海上风电

1. 政策确定性与规模化

国家“十四五”、“十五五”与沿海各省（粤、苏、浙、鲁等）庞大的百吉瓦级装机规划提供了长期稳定的需求基本盘。近期自然资源部用海新政，通过优化审批、明确深远海标准，为项目从“规划”到“落地”扫清了关键障碍。

2. 平价上网后的内生经济性

研报数据显示，海风LCOE已从2019年的0.77元/kWh降至2023年的0.50元/kWh，预计2025年再降10%，已具备平价上网能力。这标志着行业摆脱补贴依赖，进入健康发展阶段。山东半岛南150万千瓦平价项目的并网即是力证。

3. 技术迭代催生新蓝海——深远海化

这是本轮周期的核心增量逻辑。中国深远海风能资源可开发量超2000GW。随着风机大型化（已出现26MW机组）与输电技术向柔性直流发展，向资源更优的深远海进军成为必然。这不仅扩大了市场空间，也重塑了产业链价值，高壁垒环节（海缆、漂浮式基础）将显著受益。

1. 进度预期差：规划宏大 vs 落地掣肘

市场共识：基于“十四五”收官压力，2025年将迎来“抢装潮”。
潜在预期差：路演专家指出，2024年实际吊装量预计仅5-6GW，远低于市场预期的10GW。背后原因是“军方协调”、“航道审批”等非技术性因素。例如江苏、浙江、福建均有项目因此受阻。市场可能高估了短期建设速度。

2. 盈利预期差：全面修复 vs 结构性挑战

市场共识：行业复苏，量价齐升，产业链盈利将全面修复。
潜在预期差：路演提到，深远海漂浮式风电LCOE仍高达0.5元/kWh，海南万宁项目中标电价0.45元/kWh，对应收益率仅约5%。同时，国际巨头壳牌、BP因成本高涨而收缩业务。这表明迈向深远海的过程中，部分项目的经济性仍具挑战，市场可能低估了商业化初期的盈利压力。

第一阶段 (2024-2026年)：近海存量释放 & 深海初步探索

核心任务是完成“十四五”剩余项目，以固定式桩基为主。江苏、广东、山东为建设主力。少数深远海示范项目（如海南漂浮式）开始建设，进行技术和成本验证。

第二阶段 (2027-2030年)：“十五五”深远海规模化发展

随着漂浮式技术成本下降和柔性直流输电成熟，深远海项目将从示范走向规模化。上海、浙江、福建、广东的深远海规划集中落地，行业装机中枢有望提升至20-25GW/年。

第三阶段 (2030年以后)：多元化融合 & 全球化扩张

“风电+制氢”、“+海洋牧场”、“+储能”等综合利用模式成为主流。具备技术和成本优势的中国产业链（塔桩、海缆、大型铸件）将大规模出海，获取欧洲、东南亚市场份额。

1. 政策与审批风险 (当前核心风险)

军方协调、航道审批、海域论证等非市场化因素是项目推进的关键瓶颈，为项目进度带来极大不确定性。例如：福建1.8GW项目因台海局势停滞，江苏、浙江、山东均有项目因此受阻。

2. 商业化与供应链风险

深远海项目初始收益率可能偏低，且海外巨头已因成本高企放缓投资。同时，路演指出海缆在2024年存在约30%的交付缺口，海工船机也不足，可能成为限制行业整体装机速度的木桶短板。

3. 技术风险

漂浮式基础商业化进程是影响“十五五”深远海大规模开发可行性的关键。若其成本下降速度不及预期，将制约行业长期发展空间。