本文来自：平安研究 作者：皮秀

摘要

资源禀赋决定漂浮式海上风电大有可为。深远海的区域面积大、风资源好，可开发潜力大；研究显示，全球大部分风资源位于水深超过60米的海域。在迈向深远海时，传统的固定式基础海上风电在技术和经济上面对的挑战增加，水深越大，固定式海上风机基础的材料用量越多，且施工难度也会提升；一般认为，当水深超过60米，漂浮式技术方案较固定式更为适用。

仍处发展初期，示范项目投产节奏加快。2009年以来，漂浮式海上风电已经通过多个样机和小型试验风电场的验证，证实了技术的可行性，目前漂浮式海上风电基础技术方案仍未定型，新的技术方案持续涌现。截至2021年底，全球已经投运的漂浮式海上风电场共3个，均属于试验性质的小型风电场，合计规模约105MW；由挪威国家石油公司Equinor投资的首个商业化项目Hywind Tampen将于2022年投运，未来两年将有多个小型漂浮式风电场投入运行。2021年国内首个漂浮式海上风电平台“三峡引领号”在广东阳江投运，后续还将有多个样机投运，国内企业的入场有望加速全球漂浮式海上风电的发展。

降本空间较大，商业化发展可期。尽管成本依然较高、商业化尚需时日，漂浮式海上风电具有较清晰的降本路径，单体规模的提升和单机容量的增加被认为是漂浮式海上风电降本的重要抓手。基于海洋工程和固定式海上风电的积累，漂浮式海上风电具有较好的供应链基础，未来具备快速降本的潜力，近期主要国家海上风电项目用海权招标情况也反映了海上风电向漂浮式发展的趋势。按照全球风能协会的预测，从2026年开始，漂浮式海上风电进入新增装机达到GW级的商业化阶段，欧洲、中日韩和美国将主导全球漂浮式海上风电市场。

投资建议：漂浮式海上风电的核心制造环节包括风电机组、浮式基础、系泊系统和动态海缆，其中后三者与传统的固定式海上风电差别明显，随着漂浮式海上风电的逐步兴起，这些环节的相关企业有望迎来大的发展机遇。

风险提示：1、漂浮式海上风电的降本速度可能不及预期。2、在迈向商业化的过程中，漂浮式海上风电的发展依赖政策支持，存在政策支持力度不及预期的风险。3、如果采用固定基础的海上风电技术进步超预期，可能延缓漂浮式海上风电的商业化进程。

01

资源禀赋决定漂浮式海上风电大有可为

海上风电全面平价，步入大规模开发阶段。国内方面，从2022年开始，中央财政补贴全面退出，风机的大型化等方面技术进步推动海上风电投资成本的快速下降，参考近期各地海上风电项目EPC招标情况，国内新建海上风电平价项目基本具备合理的投资回报率；海外方面，近两年欧洲新招标的海上风电项目均为零补贴项目。整体来看，当前基于固定式基础的海上风电逐步成熟，步入大规模开发阶段。

海上风电发展已呈现深水化特点，深海风资源更为丰富。海上风电的开发一般是从近海向深远海逐步推进，以欧洲为例，近年海上风电项目的水深持续增大，2020年欧洲在建海上风电项目平均水深36米，预计未来将进一步增加。从资源量的角度，深远海的区域面积大、风资源好，可开发的潜力大；研究显示，全球大部分风资源位于水深超过60米的海域。

国内海上风电开发已经拓展至超过40米水深的区域。目前广东新建的海上风电项目主要集中在阳江近海，三峡青洲五六七、粤电青洲一二、明阳青洲四等大型海风项目均处于在建状态，整体看阳江海上风电的开发已经从近海浅水区向近海深水区延伸，这些项目的平均水深基本达到40米以上。在江苏市场，2022年1月，江苏省发改委发布《关于江苏省2021年度海上风电项目竞争性配置结果的公示》，射阳100万千瓦海上风电项目、大丰85万千瓦海上风电项目、大丰80万千瓦海上风电项目场址中心离岸距离分别达到60km、33km、67km，明显高于已建成常规项目的离岸距离，而离岸化往往对应深水化。

漂浮式助力深远海海上风电开发。在迈向深远海时，传统的采用固定式基础的海上风电在技术和经济上面对的挑战增加，水深越大，固定式海上风机基础的材料用量越多，且施工难度也会提升；一般认为，当水深超过60m，漂浮式较固定式更为适用。此外，漂浮式基础通过系泊系统与海床相连，摆脱了复杂海床地形以及复杂地质的约束，受水深影响小，且同一海域的若干台风机基础可做成标准型式，可以大幅提高建造效率、降低开发成本，运维也较为便利。在全球能源低碳转型的大背景下，基于海上风电的资源禀赋情况，漂浮式海上风电的兴起或许只是时间问题。

02

仍处发展初期，示范项目投产节奏加快

2.1 单台样机大量涌现，技术路线多元

漂浮式基础概念来源于深海油气开发平台，主要包括四大类型。漂浮式海上风电的设计思路很大程度借鉴了油气领域的技术积累，目前漂浮式海上风电的基础类型主要包括四大类，分别是半潜式（Semi-sub）、单柱式（Spar）、张力腿（TLP）和驳船式（barge），这些基础形式在油气领域比较常见。除了基础，漂浮式海上风电动态汉缆等环节的设计也都吸收了海洋油气平台的工程经验。

全球首个漂浮式海上风电样机2009年投产，近年样机推出速度加快。2009年，挪威国家石油公司Equinor率先开展了全球首台海上浮式风机样机实测项目，该项目采用单柱型基础，距离挪威西南海岸线10km处，单机容量2.3MW，水深约200m，总投资约4亿挪威克朗。之后，葡萄牙、日本、法国、西班牙、韩国、中国等国家也纷纷推出漂浮式样机，近期漂浮式样机的推出速度明显加快。

Hywind Demo和WindFloat 1是代表性样机。漂浮式样机主要起技术验证的作用，截至目前，前两个投运的样机Hywind Demo和WindFloat 1运行良好，对应的技术方案已进阶至小型漂浮风电场验证阶段。Hywind Demo是全球首台漂浮式样机，采用立柱式的漂浮式基础，基础内部包含浮力舱和压载舱，浮力舱位于基础的上段，为上部风电机组提供支撑浮力，压载舱位于基础的下段，通过装载水、碎石或高密度混凝土进行压载，使系统重心位于浮心之下。WindFloat 1是全球第二台样机，2011年投运，采用三立柱的半潜式基础，风电机组偏置于其中一个浮体上。

欧洲和东亚是漂浮式样机验证的主要区域。欧洲是漂浮式海上风电发展较早的区域，英国、法国、葡萄牙、挪威等国家均已推出漂浮式样机项目；日本也较早开展漂浮式海上风电样机验证，韩国近年积极跟进，日本和韩国海域水深条件较为适合发展漂浮式海上风电；中国的样机推出时间相对较晚，主要位于水深相对较深的南海区域。结合产业基础、样机推进情况以及水深条件，欧洲、东亚以及美国西部海域可能是未来漂浮式海上风电发展的重点区域。

漂浮式海上风电基础技术方案仍未定型，新的技术方案持续涌现。半潜是目前应用最多的漂浮式样机技术方案，其次是单柱式，但新的技术方案和样机仍在持续涌现，漂浮式海上风电技术路线尚未定型。据统计，目前已推出的漂浮式海上风电基础技术方案超过40种，即便同是半潜，不同的方案在基础结构设计等方面的差异较大。2018年，搭载维斯塔斯2MW风机并配备Ideo设计的FloatGen基础的试验风机投运，这是法国首个漂浮式样机，采用阻尼池的浮式基础方案，未来有望商业化推广；2021年，Tetraspar浮式风电基础示范项目在挪威海域投运，TetraSpar基础是一种带有悬浮龙骨的钢管状结构，具有制造、组装、安装过程精简以及材料成本更低的潜力。这些新推出的基础方案有望推动漂浮式海上风电成本的下降。

2.2 示范性风电场逐步投产，后续投产节奏有望加快

截至目前全球仅有少量的漂浮式风电场投运。截至2021年底，全球已经投运的漂浮式海上风电场共3个，均属于试验性质的小型风电场，合计规模约105MW，分别位于英国和葡萄牙；另外，由挪威国家石油公司Equinor投资的Hywind Tampen项目将于2022年投运，该项目将是全球最大的漂浮式海上风电项目，同时也是全球首个商业化运行的漂浮式海上风电项目。

Hywind Scotland是全球首个漂浮式海上风电场。该风电场是2009年投运的样机Hywind Demo经过多年运行验证之后采用同源技术的试验风电场，共包括5台单机容量6MW的风电机组，于2017年投运。该风电场由Equinor和阿联酋清洁能源投资公司Masdar 合作开发，其中Equinor持有75%股份，Masdar持有25%股份，项目总投资约20亿挪威克朗。根据披露数据，该风电场运行后的前两年平均容量系数达到56%，即年均的利用小时达到4900小时，是英国容量系数最高的海上风电场。

Hywind Tampen将是全球首个商业化运行的漂浮式项目。该项目同样采用Hywind技术方案，包括11台SG 8.0-167 DD风机，总容量88MW；该风电场所发电力主要供给附近的Snorre A/B、Gullfaks A/B/C等五个石油和天然气平台，能够满足这五个海上油气平台每年35%的电力需求。项目离岸140公里，所处水深260-300米，总投资近50亿挪威克朗，计划于2022年三季度投产。该项目得到了挪威政府及部分商业机构较大比例的资金支持。

WindFloat Atlantic是全球首个采用半潜技术的漂浮式海上风电场。在WindFloat 1样机运行多年并经受超过17米高的海浪以及超过40 m/s的极端风速的情况下，全球首个采用半潜技术的漂浮式海上风电场WindFloat Atlantic于2020年7月实现全容量并网。该项目的投资方包括EDP Renewables (54.4%)、ENGIE (25%)、Repsol (19.4%)、Principle Power Inc. (1.2%)，采用3台维斯塔斯8.4MW的机组，合计容量约25MW，通过一条20公里的送出海缆连接至葡萄牙维亚纳堡变电站。该项目是首个获得银行贷款融资（约0.6亿欧元）的漂浮式海上风电项目。

Kincardine是当前单体规模最大、单机容量最大的采用半潜技术方案的漂浮式海上风电场。与WindFloat Atlantic相同，Kincardine项目采用WindFloat 半潜技术方案，但单体规模和单机容量更大。该项目距离苏格兰阿伯丁郡东南海岸约15公里，所处水深60-80米，采用5台维斯塔斯V164-9.5MW漂浮式机组以及一台2MW的试验风机，于2021年10月全容量并网。

未来两年将有多个小型漂浮式风电场投入运行。随着漂浮式海上风电样机及小型风电场的技术方案逐步得到验证，漂浮式海上风电技术成熟度逐步提升，在全球能源低碳转型背景下，漂浮式海上风电的关注度和受重视程度也在提升，未来两年，法国、日本、美国等地的小型漂浮式海上风电场将批量投运，推动全球漂浮式海上风电装机规模的快速提升。以法国项目为例，即将投运的漂浮式风场采用的风机单机容量达到10MW级别，与常见的采用固定基础的海上风电场单机容量基本相当。

2.3 国内已开启样机试运行阶段

国内处于漂浮式样机验证阶段。目前，国内正在实施的漂浮式海上风电项目至少包括三个，分别是三峡阳江示范项目、龙源福建南日岛示范项目和海装风电湛江示范项目，均为采用半潜技术方案的单台样机，其中三峡阳江示范项目（即三峡引领号）已投运，其他两个有望在2022年投运；除了传统的发电央企，中海油等油气巨头未来也有望涉足漂浮式海上风电开发。随着采用固定基础的海上风电基本实现平价，国内漂浮式海上风电的发展进程有望加快。

我国首个漂浮式风电机组已于2021年实现并网。2021年7月，由三峡集团投资建设的国内首台漂浮式海上风电平台——“三峡引领号”在广东阳江海域成功安装并实现并网，该机组位于三峡阳西沙扒三期 400MW海上风电场项目A1区场址内，水深28~32米，场址中心离岸距离30公里。“三峡引领号”采用三立柱半潜式平台，作业时排水量约13000吨，风机安装于其中一个立柱上，通过9根约1000米长系泊缆与9个吸力锚连接定位，最高可抗17级台风。该台机组容量5.5MW，由广东打捞局总包，项目整体造价约2.44亿元。

海装“扶摇号”漂浮式样机即将投运。2021年12月，由中国海装牵头联合中国船舶集团内多家成员单位自主研制的“扶摇号”浮式风电机组浮体平台成功下线，浮体平台采用半潜技术方案，将搭载中国海装6MW级别的海上风电机组，计划于2022年在广东省湛江市徐闻罗斗沙海域完成示范应用。该台样机所处海域水深50-70m，采用9点系泊方案，项目得到工信部等机构资金支持。

龙源电力漂浮式样机工程正在建设过程中。龙源电力漂浮式示范项目依托于福建莆田南日岛400MW风电项目，拟安装单机容量4MW的漂浮式风力发电机组样机1台，所处水深大概35米，采用1回35kV动态电缆与邻近机位的固定式风力发电机组连接，并接入海上升压站。该平台采用半潜式，平面为三角形布置，每个角上设置一个圆柱浮筒，风机坐落在其中一个浮筒上；平台结构由龙源电力和来福士联合设计，双方共享知识产权。该项目将与水产养殖进行融合，计划于2022年完成示范工程建设。

国内样机主要采用半潜方案，且与采用固定基础的大型海上风电场相连。由于海域的水深情况不同，国内正在推进的漂浮式样机主要采用适应水深条件相对较浅的三立柱半潜技术方案。不同于欧洲和日本常见的独立样机的模式，国内推进的漂浮式样机与采用固定基础的大型海上风电场相连，成为大型海上风电场的一个风机单元，有利于降低样机的并网相关成本，同时运行情况具有较好的可对比性；整体来看，国内漂浮式样机验证模式的效率较高，有助于国内漂浮式海上风电后来居上。

03

降本空间较大，商业化发展可期

3.1 降本路径较为清晰，成长潜力较大

技术的可行性已经过较充分的验证，未来降本是关键。从2009年首个样机投运以来，漂浮式海上风电样机验证已经超过10年， 2017年首个漂浮式风电场Hywind Scotland投运，至今已有5年，欧洲在漂浮式海上风电技术验证方面积累了较为丰富的经验，漂浮式海上风电的技术可行性得以证实。近年新的技术方案仍在快速涌现，更多的是出于降本的考虑，以及面对不同的海域环境所作的技术改进；整体来看，高成本是当前制约漂浮式海上风电大规模商业化发展的主要因素，未来降本情况是影响行业发展的关键。

近年欧洲漂浮式海风成本下降明显，Hywind Tampen的投资成本已低至约40元/W。根据Equinor披露数据，2017年投运的Hywind Scotland（30MW）的单位千瓦投资成本较2009年投运的Hywind Demo（2.3MW）下降了70%，2022年即将投运的Hywind Tampen（88MW）较Hywind Scotland（30MW）的单位千瓦投资成本下降40%。Hywind Tampen作为首个商业化运行同时也是规模最大的漂浮式风电场，总的投资规模近50亿挪威克朗，对应的单瓦投资约40元人民币/W，高于当前固定式基础海上风电的造价水平。

单体规模的提升和单机容量的增加被认为是漂浮式海上风电降本的重要抓手，未来降本空间巨大。目前已投运的小型漂浮式风电场主要采用Equinor的Hywind技术方案和Principle Power的WindFloat技术方案。Equinor认为，漂浮式风电场单体规模的增大是降本的关键，这在Hywind Demo（2.3MW）、Hywind Scotland（30MW）、Hywind Tampen（88MW）等实际项目上已经体现；随着单体规模达到200MW以上，漂浮式海上风电的单位投资成本和度电成本有望进一步快速下降。根据Principle Power披露数据，单机容量提升对于漂浮式项目降本效果明显，2011年投运的WindFloat 1样机的单机容量2MW，2021年投运的Kincardine项目单机容量9.5MW，虽然后者单机容量是前者的近5倍，但漂浮式基础的重量不到前者的2倍。以上表明，单体规模的提升和单机容量的增加是漂浮式海上风电降本的核心手段，这与固定式基础的海上风电降本方式类似。目前漂浮式海风仍处于发展初期，单体规模不超过100MW，而深远海风资源较好，更利于机组大型化，因此未来漂浮式海上风电的降本空间巨大。

国内虽然起步较晚，在降本方面可能具备优势。国内首个漂浮式样机在2021年投运，起步相对较晚，但国内具有全球最大的海上风电市场以及竞争力突出的制造产业，通过借鉴欧洲经验并自主创新，国内漂浮式海上风电有望快速进步，且有望复制固定式海上风电的发展轨迹，实现后发先至。从成本的角度，由于漂浮式海上风电主要的制造环节为风电机组（含塔筒）、漂浮式基础及锚链（以钢材或混凝土作为主要原材料），国内相对欧美具有明显的成本优势。按照中国海装的预测，到2025年，国内漂浮式海上风电可能达到相对有竞争力的成本水平，投资成本有望降至2万元/千瓦左右，预计在2030年前后降至与固定式海上风电相当的水平，达到1-1.5万元/千瓦。

蓄势待发，多个国家酝酿大型漂浮式海上风电项目。目前漂浮式海上风电发展相对领先的是欧洲和日本，韩国快速跟进，中国和美国开始布局。在当前能源低碳转型以及能源安全备受关注的背景下，结合当前技术储备情况，漂浮式海上风电呈现加快发展的态势，部分国家推出专项资金以支持漂浮式海风发展，英国、法国、挪威、韩国等国家有望率先推出商业化运行的大型漂浮式海上风电项目。以英国为例，2022年1月，苏格兰皇家地产局（Crown Estate Scotland）宣布了苏格兰海上风电首轮用海权招标结果，17个中标项目的拟开发容量合计24.8GW，其中漂浮式海上风电容量14.5GW，尽管这些项目预留的开发年限较长，仍然反映了海上风电的发展趋势。

全球漂浮式海上风电新增装机有望迎来快速增长。由于漂浮式海上风电技术、产业化、政策等发展环境的快速变化，漂浮式海上风电的发展前景越趋乐观，2020年全球风能协会（GWEC）预测到2030年全球漂浮式海风累计装机达到6.5GW，到2021年，结合产业最新动态，GWEC 已将2030年全球漂浮式海风累计装机预期上调至16.5GW。按照GWEC的预测，从2026年开始，漂浮式海上风电进入新增装机达到GW级的商业化阶段，欧洲、中日韩和美国将主导全球漂浮式海上风电市场。

3.2 制造环节与固定式海风有较明显不同

漂浮式海上风电与固定式海上风电在主设备等方面有明显差别。首先，固定式海风基础为桩基，包括单桩、导管架等形式，而漂浮式海风相对应的是漂浮的基础平台（如半潜式）和系泊系统；第二，固定式海风采用静态海缆，海缆敷设在海底，而漂浮式海风需要采用动态海缆，部分海缆段悬浮于海中。对于风电机组而言，固定式海风的风电机组摆动幅度较小，而漂浮式海风的摆动幅度相对较大，对风机的设计、控制等提出更高要求。由于省去固定式基础的打桩环节，且风机安装可在港口完成，漂浮式海风的施工量相对固定式明显减少。

基于海洋工程和固定式海上风电的积累，漂浮式海上风电具有较好的供应链基础。漂浮式海上风电的核心制造环节包括风电机组（含塔筒）、浮式基础平台、系泊系统和动态海缆。风机方面，供应商与固定基础海上风电的风机供应商重叠，海外仍然以维斯塔斯和西门子-歌美飒为主，国内仍以明阳智能等头部风机企业为主。动态海缆方面，动态海缆系统分为静态海缆端和动态海缆端，两部分由动态海缆-静态海缆连接附件分隔，动态海缆在运行过程中面临大截面、高电压、负荷波动、绝缘老化以及复杂海洋环境导致的力学载荷等耦合性问题，技术难度相对较高；国内开展了多年的海上油气平台用脐带缆的研发，已基本掌握油气用动态海缆的设计技术，可一定程度嫁接至漂浮式海上风电；目前，国内漂浮式海上风电示范项目动态缆供应商主要包括东方电缆等，海外仍然是以耐克森、普瑞斯曼、安凯特三大家为主。浮式平台和系泊系统的供应商与海洋工程基本重叠，国内半潜浮式平台供应商包括中集来福士、黄埔文冲、惠生海工等，系泊系统的供应商包括亚星锚链等。较为完善的供应链体系为未来漂浮式海上风电的加快发展奠定坚实基础。

单位价值量较高，动态缆、系泊系统、半潜浮式平台或明显受益。国内和海外在水深条件、台风等级、项目规模、供应链基础等方面差异较大，可能导致漂浮式海上风电项目的成本结构差异；国内不同样机所处的水深情况、电气连接方式不同，可能导致成本结构也有所不同。参考2021年四季度开始进行主设备招标的中海油深远海浮式风电研究项目，该项目位于中国南海海域，所处水深约120米，样机功率6MW及以上，风电机组、动态缆（含施工）、系泊系统合计的造价约1亿元。按照单机容量6-7MW估算，参考已投运漂浮式项目半潜平台参数，估计以钢结构为主的半潜平台重量达3000-4000吨。整体看，动态缆、系泊系统、半潜浮式平台具有较高的单位价值量，随着漂浮式海上风电的快速发展，这些环节有望迎来战略性发展机遇。

04

投资建议

资源禀赋决定未来海上风电需要向深远海拓展，从技术和经济性角度考虑，漂浮式是深海海上风电开发较优的解决方案。2009年以来，漂浮式海上风电已经通过多个样机和小型试验风电场的验证，证实了技术的可行性；国内开始步入样机试运行阶段，有望推动全球漂浮式海上风电加快发展。尽管成本依然较高、商业化尚需时日，漂浮式海上风电具有较清晰的降本路径，供应链基础较好，未来具备快速降本的潜力，结合主要国家海上风电项目用海权招标情况，我们认为漂浮式海上风电具有巨大的长期成长空间。

漂浮式海上风电的核心制造环节包括风电机组、浮式基础、系泊系统和动态海缆，其中后三者与传统的固定式海上风电差别明显，随着漂浮式海上风电的逐步兴起，这些环节相关企业有望迎来大的发展机遇。

风险提示

1、漂浮式海上风电的降本速度可能不及预期。

2、在迈向商业化的过程中，漂浮式海上风电的发展依赖政策支持，存在政策支持力度不及预期的风险。

3、如果采用固定基础的海上风电技术进步超预期，可能延缓漂浮式海上风电的商业化进程。