根据彭博新能源财经预测：2015年至2020年的海上风电机组平均单机容量在5.1MW，而2020年至2025年的平均单机容量在6.6MW。

  单机容量更大，意味着风机直径也更大。1983年，海上风电主流风机直径只有16米，1993年约为65米，2003年增加到116米，2013年达到了164米。而如今，GE正在研发的12MW海上风机直径将达到220米。

  从陆地到海上，在张启应看来，海上风电类似生物进化进程一样。因为在海上，风机需要面对更严峻的挑战。

  在海上，风电机组面临的自然条件更加恶劣、多变。海上盐雾会造成机体腐蚀、浪潮增加载荷、海床地形复杂增加建设难度以及远离陆地、极端天气增加的运维成本等。

  大容量机组被认为更适合在海况复杂的地区使用。我国沿海不一样的地区的海床结果差异较大，从松软的滩涂到坚硬的岩石，海床条件不佳，在海上风电场的设计与施工全套工艺流程中，容易遇到风机点位较少的情况。采用大容量机组，能够大大减少设计与施工难度，减少施工投资成本。

  例如，在环渤海地区，海床地质条件复杂、海冰灾害严重等问题会对机组基础造价产生不利影响。采用更大单机容量的海上机型，能够大大减少机组数量，减少以上问题带来的影响。

  丹麦风能咨询机构MAKE在2017年底发布的《全球风机趋势》报告说明，主要风电市场的竞争推动了更大涡轮机和更长叶片的发展的新趋势，特别是在欧洲。

  GE正在研发风机直径达到220米的12MW的海上风电机组。GE全球海上风电工程及首席技术官文森特·谢林斯（Vincent Schellings）告诉eo，目前机组研发进展顺利，样机预计在明年第二季度进行安装。

  文森特•谢林斯介绍，在同样规模的风电场中，使用12MW的风机比使用6MW风机的所需的风机数量少一半，这也就意味能够正常的使用更少的基座、海底缆线等。GE根据中国海域水深25米、硬砂质土、风速9米/秒、规模为400MW风电场的情况做估算，在单桩基础方面，6MW的风机需要的基础重量为626吨、最大直径为7米、每千瓦造价为人民币3151元，12MW需要的基础重量为925吨、最大直径为9米、每千瓦造价为人民币2262元；在吊装方面，6MW风机的周期为143天、每千瓦造价为人民币427元，12MW风机的周期为77天、每千瓦造价为人民币318元。总体上看，能为风场降低的基础和实施工程的成本高达28%，同时有助于降低安装风险。

  安永全球顾问委员会在2015年进行的一项研究就发现，到2030年，海上风电每兆瓦时有望降至90欧元（折合人民币约702.9元）。其中关键的成本措施包括：部署更大的风机以增加风能可降低9%的成本，鼓励更多的竞争可为成本降低7%，保持总量上升和规模化发展可减低7%的成本，供应链优化和物流整合可能会节省3%的成本。

  “中国现在用竞价上网的模式替代固定电价，使得能源的成本快速降低，大型的风机是一种途径。”文森特•谢林斯说。

  我国目前正在推动大容量风机的发展。国家能源局在2016年12月印发的《能源技术创新“十三五”规划》中指出，“十三五期间重点研究 8MW~10MW 陆/海上风电机组关键技术，并且提出实现5-6MW等级大型海上风电机组的安装规范化和机组运维智能化。

  在我国沿海地区，也在全力发展大容量机型。例如，江苏省人民政府在2017年2月发布的《江苏省“十三五”海洋经济发展规划》，明确强调要重点发展具有世界领先水平的6MW以上海上风电机组及关键零部件。山东省2018年5月发布的《山东海洋强省建设行动方案》提到，加强6兆瓦、8兆瓦、10兆瓦及以上大功率海上风电设备研制及使用。

  国内目前具备一定大容量海上风电机组的设计制造能力，但仍处于样机试验阶段，尚未进入规模化生产阶段，初期价格会比较高。水电水利规划设计总院副院长易跃春在2018年12月8日举办的第三届全国海上风电工程技术大会上介绍道，风电机组的价格4MW和5MW大约在6000元左右，6MW以上由于没大批量应用，研发成本比较高，单位造价比较高。

  作为风电机组开发的最后环节，风电机组形式认证特别的重要。风电机组整机的型式认证包括设计评估、型式试验和工厂审查等模块。有风机制造企业人士曾向eo表示，风机必须有型式认证才能并网。但目前国内取得型式认证的大容量海上风机并不多。根据公开信息，目前获得型式认证的机型有获得中国电科院颁发型式认证证书的中国海装H171-5.0MW机组，获得DNV GV颁发型式认证证书的远景能源EN-148/4.5MW海上风机，以及获得中国质量认证中心颁发的形式认证A证的东方风电DEW-G5000海上风机。

  未来容量更大机组，也需要能够承载相当重量的基础，与大容量机组配套的相关设备和技术也有必要进行相应的改进，而这还需要一定的时间。

  “（风机）捕风能力增强同时，需要支撑结构来使其在风中保持平稳。”文森特•谢林斯就12MW的风机曾表示，“当风机尺寸扩大的时候，风机成本上升的速度将比其带来的收益更快。”为解决这一个问题，他和他的团队设计了专门的软件，通过程序处理风机的数据并抵消风产生的强力，并且帮助控制支撑结构的大小和重量。

  此外，有海上风电从业的人说，即便最后风机的价格降下来了，运维管理的降成本空间也不可忽视。他们根据欧洲成熟的海上风电场全生命周期的成本进行过分析，资本性投资支出（Capital Expenditure）和运维管理支出（Operating Expense）在海上风电场全生命周期支出的占比分别为69%和31%。其中，资本性投资支出包括风电机组（33%）、基础（20%）、安装（6%）、电气系统（7%）、项目管理（2%）及其他（1%）费用。该人士指出，目前而言，海上风电在我国尚处于起步阶段，还没有全生命周期而言。

  风机及各部件的可靠性、海上天气、运维人员配置、交通工具以及备件管理等都对海上风电运维管理成本造成影响，如果不采取相关措施加以规范控制不必要的支出，容易增加运维管理的比例。