2025年全球海上风电市场研究报告_展会资讯_资讯

2025年全球海上风电市场研究报告

执行摘要

全球海上风电产业正处于关键的发展阶段。

截至2024年底，全球海上风电累计装机容量达到83.2吉瓦，其中中国以41.8吉瓦的装机量占据全球市场的半壁江山。2024年全球新增装机容量为8吉瓦，较2023年下降26%，这一下滑主要源于中国、英国和美国等关键市场的装机进度延迟。

尽管2024年行业面临诸多挑战，但2025年市场已呈现强劲反弹，全球新增装机容量达到16.3吉瓦，同比增长超过100%。展望未来，预计2025-2034年期间，全球将新增超过350吉瓦的海上风电装机容量，到2034年底累计装机容量将达到441吉瓦。

本报告基于全球风能理事会(GWEC)《2025年全球海上风电报告》的核心内容，结合2025年全年最新市场数据和行业动态，对全球海上风电市场进行了全面分析和深度解读，为行业参与者和决策者提供了宝贵的市场洞察。

全球海上风电市场概况

全球海上风电装机容量发展趋势

全球海上风电产业在过去五年经历了快速增长。从2020年的35.3吉瓦增长到2025年的99.5吉瓦，年均复合增长率达到23%。特别是2021年，在中国“抢装潮”的推动下，全球新增装机容量创下历史新高。2024年，全球海上风电市场经历了阶段性调整，新增装机容量为8吉瓦，同比下降26%。这一下滑主要源于复杂的海事审批流程、电网接入问题、供应链中断以及风力发电机组的故障等因素。然而，这种调整是暂时的，随着各国政策支持力度的加大和行业挑战的逐步解决，2025年市场已实现强劲反弹。

2024年全球海上风电累计装机容量区域分布

全球海上风电市场区域分布

从区域分布来看，亚太地区已经成为全球海上风电发展的主要驱动力。截至2024年底，亚太地区累计装机容量为46.3吉瓦，占全球总量的55.6%，其中中国大陆地区累计装机容量达41.8吉瓦，占全球总量的50.3%。欧洲作为海上风电的发源地，虽然在全球新增装机市场的领先地位被亚洲取代，但仍然是技术创新的重要中心。截至2024年底，欧洲海上风电装机总量已超过36吉瓦，占全球海上风电装机容量的43.3%。北美市场方面，美国是美洲大陆唯一拥有海上风电并网运行的国家。截至2024年底，北美地区的累计装机容量仅为0.9吉瓦，占全球总量的1.1%，但随着美国政府对清洁能源的持续支持，该地区有望在未来几年实现快速增长。

2024年全球海上风电新增装机情况

2024年，全球共有8个国家的海上风电有新增装机，包括中国、英国、德国、法国、荷兰、美国、日本和韩国，新增海风装机一半以上来自中国市场。中国以4吉瓦的新增装机容量继续领跑全球市场，占全球新增总量的50%。英国以1.2吉瓦的新增装机量位居第二，占比15%。台湾地区、德国和法国分别新增0.93吉瓦、0.73吉瓦和0.66吉瓦，占比分别为11.6%、9.1%和8.2%。

值得注意的是，2024年欧洲海上风电新增装机容量为2.7吉瓦，占全球新增装机的34%。英国重新夺回欧洲市场第一的位置，新增装机1.2吉瓦，占欧洲总新增容量的44.4%。

2024年全球海上风电新增装机容量国家分布

区域市场深度分析

中国市场：全球领导者地位持续巩固

中国海上风电市场在全球的领先地位进一步巩固。截至2024年底，中国海上风电累计装机容量已连续4年（2021-2024年）位居全球第一，新增装机容量连续7年（2018-2024年）全球第一。

累计并网容量达4127万千瓦（约41.27吉瓦），占全球累计容量的49.6%。

2022-2024年，中国海上风电新增装机相对低迷，主要原因是2022年起海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，加上军事、航道、渔业等因素带来的用海冲突问题使得海风开发进展缓慢。然而，2025年市场已明显回暖，新增装机容量达到11.3吉瓦，同比增长101%。

中长期看，中国海风需求增长的动能主要来自深远海项目开发。随着风机大型化、柔性直流外送等技术进步推动深远海项目降本和经济性提升，深远海项目开发有望支撑国内海风需求的持续增长。

根据“十五五”规划，中国海上风电年新增装机不低于1500万千瓦（15吉瓦），确保2030年中国风电累计装机容量达到13亿千瓦，到2035年累计装机不少于20亿千瓦，到2060年累计装机达到50亿千瓦。

欧洲市场：技术创新的重要中心

欧洲作为海上风电的发源地，虽然在全球新增装机市场的领先地位被亚洲取代，但仍然是技术创新的重要中心。2024年，欧洲海上风电新增装机容量为2.7吉瓦，主要来自英国、德国、法国和荷兰四个市场的9座风电场。

从各国政策支持来看，海上风电已成为多国能源战略的重要组成部分。

英国设定了到2030年达到50-60吉瓦的目标。
德国计划到2030年实现30吉瓦的海上风电装机容量。
法国则提出了到2050年建成45吉瓦的宏伟目标。
荷兰将其2030年目标从22.2吉瓦上调，并规划到2050年达到70吉瓦。

然而，欧洲市场在2024年也面临挑战。英国和丹麦的整个拍卖轮次因项目商业可行性不足而出现“无人认领”现象，德国、比利时和荷兰的电网传输延迟也对市场造成了影响。

北美市场：潜力巨大但面临政策不确定性

美国是美洲大陆唯一拥有海上风电并网运行的国家。

2024年，美国并网了132兆瓦的South Fork风电场，但由于Vineyard Wind 1项目的叶片故障，导致其806兆瓦的并网计划被推迟。

尽管如此，美国在2024年颁发了超过8吉瓦的海上风电开发容量，显示出市场的发展潜力。预计在2025-2034年间，北美地区将建设总计13吉瓦的海上风电，其中约92%将来自美国市场。

然而，美国市场也面临政策不确定性的挑战。政策不确定性包括对已获许可项目的撤销威胁，以及对来自盟国和对手国家商品进口的关税征收或威胁，这些因素都对市场发展造成了阻碍。

新兴市场：亚太和南美地区快速崛起

除中国外，亚太地区的其他国家和地区也在积极发展海上风电。

日本、韩国、台湾地区、越南和菲律宾等市场正在快速崛起。

菲律宾已确定了65吉瓦的适宜场址，并将于2025年9月举行首轮海上风电招标，目标是在2028年前实现风机入水发电。

越南更新的电力发展规划VIII（PDP8）提出了到2035年实现6-17吉瓦海上风电装机容量的目标，表明了对该行业的长期承诺。

南美地区，特别是巴西和哥伦比亚，也在积极推进海上风电发展。

哥伦比亚的能源转型旨在建立以海上风电为核心的社会和技术知情能源矩阵。政府计划在首轮拍卖后安装1-3吉瓦的海上风电装机容量，重点关注大西洋、玻利瓦尔、南马格达莱纳和北苏克雷省的海域。

成本与经济性分析

海上风电项目成本构成

海上风电项目的全生命周期成本可分为三大核心板块：初始投资、运维成本和资金成本。

初始投资是最主要的成本组成部分，占全生命周期成本的60%-80%，而运维成本则占20%-30%。

海上风电的初始投资成本远高于陆上风电，达到7500-13000元/千瓦，而陆上风电仅为3000-4300元/千瓦。

以广西防城港海上风电示范项目为例，该项目总投资94.4亿元，装机容量700MW，单位成本高达13.5元/W。

从成本构成来看，海上风电项目的主要支出包括设备采购、深海施工和海缆及生态补偿三大部分。

在广西防城港项目中，设备采购占比55%（51.9亿元），深海施工占比30%（28.3亿元），海缆及生态补偿占比15%（14.1亿元）。

从细分构成看，风电机组是海上风电项目中占比最大的单项成本，达到总成本的35%。基础设施（包括单桩基础或导管架基础）占20%，海底电缆和安装费用各占15%，运维成本占10%，其他费用占5%。

值得注意的是，随着项目向深远海发展，成本结构会发生显著变化。在深远海项目中，动态海缆的成本可能占到总投资的20%以上。

此外，海上升压站、施工船舶租赁等费用也会进一步推高初始投入，使海上项目的资本回收周期比陆上风电多2-3年。

海上风电项目成本构成

运维成本分析

运维成本是海上风电项目全生命周期中的持续支出，占总成本的20%-30%。与陆上风电相比，海上风电的运维难度更大、成本更高。

陆上风电的年运维费用约为0.05-0.08元/瓦，主要包括定期检修、备件更换和人工成本。而海上风电由于面临盐雾腐蚀、海浪冲击等恶劣环境，设备故障率显著高于陆上，单次海上检修的船舶租赁费用就可能超过100万元。

数据显示，海上风电的年运维成本比陆上高出50%-80%，且深远海项目的运维成本比近海项目高出30%。

以江苏盐城大丰远海风电项目为例，其年运维费用构成包括：日常运维2.84亿元、海缆维护0.20亿元、保险费用1.50亿元和管理成本0.998亿元，合计5.54亿元/年。

资金成本影响

资金成本是海上风电项目中容易被忽视但影响重大的“隐性成本”。风电项目属于重资产投资，融资规模大、回收周期长，资金成本对度电成本的影响远超预期。

陆上风电项目的长期贷款利率通常在4%-5%，而海上风电因风险更高，贷款利率上浮0.5%-1个百分点，仅此一项就使海上风电的LCOE增加5%-8%。

以江苏盐城大丰远海风电项目为例，该项目总投资99.86亿元，贷款比例75%（74.895亿元），即使采用绿色贷款利率2.3%/年，年财务费用仍高达1.72亿元。若贷款利率下降至2%，度电成本可从0.371元/度降至0.356元/度；若贷款比例降至50%，度电成本可进一步降至0.335元/度。

度电成本对比分析

平准化度电成本(LCOE)是衡量不同发电方式经济性的重要指标。2025年，各种发电方式的度电成本呈现出明显差异。

从数据可以看出，光伏发电和陆上风电的度电成本最低，分别为0.18元/千瓦时和0.20元/千瓦时，已具备明显的经济优势。

近海海上风电的度电成本为0.33元/千瓦时，虽然高于陆上可再生能源，但已接近煤电的0.45元/千瓦时，显示出较强的市场竞争力。

深远海海上风电的度电成本为0.50元/千瓦时，仍处于相对较高水平。

值得注意的是，在风能资源较好的地区，陆上风电度电成本已降至0.1-0.15元，近海海上风电平均度电成本降至约0.33元，风电已成为具备市场竞争力的电源类型。

2025年不同发电方式度电成本对比

成本下降路径与趋势

近年来，海上风电成本持续下降，主要得益于技术进步、规模效应和产业链协同。根据“风电伙伴行动”计划，风电产业通过上下游协同和技术创新，力争在2025年将近海和深远海风电度电成本分别降至0.4元和0.5元。

风机大型化是降低成本的关键路径。虽然大型涡轮机比小机型的成本更高，但这些巨型涡轮机可以显著降低单位容量的风电机组物料成本，从而降低单位容量的风电机组造价，同时为开发商节约地基、电缆和安装等其他成本。

据测算，对于100万千瓦海上风电项目，采用1.4万千瓦风电机组将比采用1万千瓦风电机组节省1亿美元的投资。

此外，漂浮式海上风电技术的发展也将为深远海项目降本创造条件。中国海装预测，到2025年，国内漂浮式海上风电可能达到相对有竞争力的成本水平，投资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。

成本控制策略建议

针对海上风电项目的高成本挑战，业内提出了多种成本控制策略：

科学选址与风机选型：在规划选址阶段做到科学选址，并结合地质资源特点进行风机选型，只有把前期基础资料弄清楚，才能够在后续采取有针对性的办法实现降本增效。
融资优化：争取更低利率（如2%以下），或延长贷款期限至30年，以降低财务成本。
技术升级：采用抗台风风机、智能监测系统降低运维成本10-15%。国电联合动力技术有限公司董事长褚景春认为，海上风机的创新是系统的创新，涉及海上风机支撑机构和主机协调创新，这对成本影响很大。
智慧风机开发：远景能源海上产品线总经理谢德奎建议将智慧风机的概念引入海上风电机组的研发中，通过技术的方法提升机组的感知决策性、自适应、自协调性，真正提高海上风机的可靠性，并降低成本。
产业链协同：通过上下游协同和技术创新，持续降低成本。风电力争在2025年将陆上高、中、低风速地区的度电成本分别降至0.1元、0.2元和0.3元，将近海和深远海风电度电成本分别降至0.4元和0.5元。

总体而言，随着技术进步和产业链协同，海上风电平准化度电成本(LCOE)较2015年下降40%，部分项目已实现平价上网。

预计到2025年底，海上风电度电成本有望逼近煤电成本线，为海上风电的大规模商业化应用奠定坚实基础。

技术与供应链发展趋势

风电机组大型化趋势

海上风电技术正朝着大型化、智能化和专业化的方向快速发展。 2024年，全球新增海上风电机组的平均单机容量达到9.8兆瓦，比2023年增长约0.2兆瓦。

各区域的平均单机容量存在明显差异：欧洲为10.1兆瓦，亚太为9.6兆瓦，北美洲则高达11.7兆瓦。

从国家层面看，英国的风电机组单机容量最大，达到12.34兆瓦，美国为11.67兆瓦，中国为9.95兆瓦。

更值得关注的是，从欧洲已公开的海上风电机组订单来看，平均单机容量已达到14.8兆瓦，预示着未来几年内将安装更大容量的机组。

海上风电机组平均容量近年呈现持续增长态势。

截至目前，国外海上风电机组最大单机容量是维斯塔斯发布的1.5万千瓦；国内最大单机容量，同时也是全球单机容量最大的海上风电机组为明阳智能发布的1.6万千瓦。

GWEC预计2025年全球新增海上风电机组平均容量将达到1.15万千瓦。

虽然大型涡轮机比小机型的成本更高，但这些巨型涡轮机可以显著降低单位容量的风电机组物料成本，从而降低单位容量的风电机组造价，同时为开发商节约地基、电缆和安装等其他成本。

据Rystad Energy测算，对于100万千瓦海上风电项目，采用1.4万千瓦风电机组将比采用1万千瓦风电机组节省1亿美元的投资。

IMF能源价格指数变化(2020-2022)

漂浮式海上风电技术发展

随着近海资源逐渐开发，海上风电项目持续向深远海发展。由于深远海的水深增加，固定式的支撑结构难度更大，漂浮式海上风电技术被业内视为“未来深远海海上风电开发的主要技术”，已在多个国家和地区展开探索。

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有竞争力的成本水平，投资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。

作为一种新的前沿技术，漂浮式风电正在英国、日本、韩国、挪威和法国等国家快速发展，这些国家正在关注广阔的深水资源和新的市场机遇。

据欧洲风能协会预测，到2030年年底全球漂浮式风电装机容量将达到1500万千瓦，保守估计到2050年，漂浮式机组成本将下降38%。

供应链挑战与解决方案

海上风电产业链与陆上风电相似，主要分为上游的原材料生产与零部件制造，中游的整机与相关塔架海缆等重要设施制造以及下游的安装与运维三个环节。

然而，海上风电产业发展面临供应链挑战。风电安装及运维市场供给不足是一个突出问题。

目前，国内大约有70艘海上风机吊装运输船，可满足7兆瓦以下风机安装需求，其中能满足6兆瓦以上风机吊装运输的船只仅占40%。

据国海证券统计数据，截至2022年8月，国内满足15兆瓦风机吊装运输的船只仅有5条，其中4只仍在建造，可安装12兆瓦级别风机的吊装船共12艘，2023年可达到20条左右，大功率风机安装船只供给严重不足。

此外，技术“卡脖子”问题仍然存在。过去几年，中国海上风机制造能力提升明显，但在关键部件及设计方面仍然受制于人。

制造端方面，大型轴承需要进口，齿轮箱可靠性不足，峰值速度控制器仍在研制；软件及控制方面，微观选址软件能够自给自足，但设计软件仍需购买。

为解决这些挑战，海上风电现代产业链联盟已于2025年成立。联盟汇聚风电机组研发与制造、海上并网与输电系统等产业链骨干力量，通过联合研发、标准共制、供需对接等机制，着力破解技术瓶颈与供应链风险等共性挑战，全面提升产业链韧性与安全水平。

区域分布预测（2025-2034年累计新增装机）

行业面临的挑战与解决方案

海上风电行业在快速发展的同时，也面临着多方面的挑战。这些挑战及其解决方案可归纳为四大类：

宏观经济挑战

2022-2024年期间，全球能源价格大幅上涨，IMF能源价格指数从2020年的90上升至2022年的近300，导致融资成本大幅增加。同时，全球贸易保护主义抬头，影响了供应链的稳定性和跨境投资。这些宏观经济挑战不仅影响了海上风电项目的商业可行性，也对整个行业的发展造成了阻碍。为应对这些挑战，行业需要优化融资结构，发展绿色债券和可持续金融产品，同时建立多元化的供应链，降低对单一市场的依赖。

结构性障碍

全球平均从许可到投产需要约9年时间，这一漫长的审批流程增加了项目的不确定性。此外，海上电网基础设施不足也制约了项目的并网。为解决这些结构性障碍，各国政府和行业参与者需要简化审批流程，建立“一站式”服务窗口，同时协调规划海上电网建设，推动共享输电基础设施。

技术与供应链挑战

能满足15兆瓦以上风机安装的船只全球仅有少数几艘，大型轴承、齿轮箱等核心部件产能不足，这些技术与供应链挑战限制了行业的发展速度。为应对这些挑战，行业需要加大专业安装船舶投资，扩大核心零部件产能，提升本地化制造能力。

新兴市场障碍

许多新兴市场缺乏明确的海上风电发展路线图，高风险认知导致融资成本高，这些因素阻碍了海上风电在新兴市场的发展。为克服这些障碍，新兴市场国家需要制定稳定、长期的政策框架，建立风险分担机制，吸引国际金融机构参与。

全球海上风电新增装机容量预测（2025-2034年）

未来市场展望

全球海上风电市场预测（2025-2034年）

根据GWEC的预测，2025-2034年全球海上风电将新增装机超350吉瓦，2034年底累计装机达441吉瓦，年均复合增长率保持在15%-28%。从年度新增装机容量来看，2025年全球海上风电新增装机将达到16.3吉瓦，2026年将进一步增长至23.4吉瓦，到2034年将达到38吉瓦。这一增长趋势表明，海上风电将在全球能源转型中发挥越来越重要的作用。

区域市场预测

从区域分布来看，2025-2034年期间，中国将继续领跑全球市场，预计累计新增装机容量将达到160吉瓦，占全球总新增量的47.3%。欧洲市场将贡献115吉瓦，占比34%，亚太地区（除中国外）将贡献45吉瓦，占比13.3%，北美地区将贡献13吉瓦，占比3.8%，其他地区将贡献5吉瓦，占比1.5%。中国市场将持续领跑，预计2030年累计装机达150吉瓦。欧洲市场虽然面临挑战，但仍将保持稳定增长，特别是英国、德国、法国和荷兰等国家将继续推进大规模海上风电项目。

技术发展趋势预测

未来十年，海上风电技术将继续朝着大型化、智能化和专业化的方向发展。风机单机容量将进一步增大，预计到2030年，主流风机的单机容量将达到20兆瓦以上。漂浮式海上风电技术将取得重大突破，成本将显著下降，到2030年将实现大规模商业化应用。同时，智能运维技术的发展将大幅提高海上风电场的运行效率和可靠性。