海上风电基础（导管架/漂浮式）技术研究

执行摘要

海上风电正经历"由陆向海、由浅到深、由固定基础向漂浮式平台"的结构性迁移，而基础结构是这一迁移的物理载体与成本胜负手。基础约占海上风电场总投资的 16%–34%（深远海场景更高），是仅次于风机的第二大成本项，更是决定一个项目能否进入深远海的"准入闸门"。

本报告对固定式（单桩、导管架、吸力桶、重力式、三脚架）与漂浮式（半潜式、Spar、张力腿 TLP、驳船式）两大基础体系进行了全时间轴、多层次、全球视野的系统调研，核心判断如下：

第一，固定式仍是当下绝对主流，漂浮式是确定的未来主战场。 截至 2024 年底全球海上风电累计装机 83.2 GW，其中单桩基础占欧洲水域已建项目的 80% 以上；而全球漂浮式累计装机仅约 278 MW，尚处商业化前夜。技术成熟度（TRL）上，单桩/导管架已达 9 级（完全商业化），吸力桶导管架 8–9 级，漂浮式半潜式 7–8 级，TLP/驳船式仅 6–7 级。水深是选型的第一约束：≤40m 用单桩、40–60m 用导管架/吸力桶、>60m 必须转向漂浮式。

第二，漂浮式的核心痛点是度电成本（LCOE）过高，但降本路径清晰。 当前漂浮式 LCOE 约 100–150 美元/MWh，是最优固定式市场（已低于 60 美元/MWh）的 2–3 倍。多家权威机构判断，当全球漂浮式累计装机达 20 GW 量级时，LCOE 可降至 40–80 欧元/MWh，逼近固定式水平。降本四大抓手为：机组大型化、半潜式工业化标准化制造、风机—浮体—系泊一体化设计、系泊与动态海缆国产化。

第三，中国已从"近海追随"转向"深远海引领"，"半潜式 + 超高性能混凝土 + 单点系泊"正在形成中国特色技术路线。 从 2021 年三峡引领号到 2024 年明阳天成号（16.6MW，全球单体最大），再到 2025 年三峡领航号（国内首个入级 CCS）与海南万宁 1GW（全球最大商业化漂浮式项目），中国漂浮式示范谱系日趋完整，叠加"十五五"深远海规划与管理办法即将出台，中国有望在漂浮式领域实现弯道超车。

核心风险提示：漂浮式动态海缆可靠性差（行业历史索赔中海缆类占比超 50%）、深远海系泊疲劳、安装船舶/深水港产能瓶颈、政策与电价机制不确定、各机构市场预测口径分歧巨大。

核心行动建议：采取"固定式稳现金流、漂浮式占卡位"的双轨策略，近期立项聚焦半潜式浮体制造、系泊系统、动态海缆三大国产化高弹性环节，绑定海南万宁、广东阳江、福建等深远海示范项目，建立与整机商及开发商的联合研发以切入一体化设计能力。

（决策者读到此处即可获取全部核心信息；技术人员请向下深读。）

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起

全球能源转型与"双碳"目标驱动下，海上风电因其资源量大、利用小时数高、不占用土地、靠近沿海负荷中心等优势，成为各国能源战略的重点。然而近海资源日趋饱和、用海矛盾加剧，叠加大型化机组对基础承载能力的更高要求，海上风电正加速向深远海挺进。在这一进程中，基础结构既是技术瓶颈，也是成本焦点，更是产业链国产化与价值跃迁的关键环节。

对于经纬智汇及其潜在客户而言，理解海上风电基础的技术路线分化、成本演进、竞争格局与商业机会，是判断是否进入该赛道、如何进行技术选型与投资布局的前提。

1.2 核心调研问题

• 固定式与漂浮式各类基础的技术原理、适用边界与成熟度如何？
• 全球与中国的基础市场规模、竞争格局与产业链分布如何？
• 漂浮式商业化的核心瓶颈是什么？降本路径与时间窗口如何？
• 中国在该领域处于什么位置？有哪些可切入的高价值环节与商业机会？
• 面向决策的技术选型、投资判断与行动路径建议是什么？

1.3 调研范围界定

• 技术范围：海上风电固定式基础（单桩、导管架、高桩承台、重力式、吸力桶、三脚架）与漂浮式基础（半潜式、Spar、TLP、驳船式及新兴混合式），以及系泊系统、动态海缆、安装工艺等配套技术。
• 地域范围：全球视野，重点覆盖欧洲（英、德、丹、挪、法、葡、西）、中国、美国及日韩等亚太新兴市场。
• 时间范围：全时间轴（2009 年首台样机至今的发展脉络 → 2024–2026 最新现状 → 2030/2050 趋势展望），重点关注 2024–2026 年最新动态。

1.4 调研方法说明

本报告综合采用多源信息交叉验证：权威行业组织报告（GWEC、IEC、DNV、IRENA）、各国政府与监管文件（中国国家能源局、自然资源部，英国 Crown Estate，美国 BOEM）、企业公告与年报（明阳、金风、三峡、Equinor、Principle Power、BW Ideol）、同行评议学术文献（ScienceDirect、MDPI）、专利数据库（PatSnap、EPO-IRENA）及主流行业媒体。所有关键数据均标注机构与年份，并对存在口径分歧的预测数据予以明确提示。

02 · 技术现状全景：基础结构的演进与原理

2.1 基础结构的核心使命与成本地位

海上风电基础的核心使命，是在风、浪、流、地震、冰、海床冲刷等复杂海洋环境载荷下，将动辄数百吨的风机机舱、上百米的塔筒与叶轮系统稳固地"锚定"于海中，同时承受机组运行产生的巨大交变载荷与疲劳载荷，并保障 25 年以上的设计寿命。

从成本结构看，基础是海上风电场的第二大成本项。一般而言，固定式项目中基础约占总投资的 16%–25%，随水深增加而上升；漂浮式项目中浮体、系泊与动态海缆合计占比可达总 CapEx 的 30%–40% 以上。据 Quest Floating Wind Energy 对全球漂浮式管道的测算，到 2035 年累计 26.2 GW、累计 CapEx 约 960 亿美元中，浮体约 225 亿美元、系泊约 147 亿美元、动态海缆约 116 亿美元——三者合计约 488 亿美元，占比过半。这意味着基础是漂浮式降本最大的价值池，也是国产替代空间最大的环节。

2.2 技术定义与发展脉络（白话版）

通俗地讲，海上风电基础解决的是"风机怎么站在海里"的问题，而水深越大，"站稳"的难度与成本就呈非线性上升：

• 在浅水（0–40m），可以像盖房子打地基一样，把一根巨大的钢管桩直接打进海床——这就是单桩，简单、便宜、成熟。
• 到中等水深（40–60m），单桩越打越粗越长、用钢量激增，经济性变差，于是改用多腿钢桁架的导管架，或用负压"吸"进海床的吸力桶。
• 进入深水（>60m），打桩在工程与经济上都不再可行，只能让风机"漂浮"在水面、靠系泊缆和锚固定在海底——这就是漂浮式，解锁了全球约 80% 的深水风能资源，但成本高、技术新。

2.3 发展脉络与关键里程碑

漂浮式基础脱胎于海洋油气平台工程。其发展可划分为四个阶段：

萌芽与单机样机阶段（2009–2016） - 2009 年，Equinor（时为 Statoil）在挪威 Karmøy 部署 Hywind Demo（2.3MW Spar 式），全球首台兆瓦级漂浮式样机，造价约 5700 万欧元，至 2016 年累计发电约 50 GWh、容量系数达 41%。 - 2011 年，Principle Power 在葡萄牙部署 WindFloat WF1（2MW 半潜式），5 年发电超 17 GWh。其 WindFloat 技术源自 Marine Innovation & Technology，由前埃克森美孚工程师 Dominique Roddier 发明，Principle Power 于 2009 年完整收购该知识产权。

小型示范风场阶段（2017–2020） - 2017 年，Hywind Scotland（30MW，5×6MW Spar）建成，全球首个商业化漂浮式风电场，容量系数超 50%，但单位资本成本约 880 万英镑/MW，约为同期固定式的 3 倍。 - 2020 年，WindFloat Atlantic（葡萄牙，25MW，3×8.4MW 半潜式）投运，2022 年发电 78 GWh、可用率 93%。

预商业化放大阶段（2021–2023） - 2021 年，Kincardine（苏格兰，约 48–50MW，5×9.5MW 半潜式）成为当时全球最大漂浮式风场；同年中国三峡引领号并网，开启中国漂浮式纪元。 - 2021 年，Stiesdal TetraSpar Demonstrator（挪威，3.6MW 模块化）投运，主打全工业化、可用现有供应链组件。 - 2023 年，Hywind Tampen（挪威，88MW，11×8.6MW 混凝土 Spar）建成，成为全球最大在运漂浮式风场，也是首个为油气平台供电、首个采用混凝土浮体与共享锚泊的项目，投资约 74 亿挪威克朗（约 7116 欧元/kW），较 Hywind Scotland 单位造价下降约 35%——清晰展示了规模化降本效应。

商业化拐点阶段（2024–至今） - 2024 年，中国明阳"明阳天成号/OceanX"（16.6MW 双风轮）完成吊装，成为全球单体最大漂浮式机组。 - 2024 年，英国 Green Volt（560MW，35×16MW）获批，成为欧洲首个商业化规模漂浮式项目，CfD 价格 £139.93/MWh。 - 2025 年，中国三峡领航号（16MW）成为国内首个入级 CCS 的漂浮式风电设施；海南万宁 1GW 项目一期启动，剑指全球最大商业化漂浮式风电场。

*图 1：海上风电基础技术演进时间轴（2009–2026）*

2.4 成熟度评估（TRL）