漂浮式风电趋势、装机规划、基础技术路线及建设成本分析

海上风电向深远海发展是必然趋势。

一、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%。

二、漂浮式风电蓄势待发，远期规划目标达 44GW+

根据已披露项目，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%。

三、主流漂浮式风电基础技术路线有四种

目前主流的漂浮式风电基础技术路线有四种：单桩式、半潜式、驳船式和张力腿式。由于结构不同，四种漂浮式风 电基础呈现不同的特性：在工作水深要求上，单桩式要求最高；在运动性能适应上，张力腿式运动幅度最小，适应 性最好；在技术成熟度上，国外已有项目应用单桩式、半潜式和驳船式基础，国内则主要使用半潜式基础，张力腿 式成熟度最低；在系泊系统设计及安装难度上，张力腿式难度最高。

漂浮式海上风电由风机塔筒系统、基础系统、系泊系统和电缆传输系统四个子系统组成。相比固定式海上风电，漂 浮式海上风电新增系泊系统以保证风机在海浪、海风等影响下发生移动时，仍能正常工作，同时漂浮式电缆传输系 统改用动态缆，风机塔筒系统也出现创新形式。

四、预计“十五五”期间漂浮式可实现商业化，建设成本达 15 元/W

4.1 目前国内漂浮式项目建设成本在 40+元/W

据 NERL 统计，对比漂浮式海风与固定式海风成本结构占比可知，漂浮式风机成本占比相对较小，而下部结构和基础 成本占比相对较大。以 2021 年美国代表性海风项目成本为例，固定式风电与漂浮式风电成本分别为 3871 美元/KW， 5577 美元/KW。较固定式海风，漂浮式海风成本高 44%。

据公开信息披露，三峡引领号项目总造价为 2.44 亿元，折合单瓦建设成本为 44 元/W。据公开信息披露，海装扶摇 号中动态海缆成本占比达 8.6%，海油观澜号中动态海缆中标价格为 3020 万元，假设海油观澜号中动态海缆成本占比 与海装扶摇号保持一致，则海油观澜号折合单瓦建设成本约为 48 元/W，其中系泊系统、风机塔筒系统成本占比分别 为 7%、13%。

考虑深远海下，发电利用小时数或将提升至 4000 小时以上，预计漂浮式风电建设成本在 15 元/W 时，可以实现经济 性。

4.2 预计 2026-2027 年可实现平价，基础与施工环节为主要降本来源

据 BNEF 统计，海外漂浮式海风建设成本呈快速下降趋势，2019 年已降至 40 元/W。

预计平价下漂浮式风电建设成本需达 15 元/W，现有建设成本较其至少需下降 29 元/W。我们认为成 本下降主要来自于以下几个环节：1）目前基础、施工等其他成本合计占比超 70%，预计随着风机机组大型化、浮体 材料替换（混凝土替换钢材）以及漂浮式项目经验的成熟等，该项成本占比将降至 50%，从现有的 31.2 元/W 降至 7.5 元/W，下降 23.7 元/W；2）预计漂浮式风电规模化应用后，海缆成本占比将维持在 10%+，随风机机组大型化以 及技术成熟，海缆成本从现有的 4 元/W 降至 2 元/W，下降 2 元/W；3）预计漂浮式风电规模化应用后，锚链成本占比 将维持在 10%，随风机机组大型化以及技术成熟，锚链成本从现有的 3.1 元/W 降至 1.5 元/W，下降 1.6 元/W；4）预 计风机大型化也将降低整机成本，风机机组成本从现有的 5.7 元/W 下降至 3.5 元/W，下降 2.2 元/W。

据 GWEC 预测，2026 年漂浮式风电可实现商业化。中电建计划在海南开发 1GW 商业化漂浮式海上风电项目，其中一期 200MW，预计在 2025 年底建成并网，二期在 800MW，预计在 2027 年底建成并网。预计国内漂浮式海风将在 2025-2027 年实现商业化。

4.3 全球风电锚链市场空间保持高增长

我们参照GWEC对海外漂浮式和海风装机预测，假设2022-2025年期间全球海风新增装机为9.1GW、17.4GW、21.1GW、 33.4GW，其中漂浮式风电新增装机为 0.1GW、0.2GW、0.3GW、1.2GW，预计 2025 年全球风电锚链市场空间可达 25 亿 元，2022-2025 年年复合增速为 128%。受益于漂浮式风电新增装机规模快速提升，2026-2030 年全球风电锚链市场空 间年复合增速达 50%。