2022年起，海上风电项目不再享受国家补贴，沿海省份相继出台了海上风电省补政策，助推海上风电有序走向平价上网。国内陆上风光基地项目加快建设的同时，深远海海上风电基地建设也进入加快速度进行发展时期，示范项目接连实施。近期，国务院支持山东打造千万千瓦级深远海海上风电基地，有望推动漂浮式海上风电进程。

　　券商预测，2022年，全国海上风电吊装容量将从2021年的14.2GW下降至6.5GW，2023年将迎来强劲反弹，2023-2025年年均新增装机有望最高达到每年16GW。随着海风招标的风机功率逐步的提升，风机大型化带来行业的升级机遇，整机厂商间竞争日益激烈，海缆市场需求量将增加。

　　广东、福建、浙江等省份明确了“十四五”期间海上风电基地的发展规划，规划装机量总规模接近100GW。2021年是海上风电项目纳入中央财政补贴最后一年，截至该年年末，国内海上风电累计并网装机量达26.39GW。2022年，地方政府接力海上风电电价补贴政策，广东、浙江和山东出台了省补政策，海上风电的崛起将对传统风电产业链产生全面影响。产业链上游为铸件、主轴、轴承等零部件，中游为整机与相关塔架、海缆等设施，下游为海上风机的安装与运维。近年招标的海上风电项目以6MW-8MW的机型为主，并出现了10MW-12MW的更大功率风机，风机大型化给产业带来升级机遇。

　　据测算，风电整机单兆瓦铸件的用量约为20-25吨，其中轮毂、底座、轴及轴承座、梁等合计约需15-18吨，齿轮箱部件约5-7吨，随着风机向大型化演进，单个风机铸件的用量会上升，而单兆瓦铸件的用量将会降低，预计于2026年单兆瓦铸件用量将达到19吨。另一方面，风机轴承被国外主导，国内主要占据中低端市场，海上风机功率的增加对轴承耐损耗性能提出更高的要求，而海上风电吊装成本远高于陆上风电，对轴承可靠性要求亦更高。功率越大，主轴尺寸增加，企业锻造设备的转换成本越高，因此目前大尺寸风机以铸造主轴为主流。

　　国泰君安证券指出，独立变桨技术是未来风机大型化背景下的发展的新趋势，未来5MW以上的机型有望逐步采用独立变桨技术，独立变桨轴承的结构将从单排、双排、球轴承向承载力更强的三排圆柱滚子轴承转变，单套价值量也会有所提升。

　　从海上风电成本分布来看，包含零部件的风机占比40%、塔筒占11%、海缆占10%、安装费用占20%。整机环节占比最高，2021年前三位海上风电整机厂商市占率超过80%，其他整机厂商纷纷加快了海上风机的研发进程，竞争将更激烈。一方面，具备海上塔筒大规模产能的企业较少；另一方面，为降低物流费用，码头资源对相关企业来说至关重要。

　　海缆是区别海上与陆上风电的重要环节，海缆对防水防腐性、抗压性、绝缘性和防海洋生物能力等特殊性能要求高。据统计，新一批海风项目平均离岸距离较2021年及以前平均增长34%，推动海缆需求提升。海缆重量是陆缆的数倍，需通过码头及专门的海缆敷设船运输，2020年中国沿海港口万吨级及以上泊位有2138个，其中10万吨级以上港口泊位有440个，港口布局能为公司能够带来成本和效率优势。

　　方正证券指出，相比交流输电长距离的电容效应消耗，直流电缆长距离输送容量更大，但需额外建设换流站。而柔性高压直流输电可通过使换流站设备模块化、集成化降低换流站费用，实现输电有效性与经济性的平衡。

　　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。

　　江苏省2021年度海上风电项目竞争性配置结果为，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，超过了已建成常规项目的离岸距离，而离岸化往往对应深水化。

　　在海上风电场迈向深远海之时，采用固定式基础的传统电场在技术和经济性上面临更大挑战，水深风机越大，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，当水深超过60米，业内认为漂浮式比固定式更为适用。

　　漂浮式的基础层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样式，可以大幅度提高建造效率、降低开发成本，运维也较为便利。这与固定式基础的海上风电降本方式类似，单体规模的提升和单机容量的增加亦是漂浮式海上风电降本的核心手段。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。全球风能理事会已将2030年全球漂浮式海风累计装机预期上调至16.5GW，据预测，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。

　　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，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。

　　2021年，中国首个漂浮式海上风电平台，搭载全球首台抗台风型漂浮式海上风电机组，组成“三峡引领号”，在广东阳江海上风电场成功并网发电；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国内首台深远海浮式风电机组“扶摇号”浮体平台成功下线年以来，明阳智能发布“OceanX”双转子漂浮式风电平台；龙源电力漂浮式海上风电融合深海养殖关键研发技术与工程示范科学技术创新项目取得福建省科技厅立项批复，整体的结构设计通过中国船级社审查批准。近期，水电水利规划设计总院召开了万宁漂浮式海上风电100万千瓦试验项目一期工程可行性研究报告评审会议，计划分两期建设：一期工程装机容量20万千瓦，计划于2025年年底前建成并网；二期工程装机容量80万千瓦，计划于2027年年底前建成并网。

　　国务院近日印发文件支持山东全力发展可再次生产的能源，打造千万千瓦级深远海海上风电基地。在全球能源低碳转型的大背景下，漂浮式海上风电的兴起或将成为趋势。

　　漂浮式海上风电的核心制造环节包括风电机组、浮式基础平台、系泊系统和动态海缆。

　　中国海装预测，到2025年，国内漂浮式海上风电可能达到相对存在竞争力的成本水平，投资所需成本有望降至每千瓦2万元左右，预计在2030年前后降至与固定式海上风电相当的水平，达到每千瓦1万-1.5万元。

　　2021年12月，第一批风光大基地项目正式公布，规模总计97.05GW；2022年2月第二批风光大基地规划正式公布，项目总量达455GW，明显高于第一批。2022年一季度，中国东部各省计划招标的已核准和待竞配的海风项目总计超过25GW。

　　国信证券表示，2022年是中国海上风电平价第一年，由于2021年海风招标只有2.79GW，因此预期2022全国海上风电吊装容量将从2021年年的14.2GW下降至6.5GW，但2023年将迎来强劲反弹，新增装机容量同比增长85%，达到12GW，预计2024年海上风电新增装机容量进一步增长至14GW，2025年新增装机容量有望达到18GW。

　　据国海证券统计，截至2022年5月底，全国在建、前期启动海风项目合计规模已超25GW，未来2023-2025年年均新增装机最高有望达到每年16GW，各省市制定的海上风电规划大多为下限目标，预计下半年风机招标量有望达10.7GW，2022年预计将有2.4GW项目实现全容量并网，2023年和2024年分别为6.8GW和8.1GW；综合各省市的真实的情况，2022-2025 年，新增装机容量有望达到40-55GW，平均每年10-13.75GW，考虑到2022年并网量预计不超过5GW，那么平均新增装机量在11.6-16.6GW。

　　按照全球风能协会的预测，到2025年，中国大陆以外的海外市场海上风电新增装机有望达到15.4GW，2022-2025年海外市场新增装机复合增速达到44%。

　　国泰君安证券认为，随着铁、铜等大宗原材料价格步入下降通道，未来海上风电建设招标进程有望进一步加速；原材料在海缆主要成本中占比超过90%，而铜和铝作为最重要的基础材料占比约80%，中国在铜铝材供给方面较为稳定，能够响应招标进程加速带来的大量需求。