海上风电正从补贴驱动迈向平价上网的新阶段。招商银行研究院发布海上风电深度报告指出，我国海上风电投资成本自2011年以来累计下降约82.16%，2023年国内海风项目投资成本约9500-14000元/kW，粤西某400MW项目全投资IRR达8.67%，已具备较好经济性。沿海各省“十四五”海风规划合计新增装机超50GW，预计2024-2025年年均新增并网装机在12GW以上。本文基于报告，系统分析海上风电的平价上网路径与经济性驱动因素。

我国海上风电投资成本经历了从“高成本标杆电价”到“平价时代”的完整周期。2011年至今，海上风电单位千瓦投资成本累计下降约82.16%。2019-2021年因国补退坡前的抢装效应，投资成本一度被推高，但抢装结束后投资成本快速下降至低于抢装前水平。2023年国内海上风电项目投资成本约9500-14000元/kW。以粤西地区某400MW海风项目为例，单位投资总成本约12437.8元/kW，其中风机（含塔筒）3613元/kW、风机基础2592.8元/kW、阵列电缆+送出电缆2652元/kW、升压站等其他配套设施1030元/kW、工程建设成本1250元/kW。按照年发电小时数3200小时、上网电价0.453元/千瓦时、所得税率15%测算，项目全投资IRR达到8.67%，已具备较好的经济性。

表：粤西某400MW海风项目收益率核心参数

参数	数值
装机容量	400MW
单位投资总成本	12437.8元/kW
项目投资总成本	49.75亿元
年发电小时数	3200小时
年发电量	12.8亿千瓦时
上网电价	0.453元/千瓦时
全投资IRR	8.67%

海上风电主机中标价格自2021年抢装后已累计下降约50%，目前基本保持在3000元/kW左右（不含塔筒）。价格下行与两因素有关：一是抢装潮后需求大幅下滑，海风主机厂产能相对过剩；二是海风主机大型化快速迭代降本。2023年国内已有10余款12MW以上海风机型发布，明阳智能推出22MW/310米机型，电气风电、远景能源、东方风电等均推出18MW级以上产品。海风主机大型化使单位千瓦的基础总量和施工成本得到有效摊薄。与此同时，海风安装施工领域的基础和安装船在抢装期间出现阶段性紧缺，抢装结束后产业链迎来过剩，价格走向下行通道。伍德麦肯兹数据显示，海风安装船数量和重型起重船起重能力持续提升，预计基础和安装施工成本将继续下降。

未来海上风电配储要求对项目经济性影响有限。按粤西海风项目约1.2万元/kW的投资成本，配置装机容量10%、连续充放电2小时的磷酸铁锂电化学储能（系统成本基准1.0元/Wh），总投资成本增加约200元/kW，全投资IRR预计下降约0.2个百分点。即使配储比例提升至20%，全投资IRR仍约8.29%，经济性影响可控。若配储比例提升至30%，IRR降至约8.10%，仍高于8%的基准要求。广东、江苏、福建、上海、浙江已出台海风配储政策，随着电化学储能系统级成本继续下降，未来配储容量和时长增加对项目收益率影响有限。若未来储能系统成本从基准降至0.8倍，配储10%时IRR约8.49%，较基准情形改善0.02个百分点。

根据风能协会预测，2025年我国海上风电度电成本有望下降至0.3元/kWh以内，基本实现全面平价上网。未来降本空间主要来自主机大型化、基础与安装施工成本下降、规模化效应三个方向，预计到2030年海风度电成本还有约20%的下降空间。粤西项目敏感性分析显示，投资成本每下降5%，全投资IRR提升约0.6个百分点。随着海风主机价格和基础施工成本继续下行，以及规模效应摊薄非机组成本，海风项目投资成本有望进一步降至10000元/kW以内，推动IRR突破10%。综合地方政府“十四五”海风项目规划、经济性改善和项目招标数据，招商银行研究院预计2024-2025年国内海风新增装机规模（吊装口径）或将分别达到10GW和15GW，年均复合增速约50%。