漂浮式风电商业化进展如何？

海风向深远海发展成为未来趋势。近海资源较为饱和+风能利用效率高，海风向深远海发展趋势较为明显。深远海建设漂浮式风电具备成本优势，漂浮式风电前景广阔。

海上风电在深远海发展趋势下，漂浮式是必然方向

海上风电向深远海发展是必然趋势。由于海上风电通常更靠近能源消耗中心且风资源情况优于陆上风电，海上风电步入快速增长期。但由于近海开发资源有限、生态约束强、其他经济活动需求大、场址较为分散，海上风电向深远海发展是必然趋势。相较于近海风电，深远海域具有风资源条件更优、开发潜力巨大、限制性因素少等优势。根据Principle Power统计，全球超过80%的海上风能资源潜力都蕴藏在水深超过40m的海域。随着海上风电从浅近海走向深远海，基础形式从重力式、多脚架、高桩承台、单桩，逐渐演变为导管架基础、漂浮式基础。从经济性角度出发，当水深大于60m时，多采用漂浮式。

自2009年由挪威Equinor公司开发的全球首台兆瓦级漂浮式海上风电样机安装以来，葡萄牙、日本、英国、法国、西班牙、韩国、挪威、中国等国先后投运了漂浮式海上风电项目。据我们不完全统计，截至2022年，全球累计共有202.55MW漂浮式风电项目投运，其中英国/挪威/葡萄牙分别累计投运80/66/27MW,占比39%/33%/13%。已投运的漂浮式风电项目中，浮式基础有单桩式、半潜式、驳船式三种，占比分别为52%、46%、2%。

漂浮式风电蓄势待发，远期规划目标达44GW+

据已披露项目，2023-2025年已有530MW确定性漂浮式风电项目将投运，装机规模及单机容量相较历史均有一定提升。目前全球最大的漂浮式海上风电项目Hywind Tampen已于2022年投运7台单机容量为8.6MW的风机，剩下4台预计2023年投运;我国首个商业化漂浮式海上风电项目——中电建万宁漂浮式海上风电试验项目一期工程已获批核准，进入实施阶段。

目前多国已宣布漂浮式装机规划。截至2030年，欧洲累计漂浮式风电装机规模或超20GW，韩国累计规模或达9GW。截至2035年，美国累计漂浮式风电装机规模或达15GW。

根据我们预测，2022-2025年期间全球漂浮式新增装机为0.1GW、0.2GW、0.3GW、1.2GW，其中韩国、意大利、中国新增装机规模位列前三，分别为700MW、256MW、234MW。预计2030年全球漂浮式新增装机将达7.9GW，2022-2025年、2025-2030年全球新增漂浮式装机年复合增速为175%、45%。

2025年漂浮式风电建设成本有望降至2.3万元/kw。深远海趋势下漂浮式风电是风资源开发的关键，经济性为核心制约因素，分结构来看：1)风机机组：我们预计风机单体容量将从2021年的5-6MW增长至2025年的16-18MW，大型化可降本约40%，降本后占比约18%;2)浮式基础：我们认为降低用钢量为降本关键，预计至2025年可降本约60%，占比约27%;3)系泊系统：我们认为短期内使用“配重+轻系泊线”和公共锚点设计为主要降本路径，预计至2025年可降本约50%，占比约20%;4)海缆：我们认为海缆电压等级的提升和附件的国产化为主要降本路径，预计至2025年可降本约30%，占比约9%;5)安装施工：我们认为施工流程规模化为主要降本路径，预计至2025年可降本约60%，占比约22%。

2027年漂浮式风电系泊系统全球市场空间可达48亿元，2023-2027年CAGR达58.04%。核心假设：1)根据GWEC预测数据，2023-2031年全球海上漂浮式风电装机量将从101MW增长至9900MW;2)我们预测建设成本由2023年的4万元/kw逐步降低至2027年的1.8万元/kw，由降本经济性测算我们假设系泊系统成本占比保持19%不变。商业化进程方面：我国海南万宁项目或将成为世界首个商业化项目，目前已完成了清表工作，计划一期200MW将于2025年建成并网，二期800MW将于2027年建成并网。

综合资源端、政策端和经济性来看

综合资源端、政策端和经济性来看，我们认为漂浮式风电有望成为海上风电由近海向深远海转变趋势下的主要发展方向。根据GWEC数据，2030年全球漂浮式风电累计装机量将达到16.5GW，是2020年的近970倍。

1.资源端：全球80%海上风资源位于水深超过60m海域

全球80%海上风资源位于水深超过60m海域，我国深远海与风资源接近浅近海的4倍。

全球：根据《海上漂浮式风机发展调研及分析》，全球80%海上风资源位于水深超过60m海域。

我国：根据《漂浮式海上风电关键技术与发展趋势》，我国深远海域可开发面积约67万平方千米，风电资源开发量约2000GW，接近浅海资源量的4倍。就我国东南沿海地区而言，深远海领域的风能在风速、风功率密度和湍流等方面都比近浅海更具优势。

漂浮式风电突破了水深和海床条件的限制，可以安装至具有强风的x远洋深处，风能利用大幅提升。近海海上风电开发资源有限、生态约束强、其他经济活动需求大、场址较为分散，所用的基础主要为单桩式和导管架式，对水深有严格的要求。漂浮式风电可以突破这种限制，漂浮式基础支撑上部风机，通过系泊系统与海床相连，受水深影响小，摆脱复杂海床地形及地质条件约束，适用范围更广，摆脱了海上渔场、航线的束缚，可获得更多风能资源。

2.政策端：专属经济区有望1-2年内释放200+GW增量

我国从2013年至今相继出台政策，推动海上漂浮式风电技术的技术研发和发展规划。

技术研发：2013年，国家“863”计划支持并启动两个漂浮式风电关键技术研发项目。2016-2018年国家有关部门又相继发布三份文件，要求将深海风能利用提上日程;开展“海上浮式风电机组以及各种基础形式”的技术攻关;研发深海浮式风电机组，掌握远距离水深大型海上风电场设计、建设和运维等关键技术，推进深海风电发展。

发展规划：我们预计我国专属经济区海风近1-2年有望释放200GW+资源量。根据中国电建(7.320,-0.14,-1.88%)华东勘测设计研究院的统计，短期内按照大部分省份开发到离岸100km，江苏、广东、浙江等省份开发到离岸120-140km的范围，我们保守估算专属经济区内近1-2年有望释放200GW+资源量;中长期伴随技术进步降本的实现和更远区域(离岸150-400km)的开发，我们预计可开发资源体量空间能够更上一个大的台阶。

3.经济性：单机容量、单体规模的提升和技术进步为降本主要抓手

理论上，当水深超过60m后，漂浮式风机将比固定式风机更具经济优势。1)根据《海上漂浮式风机关键技术研究进展》数据，当水深超过60m后，漂浮式海上风机将比固定式海上风机更具有工程经济性，并随着水深增加而愈加凸显经济优势。2)漂浮式风电可以与其他应用结合，促进其他行业发展。例如对远洋油气开采平台、可燃冰开采平台、海底矿能开采设施等提供就近的电力输送，将漂浮式风机与远洋养殖业相结合可以为远洋养殖鱼箱提供主体结构的同时也为相关设备提供电力，将漂浮式风电与制氢结合可以避免电力的远距离输送问题。

经济性是漂浮式风电能否商业化的关键，由于尚未形成产业规模，目前单位造价约4-5万元/kw，高于固定式海上风电，未来有较大降本空间。

目前单位造价：1)国外：根据Equinor数据，2022年建成的Hywind Tampen作为全球上首个商业化运行的漂浮式风电场，对应的投资成本约4万元/kw;2)国内：根据《专属经济区，中国海上风电发展的下一阶段》和海装“扶摇号”环评报告，我国目前已经建成投运的漂浮式风电项目三峡“引领号”单位造价为44364元/kw，海装“扶摇号”单位造价为48387元/kw。

造价的原因：1)浮体建造、吊装拖航施工以及动态电缆的制造和施工等浮式海上风电特有的环节尚未形成产业规模。2)漂浮式风机大多处于示范和试点阶段，单件制造成本较高。3)目前漂浮式风电样机设计相对保守，冗余度较高，进一步增加了建造成本。

现在只是小试牛刀，“十五五”期间才是大看点

虽然现在漂浮式海风还没有大规模产业化，但未来规模可期。根据中国对海风的规划，海风资源规划空间400GW，其中近海100GW，深远海300GW，而目前中中国海风累计装机量约30GW，发展空间超过10倍。

根据GWEC测算，十四五期间全球漂浮式海上风电项目新增装机约达到1GW，中国预计能达到200MW。十五五期间全球预计能达到约10GW，中国预计在十五五期间预计可以达到3GW。最近的项目是2022年12月海南万宁100万千瓦漂浮式项目开工启动。

成本方面，目前固定式海风的收益率约6%，近海中国已非常成熟，深远海示范项目成本都比较高，目前漂浮式海风造价约是固定海上风电的4倍，其中成本占比最高的是浮体，占比约30%;其次是系泊系统，占比约20%;然后风机占14%;海缆占6%。

漂浮式风电从目前看还是远期故事。与光伏钙钛矿类似，技术发展的不确定性、成本能否快速下降是市场需要关注的核心。