随着近海资源利用趋于饱和，深远海风电成为“十五五”海风增长的主力。招商银行研究院报告指出，我国深远海风能资源可开发容量约1200GW，是近海的3-4倍。当前近海固定式项目初步具备经济性，而深远海漂浮式风电投资成本约4万元/kW，是近海的4倍以上，尚不具备经济性。参考英国成熟经验，用海权招标+差价合约制度+“风电+油气”融合是领先关键。本文基于报告，深入分析深远海漂浮式风电的资源潜力、经济性现状与商业化前景。

近海与深远海的风能资源量级存在巨大差异。根据《中国风电发展路线图2050》数据，我国近海水深5-50米范围内风能资源技术开发容量约5亿千瓦（500GW）。而深远海风能资源可开发容量是近海的3-4倍，约1200GW。世界银行数据显示，全球海上风电技术可开发容量超710亿千瓦，超70%属于深远海水域，目前这些资源的开发利用率不足0.5%。“单30”政策（离岸距离超30公里或水深超30米）推动海风向深远海过渡，预计“十五五”期间水深30-60米、离岸距离30-130公里的海风项目将是增长主力。国内深远海项目开发仍需政策完善——目前“单30”政策仅为行业默许指引，未来需要专属经济区用海管理办法和规划出台，保障深远海项目实现“统一管理、一站办结”。

表：近海与深远海资源潜力对比

区域	风能资源潜力	开发状态
近海（水深5-50米）	约5亿千瓦	已逐步开发，趋于饱和
深远海	约1200GW（近海3-4倍）	尚处示范阶段

深远海漂浮式风电当前尚不具备经济性。近海固定式海风项目投资成本约1.2-1.4万元/kW，平价下全投资IRR可达6%左右，初步具备经济性。而远海深水区漂浮式风电项目投资成本高达约4万元/kW，是近海项目的4倍以上。漂浮式风电成本结构中，浮体结构占比约25%，基础拖运安装约20%，系泊系统约10%，这三项新增成本合计占总投资超50%。风机（含塔筒）仅占约22%，远低于近海固定式项目（约29%）。根据风能协会预测，漂浮式风电项目投资成本需下降至1.5-1.8万元/kW时才初步具备经济性。当前国内已投运的漂浮式风电项目均为单台样机示范，包括“三峡引领号”“海装扶摇号”“海油观澜号”“明阳天成号”和“国能共享号”，尚未实现大规模商业化。

英国是深远海漂浮式风电全球领先者，其经验值得借鉴。英国领先优势主要来自两方面：一是成熟的政策体系，英国皇家地产主导用海权招标，已形成兼顾所有利益相关方的规划方法；政府差价合约制度（CfD）约定15年内按“执行价格”与市场参考价的差额多退少补，稳定投资收益预期。AR6招标固定式海风限价73英镑/MWh、漂浮式海风176英镑/MWh，较AR5显著提高，投资积极性增强。二是“风电+油气”协同效应，漂浮式海上风电基础借鉴于深海油气行业技术积累，油气类企业积极布局深远海风电，反哺技术创新与规划。未来国内深远海风电在用海审批、市场化交易收益保障、“海风+”场景探索等方面需政策支持。

乐观预计国内深远海漂浮式风电项目可能在“十五五”末期实现大规模商业化。根据当前降本速度推算，预计2030年左右漂浮式风电具备大规模商业化条件。降本主要方向包括浮体新材料导入、基础形式创新应用、系泊系统方案设计和共享锚固方案创新，叠加风机大型化升级。国内深远海漂浮式风电有望在2030年左右达到1.5-1.8万元/kW的投资成本门槛。同时，“深远海+”场景（制氢、海洋牧场、能源岛、多能互补）可拓宽项目收入来源、产生协同效应，未来可能成为项目投资的重要附加值。参考英国经验，中国需在专属经济区用海管理政策、政府差价合约或长期购电协议（PPA）、以及“海风+”多场景融合等方面提供政策支持，加速深远海风电商业化进程。