海上风电作为当前全球清洁能源转型的核心方向之一，具备资源稳定性高、开发规模大、碳排放强度低等优势，全球范围内各国都在加快海上风电布局，项目储备规模持续增长，中国已经成为全球最大的海上风电市场，深远海开发打开了新的增长空间，产业链也在技术升级过程中涌现出多个结构性投资机会。

一、全球海上风电发展格局

1.1 全球市场供需特征

1.1.1 装机规模与区域分布

当前全球海上风电发展呈现装机短期波动、中长期增长确定性较强的特征，受供应链调整、项目审批周期拉长、部分地区政策衔接断层等因素影响，2024年全球并网装机出现阶段性下滑，但各国中长期能源转型目标下的项目储备仍保持快速扩张，不同区域市场的发展进度差异较大，核心市场主体的新增装机规模可以清晰反映当前全球竞争格局。数据来自全球风能理事会，口径一致可横向对比。

表1 2024年全球主要市场海上风电新增并网装机容量

区域/国家	新增并网装机容量（GW）	全球占比（%）
中国	4.04	62
英国	1.2	15
德国	0.72	9
法国	0.64	8
荷兰	0.16	2
日本	0.08	1

中国占比超过六成，是全球最大的海上风电新增装机市场，欧洲整体新增装机合计2.7GW，占比超过三成，反映出欧洲能源转型加速背景下的稳定扩张节奏，日本、韩国等亚太新兴市场仍处于起步阶段，新增装机规模较小，中长期增长空间仍待释放。

1.1.2 项目招标储备趋势

海上风电项目招标容量反映未来两到三年的并网装机储备，是判断行业中长期增长动能的核心先行指标，行业发展通常遵循“招标-核准-建设-并网”的周期规律，招标规模的增长意味着后续并网装机的增长有充足项目支撑，2024年全球海上风电招标容量创下历史新高，不同区域的招标规模差异反映出各国政策推进节奏的不同，数据来自全球风能理事会，口径统一可对比。

表2 2024年全球主要区域海上风电项目招标容量

区域	招标容量（GW）	全球占比（%）
欧洲	23.2	41
中国	20.1	36
美国	8.1	14
韩国	3.3	6
日本	1.4	2

欧洲与中国合计占比超过四分之三，是全球海上风电项目储备的核心贡献区域，欧洲招标占比超过中国，反映出欧盟2050碳中和目标下，各国加速推进项目审批与开发权拍卖的进展，美国近年来政策补贴落地后，招标规模快速提升，成为全球海上风电新兴增长极，后续增长动能值得关注。

1.2 核心区域发展态势

1.2.1 欧美市场政策驱动

欧洲是全球海上风电产业化起步最早的区域，截至2024年底累计装机超过36GW，占全球的44%，中国累计装机占比达到54%，欧洲位居全球第二。欧洲近年来受能源危机影响，加速摆脱对传统化石能源的依赖，海上风电作为本土可开发的规模化清洁能源，得到各国政府高强度政策支持。2024年英国AR6海上风电补贴额度达到11亿英镑，欧盟批准法国对海上风能项目108亿欧元的支持计划，用以支持2.4~2.8GW的海上风电项目开发，高强度政策支持推动欧洲2024年海上风电招标容量同比增长262%，成为全球招标规模增长的核心动力，验证了欧洲能源转型对海上风电的依赖程度。

1.2.2 亚太新兴市场进展

亚太地区除中国外，日本、韩国是海上风电发展最快的新兴市场，两国都拥有广阔的专属经济区，海上风能资源丰富，本土化石能源匮乏，对清洁能源的需求较为迫切。韩国截至2022年底，已拿到发电许可的海风项目68个，容量达20.7GW，2022年完成99MW海上风电开发权拍卖，2023年完成1431MW拍卖，2024年完成1886MW拍卖，其中包含750MW的首个漂浮式海上风电项目。日本领海面积约为43万平方公里，专属经济区面积达447万平方公里，可开发海上风电规模潜力极大，2021年第一轮拍卖容量1.7GW，2023年第二轮1.8GW，2024年第三轮1.1GW，累计拍卖容量达到4.6GW，2024年日本新增并网装机112MW，累计装机达到0.3GW，整体仍处于产业化起步阶段，中长期增长空间较大，中国台湾地区2024年新增装机933MW，累计装机达到3GW，开发进度领先日本韩国，但受产业链配套不足影响，后续发展仍存在一定不确定性。

二、中国海上风电投资机遇

2.1 国内开发布局空间

2.1.1 沿海省份规划批复

中国海上风电开发已经从近岸浅海逐步转向深远海国管海域，深远海风能资源更稳定，不占近岸土地，开发规模更大，是未来五年国内海上风电增长的核心方向。“十四五”期间国内海上风电规划新增合计68.9GW，启动前期工作的容量达到180.4GW，最新国管海域深远海规划总体量约为230GW，截至2024年底，各省实际已批复的国管海域海风项目容量达148.6GW，不同省份的批复规模受资源禀赋、规划节奏影响差异较大，数据来自各省发改委公开信息汇总，口径一致。

表3 2024年中国沿海省份国管海域已批复海上风电容量

省份	已批复容量（GW）
广东	35.7
上海	29.3
浙江	28
山东	20
广西	13.4
辽宁	6.1
江苏	5.8
河北	5.5
福建	4.8

广东、上海、浙江、山东四个省份合计批复容量超过110GW，占全国总批复容量的七成以上，是国内深远海开发的核心区域，上海批复规模较高，主要得益于其管辖国管海域范围大，电力需求旺盛，开发需求迫切，福建虽然十四五期间启动前期工作的规模超过50GW，但已批复规模仅4.8GW，后续开发释放空间较大，值得持续关注。

2.1.2 深远海开发进度

截至2024年底，中国累计并网海上风电41.27GW，占全球累计装机的54%，风电渗透率达到7.9%，对比深远海已批复的148.6GW容量，仍有超过三倍的增长空间，行业增长的资源储备充足。从核准进度来看，2022-2024年国内海上风电新增核准容量分别为8.5GW、12.1GW、14.6GW，连续三年保持增长，核准容量的增长意味着未来两到三年的并网项目储备持续增加，行业增长动能逐步提升。漂浮式海上风电作为水深超过50米深远海开发的核心技术路线，截至2024年底中国已经建成5个漂浮式海上风电示范项目，累计装机40MW，占全球的14.3%，产业化进程逐步加快，深远海开发面临的水文地质条件更复杂，施工难度更大，项目建设周期比近岸项目长，投资回收周期也相应拉长，一定程度上会影响开发企业的投资节奏，整体进度仍有待观察。

2.2 产业链投资方向研判

2.2.1 成本结构与平价水平

海上风电项目的成本结构直接影响投资收益，根据上海勘测设计研究院有限公司与中国风能协会统计，当前国内海上风电项目的成本结构中，风电机组含塔筒占比42.0%，风电机组基础占比27.3%，其余成本分布在海底电缆、海上升压站、安装工程、输配线路等环节，风电机组和基础合计占比接近七成，是影响项目总成本的核心环节。单位投资方面，江苏沿海成熟开发区域的海上风电项目单位投资已经下降到0.94~1.02万元/千瓦，对比十年前超过2万元/千瓦的水平，降幅超过50%，技术进步和规模效应带动成本持续下行。度电成本（LCOE）方面，2024年全国范围内海上风电LCOE为0.28~0.41元/千瓦时，已经具备平价上网的基础，部分资源条件好的项目度电成本已经低于当地燃煤基准价，不需要补贴即可实现盈利。根据联合国政府间气候变化小组数据，海上风电全生命周期度电碳排放仅有12gCO2/kWh，远低于煤炭、天然气等化石能源，在全国碳市场交易机制逐步完善的背景下，额外的碳收益可以进一步提升项目投资收益率。

2.2.2 技术升级与投资机会

深远海开发推动海上风电技术持续升级，当前核心技术方向包括大兆瓦机组、漂浮式基础、超长距离低损耗海缆三个方向。大兆瓦机组可以降低单位千瓦的基础设施、安装、输配成本，提升风能利用效率，摊薄项目单位投资，近年来国内海上风电机组单机容量持续提升，当前深远海新建项目大多采用15MW以上机型，单机容量提升带动核心零部件的技术要求升级，更长的叶片、更大尺寸的轴承、更高容量的发电机都带来了新的产品需求。漂浮式基础方面，当前全球范围内仍处于商业化示范阶段，2024年全球漂浮式海上风电新增招标容量达到1.9GW，商业化进程明显加速，国内已经完成五个示范项目建设，累计装机40MW，后续随着技术成熟和成本下降，漂浮式海上风电将打开水深超过50米更远海区域的开发空间，当前漂浮式基础的技术路线仍未定型，系泊系统、锚泊基础、动态海缆等核心环节都存在技术升级机会。超长距离海缆方面，深远海项目离岸距离从原来的几十公里增加到上百公里，对海缆的传输容量、抗腐蚀性能、抗拉强度都提出了更高要求，相关生产企业的技术优势将转化为市场份额优势，技术路线成熟速度低于预期的情况下，投资过程中仍需要关注技术落地的进度，避免提前布局带来的产能闲置风险。

核心洞察

1. 中国占据全球海上风电新增装机62%份额，深远海已批复容量超148GW，中长期增长空间明确
2. 全球招标容量创历史新高，欧洲政策驱动增长显著，亚太新兴市场进入起步阶段
3. 大兆瓦与漂浮式技术升级带动产业链结构性投资机会，核心环节优势企业受益明显