当前，亚洲、欧洲北海、北美太平洋沿岸等区域都有相关示范项目落地，而其中以亚洲地区的上升空间最大。
亚洲市场空间广阔
能源咨询公司伍德麦肯兹指出，浮式海上风电正在成为亚太地区新的竞争市场，中国、日本、韩国等都在打造关键示范和测试项目。近10年来，浮式海上风电仅占亚洲新增发电装机量的6%，随着亚洲加速淘汰燃煤发电，风电有望填补大部分新增发电份额，届时浮式海上风电也将拥有更大发展空间。
与传统固定风电技术相比，浮式海上风电仍处于新生阶段，部署规模受限且装机容量很低，但随着技术不断进步，其市场也将愈发成熟。伍德麦肯兹首席分析师Robert Liew指出：“从长远来看，浮式海上风电会成为亚太风电的代表，因为该地区大部分国家都有海岸线，即使在低风速地区，这一发电技术也可以释放沿海城市的风力资源。”
根据世界银行的最新统计数据，全球海上风电的技术可开发潜力超过71太瓦，其中71%属于较深水域，适用浮式海上风电。“只要开发这其中的1%，就可以满足全球10%的电力需求。”世界银行海上风电高级能源专家Mark Leybourne坦言。
保障和风险管理服务公司DNV也作出了浮式海上风电发展强劲的预期，称其将在能源系统脱碳过程中发挥重要作用，预计到2050年，浮式海上风电的装机容量将从现在的100兆瓦，猛增至250吉瓦，届时将占全球电力供应的2%。
高成本是产业发展壁垒
“新增1.56吉瓦的浮式海上风电装机，需要至少投入80亿美元，如果亚洲地区初期考虑增加9吉瓦装机，总投资可能高达580亿美元。”Robert Liew强调。截至目前，浮式海上风电每兆瓦时的发电成本是固定式海上风电平均成本的2倍左右，这意味着只有令成本降至颇具竞争力的水平，浮式海上风电才能大有可为。
据了解，浮式海上风电成本高昂的一大原因是基础设施建造花费不菲。安装浮式海上风机需要重量达数万吨的钢或混凝土，而受制于天气和环境因素，安装时间可持续半年之久，可谓耗资、耗时、耗力。
Robert Liew表示：“为确保浮式海上风电的长期可持续性，成本和电价必须大幅度下降，至少具备与新建天然气发电竞争的实力。”他补充称，当前全球运行中的浮式海上风电示范机组装机量只有21兆瓦，随着亚洲国家积极布局，预计2025-2030年间，亚洲浮式海上风电平均资本支出有望下降约40%，至260万-400万美元/兆瓦。
根据日本的官方数据，在日本海域投建浮式海上风电项目，只有将资本支出从目前的1000万美元/兆瓦降至400万美元/兆瓦，才可能实现商业化。相比之下，日本固定式海上风电的平均资本支出约为200万-300万美元/兆瓦。
如何破解高成本困局成为浮式海上风电规模化的最大挑战。DNV指出，浮式海上风电成本节省的关键包括引入更大型的涡轮机、创建更大规模的风电场、进行重大的技术创新、建立具有高度成本竞争力的供应链，预计到2050年，浮式海上风电的平均成本有望下降约70%。
中日韩探索政策突破
事实上，亚洲国家对浮式海上风电的发展予以了很大的政策支持和鼓励，这促使可再生能源开发商愿意涉足其中，进而吸引更多投资。
以中国为例，近年来海上风电并网规模持续增长，也逐渐向深远海发展，加快深远海资源的规划和开发。
据龙源（北京）风电工程设计咨询有限公司高级工程师周全智介绍，浮式海上风电技术目前在国内没有项目经验可循，国外成熟技术也不多且具有一定垄断性。对此，业内普遍呼吁出台适用于深远海区域海上风电的建设管理办法，加大对深远海海上风电技术创新的支持力度，并出台针对深远海海上风电补贴政策、财税优化政策，推动深远海海上风电实现平价化可持续发展。
日本和韩国也在探索自己的浮式海上风电发展之路。据日本官方测算，日本风电潜力高达1880吉瓦，其中1600吉瓦在水深大于100 米的海上。去年6月，日本首次启动浮式海上风电招标，为了鼓励发展，浮式海上风电项目可享受上网电价补贴，最低装机要求为16.8兆瓦，补贴后的电价设定为36日元/千瓦时（约合0.34美元/千瓦时）。
韩国则通过优化项目审批程序、简化大型海上风电项目选址、优先获得高比例可再生能源证书等鼓励措施发展浮式海上风电。目前，韩国正在建设中的浮式海上风电项目总装机量超过2吉瓦，是全球规划中装机规模最大的浮式海上风电项目。
Robert Liew表示，亚洲国家积极布局浮式海上风电项目，将有助于该领域成本的快速下降。
