1）商业化进展：全球已有4个漂浮式风电商业化项目投运，23年1月海南万宁1GW漂浮式风电项目开工。由于近海资源较为饱和，海风向深远海发展趋势明显，水深超过60m时漂浮式风电具备成本优势。目前全球已有4个商用漂浮式风电场投运，合计容量约250MW，均位于欧洲。2023年1月，全球最大的海南万宁1GW漂浮式风电场开工，一期200MW项目预计2025年10月实现并网。
2）政策规划：欧洲、美国、韩国漂浮式风电规划量较大。英国、西班牙、葡萄牙等欧洲国家均推出了漂浮式风电的规划，2030年欧洲的规划量合计超过30GW。此外，韩国计划2030年前投产6GW漂浮式风电，美国则计划2035年装机15GW漂浮式风电。据GWEC预测，全球漂浮式风电新增装机量，2025年预计1.05GW，2031年预计9.90GW，2025-2031年CAGR为45.35%。
3）成本与收益率：海南万宁二期项目降本目标为20元/W以下，收益率水平提升明显。根据中国电建海风公司董事长闫建国的采访，海外漂浮式风电项目成本约50元/W，国内样机项目成本约38-40元/W；而万宁一期工程降本目标为25元/W；二期工程降本目标20元/W以下。据我们测算，在建设成本20元/W时，以海南燃煤标杆上网电价上网，IRR为8.94%，收益率较为可观。
4）系泊链：在漂浮式风电成本中占比10%，2030年市场空间有望超百亿。结合三峡引领号、海装扶摇号的系泊链中标数据，系泊链在漂浮式风电的成本占比约为10%。我们预计2025年全球漂浮式风电系泊链市场规模为22.71亿元，2030年有望达到115.68亿元，2025-2030年CAGR为38.49%。
风险提示：原材料价格大波动；漂浮式风电进展不及预期；系泊链技术路径变更；测算具备一定主观性，仅供参考。
（一）漂浮式风电：全球规划+投产加速，海南万宁二期目标降本至20元/W
各省海风规划政策陆续出台，海风招标量快速增长。
海风招标量：由于2021年后并网的海风项目停止补贴，2019-2020年海风招标量较为集中，导致2021年海风招标较为低迷。2022年海风逐步进入平价时代，同时各省海风规划与补贴政策相继出炉，海风招标快速回升，2022年海风招标11.76GW（不含框架招标的10.5GW）。 图片
海风向深远海发展成为未来趋势。
1）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。世界上80%的海上风资源位于水深超过60米的海域。由于近海风电资源相对有限，资源开发趋于饱和，且受限于近海养殖、渔业捕捞、运输航线等用海需求限制。此外，由于深海区域比近海区域的风力更强劲、持续，因此深远海的风能利用率更高，可以最大化利用海上风资源，加大深远海海上风电开发力度已成趋势。
2）上海市对离岸距离50km以上海风项目进行补贴，鼓励海风向深远海发展。2022年11月24日，上海发改委网站发布《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》，将对企业投资的深远海海上风电项目和场址中心离岸距离大于等于50公里近海海上风电项目，根据项目建设规模给予投资奖励，分5年拨付，每年拨付20%，奖励标准为500元/千瓦。
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从2022年海风招标项目来看，已有多个项目离岸距离达到50km以上，水深达到40m以上。
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海风“3030” 规定传言解读：海风向深远海发展成为未来趋势。
1）海风“3030” 规定传言：根据风芒能源，国家自然资源主管部门正在内部征求意见和修正海风“ 3030 ”政策，据传海上风电场址的审批条件将要作调整，新增海上风电项目要从之前的“海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米”变成“离岸距离30km以外或水深在30m以上”。若未来政策落地，则会进一步推进海风向深远海发展。
2）“3030”规定的影响：从已开建项目的情况来看，江苏、广东等传统海上风电大省近海资源开发已基本分配完毕，在建项目也基本上能满足“双三十”规定；海南省虽然海上风电刚起步，但是大部分项目都超过水深30m或离岸距离30km；而辽宁、山东、浙江、福建等地方满足“双三十”要求项目的占比大约在55%及以下。我们认为，首先，“3030”规定能否落地仍有待观察；其次，据我们统计，“3030”规定对目前60%以上的的海风在建项目都不构成影响；最后，我们预计山东、浙江等省份海风在建项目在2023年内会完成装机，影响或较为有限。
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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。由于当水深超过50～60m以后，随着地质勘测成本、水下结构成本、施工成本的提高，固定式风机基础便不再具有经济性，海上风电浮式平台便应运而生。
漂浮式风机主要包括四种技术路径。相较于传统的单桩式（Monopile）与导管架式（Jacket）海上风电，漂浮式海上风电可分为驳船式（Barge）、立柱式（Spar）、半潜式（Semi-submersible）以及张力腿式（Tension-Leg
Platform, TLP）。海上风电浮式平台可最大程度地利用海上风能潜力，不仅开拓了可开发的海域范围，而且开发周期更短、对环境更友好，是未来深远海上风电发展的主要趋势。
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国内漂浮式风电开发加速进行中。
试验项目：目前国内漂浮式风电实验项目有三峡引领号、海装扶摇号、龙源南日岛项目等，均为单个机型的试验项目，其中三峡引领号已于2021年底成功并网，是国内最早投入运营的漂浮式风电项目。
商业化项目：海南万宁1GW漂浮式风电场是全球最大商业化漂浮式海上风电项目，由中国电建进行投资并建设，一期200MW于2023年1月开工，预计2025年并网，二期800MW预计2027年并网。根据中国电建海风公司董事长闫建国的采访，海南万宁一期200MW项目的目标为降本至25元/W，二期800MW项目的目标为降本至20元/W以下。
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全球漂浮式风电快速发展中，欧洲漂浮式风电场已实现商业化投运。
目前全球漂浮式风电示范项目较多，而商业化运营的项目主要有四个，2017年投运的英国Hywind Pilot Plant风电场（30MW）、2019年投运的葡萄牙WindFloat Atlantic 2风电场（25MW）、2021年投运的苏格兰Kincardine风电场（98MW）、2022年投运的挪威Hywind Tampen风电场（94.6MW）。
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欧洲漂浮式风电规划陆续出台，2030年规划量超过30GW。目前欧洲各国陆陆续续出台了漂浮式海上风电的规划，苏格兰海上风电用海权第一轮招标10个中标项目为漂浮式海上风电，容量14.58GW，占比58.72%，可见漂浮式风电在欧洲的进展较为迅速。若我们假设苏格兰、意大利、法国、葡萄牙目前正在规划的漂浮式风电均能于2030年前完成装机，则目前欧洲各国公布的规划中，2030年前漂浮式风电容量可达到30GW以上。
除欧洲外，美国、韩国的漂浮式风电规划也较为可观，韩国计划2030年前投产6GW漂浮式海上风电，美国则计划2035年安装15GW漂浮式风电。
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全球漂浮式风电市场发展前景向好，2025年后新增装机量有望迎来高速增长。据全球风能理事会预测，2025年漂浮式风电新增装机1.05GW，2031年有望达到9.90GW，2025-2030年间CAGR为45.39%。
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漂浮式风电未来降本目标在50%以上，主要降本空间来自基础、系泊系统、施工环节。
1）万宁项目二期降本目标为20元/W以下。据中国电建海风公司董事长闫建国，目前海外漂浮式风电项目的建设成本在50元/W左右，国内的样机项目建设成本约为38-40元/W；而万宁项目降本目标将分为两步实现：一期工程要降本至25元/W；二期工程要达到20元/W以下。
2）未来降本方向主要在基础浮体、系泊系统、施工造价上。根据中国电建总工程师钟耀，以当前国内建成的样机工程来看，基础浮体、系泊系统、施工造价的成本占比总造价的80%以上，存在较大的降本空间。在中国电建的规划目标中，万宁项目分三个阶段开发：样机阶段，通过在浮体、系泊和施工方面的创新优化，将该部分成本占比降低至70%；20万千瓦并网时，上述三个环节的成本降低至60%；项目全容量并网时期，以上三块成本降低至55-50%
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目前漂浮式风电建设成本较高，IRR提升空间较大。
对海南万宁漂浮式风电项目进行IRR测算：根据项目公开资料，海南万宁年均发电小时数4200小时，一期计划建设成本25元/W，二期计划建设成本20元/W，海南燃煤标杆上网电价0.4298元/kWh。计算得出一期项目全投资IRR为0.84%，二期项目全投资IRR为3.79%，相较国内其他固定式海风项目的IRR有较大提升空间，未来降本仍有待推进。
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（二）系泊链：漂浮式风电中成本占比约10%，2030年市场空间有望超百亿元
在已运行的浮式风力发电机组当中，常见的系泊系统分为3类。1）悬链系泊系统(Catenary)，2）张力系泊系统(Taut-Leg)。对于一些特殊的场合，也采用2种系统同时混用的系泊系统，也称为第3种，3）半张力系泊系统(Semi-Taut)。对于悬链系泊系统，比较适合柱状浮式平台和半潜式浮式平台，张力系泊系统比较适合张力腿浮式平台。半张力系泊系统，更适合无需偏航的浮式风力发电机组。
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锚定系统：根据系泊系统、海底条件和载荷的要求，锚定系统也有很多种方式，常见锚定系统及其特点如下。
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单位价值量较高，系泊系统或明显受益。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。
结合海装扶摇号的系泊链中标价格来看，系泊链的成本约为3.58元/W左右，而国内漂浮式样机项目的投资成本为38-40元/W，中海油项目中系泊链及附件的成本占比约为9.43%。系泊链及附件在漂浮式风电的成本占比接近10%。
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