當前，亞洲、歐洲北海、北美太平洋沿岸等區域都有相關示范項目落地，而其中以亞洲地區的上升空間最大。

亞洲市場空間廣闊

能源咨詢公司伍德麥肯茲指出，浮式海上風電正在成為亞太地區新的競爭市場，中國、日本、韓國等都在打造關鍵示范和測試項目。近10年來，浮式海上風電僅占亞洲新增發電裝機量的6%，隨著亞洲加速淘汰燃煤發電，風電有望填補大部分新增發電份額，屆時浮式海上風電也將擁有更大發展空間。

與傳統固定風電技術相比，浮式海上風電仍處于新生階段，部署規模受限且裝機容量很低，但隨著技術不斷進步，其市場也將愈發成熟。伍德麥肯茲首席分析師Robert Liew指出：“從長遠來看，浮式海上風電會成為亞太風電的代表，因為該地區大部分國家都有海岸線，即使在低風速地區，這一發電技術也可以釋放沿海城市的風力資源。”

根據世界銀行的最新統計數據，全球海上風電的技術可開發潛力超過71太瓦，其中71%屬于較深水域，適用浮式海上風電。“只要開發這其中的1%，就可以滿足全球10%的電力需求。”世界銀行海上風電高級能源專家Mark Leybourne坦言。

保障和風險管理服務公司DNV也作出了浮式海上風電發展強勁的預期，稱其將在能源系統脫碳過程中發揮重要作用，預計到2050年，浮式海上風電的裝機容量將從現在的100兆瓦，猛增至250吉瓦，屆時將占全球電力供應的2%。

高成本是產業發展壁壘

“新增1.56吉瓦的浮式海上風電裝機，需要至少投入80億美元，如果亞洲地區初期考慮增加9吉瓦裝機，總投資可能高達580億美元。”Robert Liew強調。截至目前，浮式海上風電每兆瓦時的發電成本是固定式海上風電平均成本的2倍左右，這意味著只有令成本降至頗具競爭力的水平，浮式海上風電才能大有可為。

據了解，浮式海上風電成本高昂的一大原因是基礎設施建造花費不菲。安裝浮式海上風機需要重量達數萬噸的鋼或混凝土，而受制于天氣和環境因素，安裝時間可持續半年之久，可謂耗資、耗時、耗力。

Robert Liew表示：“為確保浮式海上風電的長期可持續性，成本和電價必須大幅度下降，至少具備與新建天然氣發電競爭的實力。”他補充稱，當前全球運行中的浮式海上風電示范機組裝機量只有21兆瓦，隨著亞洲國家積極布局，預計2025-2030年間，亞洲浮式海上風電平均資本支出有望下降約40%，至260萬-400萬美元/兆瓦。

根據日本的官方數據，在日本海域投建浮式海上風電項目，只有將資本支出從目前的1000萬美元/兆瓦降至400萬美元/兆瓦，才可能實現商業化。相比之下，日本固定式海上風電的平均資本支出約為200萬-300萬美元/兆瓦。

如何破解高成本困局成為浮式海上風電規模化的最大挑戰。DNV指出，浮式海上風電成本節省的關鍵包括引入更大型的渦輪機、創建更大規模的風電場、進行重大的技術創新、建立具有高度成本競爭力的供應鏈，預計到2050年，浮式海上風電的平均成本有望下降約70%。

中日韓探索政策突破

事實上，亞洲國家對浮式海上風電的發展予以了很大的政策支持和鼓勵，這促使可再生能源開發商愿意涉足其中，進而吸引更多投資。

以中國為例，近年來海上風電并網規模持續增長，也逐漸向深遠海發展，加快深遠海資源的規劃和開發。

據龍源（北京）風電工程設計咨詢有限公司高級工程師周全智介紹，浮式海上風電技術目前在國內沒有項目經驗可循，國外成熟技術也不多且具有一定壟斷性。對此，業內普遍呼吁出臺適用于深遠海區域海上風電的建設管理辦法，加大對深遠海海上風電技術創新的支持力度，并出臺針對深遠海海上風電補貼政策、財稅優化政策，推動深遠海海上風電實現平價化可持續發展。

日本和韓國也在探索自己的浮式海上風電發展之路。據日本官方測算，日本風電潛力高達1880吉瓦，其中1600吉瓦在水深大于100 米的海上。去年6月，日本首次啟動浮式海上風電招標，為了鼓勵發展，浮式海上風電項目可享受上網電價補貼，最低裝機要求為16.8兆瓦，補貼后的電價設定為36日元/千瓦時（約合0.34美元/千瓦時）。

韓國則通過優化項目審批程序、簡化大型海上風電項目選址、優先獲得高比例可再生能源證書等鼓勵措施發展浮式海上風電。目前，韓國正在建設中的浮式海上風電項目總裝機量超過2吉瓦，是全球規劃中裝機規模最大的浮式海上風電項目。

Robert Liew表示，亞洲國家積極布局浮式海上風電項目，將有助于該領域成本的快速下降。