号文”一举掀翻旱涝保收的“保量保价”旧规则，开启电价全面市场化的时代。在实时波动的电价之下，传统“多发电、多收益”的运营逻辑已被颠覆，精准预测并捕捉电价高位高价，发出高价值的“黄金电”成为新的市场准则。

这意味着，海上风电的“下半场”的竞争焦点已从依赖资源的“跑马圈地”，彻底转向考验资产全生命周期运营能力的“精耕细作”。

上海电气风电集团副总裁吴改表示，在这一深刻变革下，海上风电的竞争维度已然升维。它不再是单一设备的价格或发电量比拼，而是涵盖前沿技术攻关、复杂系统集成、全生命周期成本优化以及产业生态协同的“全价值链竞争”。政策驱动与市场选择共同倒逼整机企业必须超越传统的“设备供应商”角色，修炼“全维度系统能力”。

筑牢根基：从“高可靠”到“极致可靠”

在吴改看来，对于制造企业而言，修炼“全维度系统能力”的第一步，在于锻造风机的极致可靠性。

业界共识，深远海风电与近海风电的开发难度不可同日而语。随着水深及项目离岸距离的增加，环境风险敞口呈指数级扩大。

业内人士称，“在水深30m的环境中，海上每年有接近200天的施工窗口期，但水深若增加至60m，那么施工窗口期将锐减至110天。这意味着，原先2年可建完的项目，一旦切换至深远海环境，建设周期将延长至3年，甚至4年。”

与此同时，与建设周期一并拉长的，还有翻番的建设成本、管理成本，乃至运维成本。

有数据显示，当前深远海固定式风电单位千瓦造价成本约为1.2万元～1.5万元，漂浮式风电成本则高达4万元～5万元。其中，运维成本约占总成本的30%，且故障修复周期是陆上的3—5倍。

“这已经属于乐观估计，实际上，深远海的运维可达性较之相比，更为严峻。当机组离岸距离为30km时，我们出海运维单程只需要1小时，然而，若离岸距离增加至100km以上，出海往返一趟就得占用一整天，且白天绝大多数时间耗在海上，有效运维时间少之又少。”上述业内人士强调。

高初始投资，高环境风险以及低运维可达性，使得深远海风电更追求“一次做对”的高可靠。据测算，海上风电项目如出现批量部件更换，投资或将增加1000元/kW以上。

更关键的是，随着136号文的出台，实时波动的市场电价进一步放大了机组可靠性不足的风险。

在风电运营进入“巧发电”的收益导向时代，机组一旦非计划停机，不仅会产生巨额的维修成本和电量损 失，还将错失电价高位运行的收益窗口，造成“故障损失+机会成本”的双重损耗。以江苏500MW海上风电项目为例，电价每下降0.03元/W，将导致全投资收益率下降1.1~1.2%。

基于此，吴改强调，在波动电价和深远海开发的双重极限“压力测试”下，海上机组必须从“高可靠”升维为“极致可靠”。唯有如此，方能穿越成本迷雾、抵御市场风险，构筑可持续发展的终极护城河。

电气风电对海上机组品质的坚守，早已在十五年的征程中，如基因般深植于企业血脉。自2010年，首台3.6MW海上风电机组亮相东海大桥风电场以来，电气风电已在中国海域留下13GW的装机足迹。

“13GW的海上风电中长期运行数据，正是电气风电筑牢机组极致可靠的核心根基。”吴改说，“依托国内最大、最全的海上数据库，电气风电深度贯通技术研发与产品迭代全过程，通过数据驱动的研发模式，实现了从运行反馈到技术升级的完整闭环。”

在产品设计与验证环节，电气风电通过分析不同海域的风浪特性、环境腐蚀等运行数据，可持续优化机组的环境适应性。“基于传动链智能预警和诊断系统，我们具备提前6个月的故障预警能力，这为传动系统的可靠性设计提供重要依据；我们叶片多模态监测准确率可达到90%以上，为叶片气动性能和结构优化提供了数据支撑。通过细节优化与系统优化的相互迭代，我们的海上半直驱平台能够在保持可靠性的同时，持续提升发电性能。”吴改解释道。

在测试验证环节，电气风电则在精准复现实际运行工况的情况下，实现“测试数据与运行数据双向校准”。 依托全面布局的测试基地（如配置全球最大容量整机全功率多自由度试验平台的滨海测试基地）、样机试验基地（如汕头、临港试验基地）等，电气风电构建起覆盖“材料-部件-系统-整机-风场”的五级测试验证体系，并在此闭环中实现了设计验证能力的持续迭代。

在供应链生态方面，电气风电积极联合上下游，通过战略采购、联合研发及全生命周期成本管控，提升整体抗风险能力。“开放协同的供应链体系，是‘好品质’最终得以落地生根的土壤。我们与合作伙伴充分共享测试验证数据，共同完成数百项样机测试，我相信，只有全行业共同识别并规避潜在技术风险，将问题解决于量产之前，才能为实现全生命周期的可靠性奠定基础。”吴改补充道。

谋定未来：从“制造能力”到“系统能力”

进入竞争下半场，企业不仅需锤炼基本功，更须修炼 深厚内功 。

吴改强调，在深远海叠加市场化的双重考验下，海上风电的竞争焦点已不再是孤立的设备技术参数，而是对抗恶劣海况的可靠性、适配场景的输电方案与智能化运营体系的综合实力。

一方面，受航道规划、生态环保等多重约束，输电廊道与登陆点资源日趋紧张，采用集约化、高经济性、高可靠性的新型输电技术，已成为深远海风电可持续发展的关键突破口。

针对输电环节的核心痛点，电气风电早于行业布局柔性直流、低频输电等关键技术。吴改介绍，公司曾参建亚洲首个海上风电柔性直流输电项目——三峡如东 H6/H10柔性直流输电工程，该项目成功并网不仅验证了远海电能高效输送的技术可行性，更奠定了电气风电在远距离输电领域的技术积累与实践优势。

另一方面，传统运维模式因作业窗口期短、海上可达性差等因素制约，同样难以适应复杂环境与高效率要求。与此同时，在电价全面市场化背景下，为提升发电经济性、捕捉高价值电力交易窗口，行业面临从“运维”到“精细运营”的能力跃迁考验。

围绕运营体系，电气风电开始修炼“全维度系统能力”。针对深远海场景，电气风电已构建“装备+技术+平台”三位一体的智能运营体系。

在核心装备层面，电气风电率先引入“至诚60”“至臻100”两艘亚洲首制运维母船。相较于传统交通船，运维母船将作业窗口期提升超50%，在恶劣海况下，从进入风电机组500米范围到安全接送人员完成作业，平均耗时仅25分钟，单日可服务至少24台风电机组。

在平台建设层面，电气风电以AI大模型为核心，通过打造WindSeek AI协同平台，构建了覆盖“预测-巡检-决策-执行”的全链条智能运营能力。大模型不仅实现运维模式从被动“故障维修”向主动“预测性维护”跨越，同时，借助AI平台，电气风电将风电资产从单纯的发电设备，升级为可预测、可优化、收益持续提升的“精密资产”。

电气风电方面表示，通过融合气象数据、极端工况模拟、电价波动预测、机组动态调载及部件延寿管理等关键因子，WindSeek AI平台可实现发电策略的动态适配：高电价时段推动机组“能发尽发、稳发满发”，最大化收益；低电价时段切换至柔性运行模式，平衡发电收益与设备寿命；同时智能规划维护窗口，避开高收益时段，避免发电损失。

值得一提的是，在深远海风电竞争日趋激烈的“下半场”，精细化运营的内涵仍不断深化：它不仅依赖于智能化技术的赋能，更聚焦于以“风电+”为核心的多能互补模式创新与系统集成能力突破。

展望未来，随着能源系统加速向融合化、场景化方向演进，风电、光伏、储能等多元能源的协同价值愈发凸显。在这一趋势下，具备全产业链整合与多能耦合能力的企业，无疑具竞争韧性。

“上海电气依托覆盖‘风、光、储、氢、网、荷’的全产业链布局，以及从零碳园区、深远海制氢到漂浮式风渔融合等一系列标杆项目的系统集成实践，已逐步构建起‘风光储’深度协同的技术体系与模式优势。这也是我们有底气最终赢下‘下半场’的关键支撑。”吴改最后总结道。