风电-碳达峰碳中和系列研究之海上风电篇-近海走向深远海-拓宽绿色金融服务生态_26页_4mb

国内海上风电需求在2024-2025年有望保持高景气，"十四五"规划新增装机超50GW，预计未来两年年均新增12GW以上。海上风电成本持续下降，主机和基础安装施工价格仍具下行空间，叠加合理配储对盈利影响有限，全面平价上网可期。行业限制性因素逐步解除，招标数据高增预示增长动力强劲。综合规划、经济性和项目进度，预计24-25年新增装机将达10GW和15GW。

深远海风电将在"十五五"成为新增长极，技术可开发容量约1200GW，是近海的3-4倍。当前国内依赖"单30"政策推动，但尚需专属经济区用海管理办法等政策保障，以实现"统一管理、一站办结"。欧洲经验显示用海权招标、差价合约制度和"风电+油气"协同模式是推动深远海项目成熟的关键。国内需在市场化机制和收益预期间寻求平衡，并探索"海风+"场景拓展收入来源。

产业链将随近海转向深远海发生显著变化：投资施工商将引入油气、船舶、海工及建筑施工类大型央国企；设备供应链新增浮式基础和系泊系统环节，主要由海工企业延伸参与；输配电模式将加速柔性直流输电技术应用，特高压设备企业积极布局。深远海项目面临成本高企（如漂浮式风电投资成本达4万元/kW）、技术积累不足等问题，需通过新材料、创新基础形式、共享锚固方案等降本措施实现经济性突破。预计2030年成本降至15-18万元/kW时具备商业化条件。

政策建议包括：完善深远海风电用海审批机制，建立激励相容的差价合约制度，推动绿电交易机制建设，探索"海风+制氢""海风+海洋牧场"等多场景融合模式。需警惕近海资源饱和后开发难度升级、深远海技术验证周期长、政策不确定性等风险，同时关注海上风电与特高压产业链的协同机会。