海上风电行业专题报告：蓝海崛起，海上风电迎来黄金发展期

来源：未来智库

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1、 欧洲海上风电进入平价时代，海上风电迎来黄金发展期

1.1 全球海上风电快速发展，欧洲市场已进入平价时代

海上风能资源丰富稳定，全球风电开发呈现由陆上向近海发展的趋势。风电原理 是利用风力带动风车叶片旋转，促使发电机发电，因而风电场当地的风速对发电 量影响较大。相较于陆上风电，海上风能资源丰富稳定、且沿海地区电网容量大、 风电接入条件好，因而海上风电更具优势。海上风电的并网由两部分组成：（1） 海上风电机组通过33或66KV的海底电缆连接到海上变电站；（2）海上变电站通过 132-220KV的海底光电复合缆与陆上变电站相连，再由陆上变电站将电力输送到 电网公司。

全球海上风电起源于欧洲，现已开启平价时代。1991年，世界上第一个真正意义 上的海上风电场——丹麦Vineby海上风场正式投运，迄今海上风电已有约30年历 史。欧洲海上风电发展主要分为三个阶段：（1）技术可行性验证阶段（1991-2001 年），建设规模及单机容量较小，期间丹麦、荷兰、英国等国合计建设了9个海上 风电项目，其中5个项目容量低于10MW，总投资额不超过1亿欧元；（2）商业化开 发阶段（2002-2011年），单个项目的建设规模平均达到400MW，累计装机规模超 过6GW，海上风机进入大功率时代，平均单机功率达到4MW，平均度电成本降至 0.69-1.29元/千瓦时。同期多国出台相关政策，推动海上风电建设，投资规模超 过20亿欧元；（3）平价时代（2012-2019年），欧洲开始深水远海的探索，新技术 的探索带来建设成本的先抑后扬，2015年单位造价高达3.3万元/KW，截止2018 年，单位造价已经可以控制在1.8万元/KW左右。目前欧洲已步入平价时代，度电 成本现已低于0.5元/千瓦时，英国海上风电的招标电价已经下降至0.35元/千瓦 时，德国也实现了零补贴，目前计划在2023-2025年投运的欧洲项目多数电价在 0.4元/千瓦时以下。

目前欧洲已步入平价时代。欧洲平均度电成本现已低于0.5元/千瓦时，英国海上 风电的招标电价已经下降至0.35元/千瓦时，德国也实现了零补贴，目前计划在 2023-2025年投运的欧洲项目多数电价在0.4元/千瓦时以下。

我国海上风电起步较晚，“十二五”期间发展相对缓慢。2007年11月，中海油渤 海湾钻井平台试验机组（1.5MW）的建成运行标志着我国海上风电发展正式开始。2010年6月，我国首个、同时也是亚洲首个大型海上风电场——东海大桥100MW 海上风电场并网发电，标志着我国海上风电产业迈出了第一步。海上风电初期由 于技术欠成熟，投资成本高昂，维护困难，缺乏专业开发团队，“十二五”期间 开发进度相对缓慢，截止2015年底，我国海上风电累计装机容量仅为1GW，远未 达到“十二五”规划定下的5GW目标。

随着国家层面以及地方政府层面政策持续扶持，以及设备技术逐步成熟，开发经验的不断积累，国内海上风电开发逐步进入了加速期。2016年11月，国家能源局 正式印发《风电发展“十三五”规划》，提出确保2020年实现海上风电并网5GW， 风电累计并网装机容量达到210GW以上，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省 的海上风电建设。为响应国家能源局号召，总共有20多个省份对外公布了“十三 五”能源发展规划，每个省份都根据自己独特的地理条件因地制宜的发展风电。目前有7个省份明确规定了海上风电建设规模，到2020年底海上风电规划装机规 模达22GW以上。

我国现已成为仅次于英国、德国的海风第三大市场。经过“十二五”时期的示范 探索，我国海上风电产业技术逐步成熟、制造能力快速发展、标准体系不断完善， 各方面条件基本成熟，“十三五”时期，我国海上风电正加速发展。截止2019年， 我国海上风机累计装机容量达到6.8GW，已成为仅次于英国（9.7GW）和德国（7.5GW） 的第三大海上风电市场。

1.2 我国海风资源丰富，开发潜力大

我国海风资源丰富，大部分近海海域90米高度年平均风速可达6.5-8.5m/s，具备 较好的风能资源条件，适合大规模开发建设海上风电场。我国海岸线长约18000 多公里，拥有6000多个岛屿，近海风能资源主要集中在东南沿海及其附近岛屿， 包括苏州、江苏、浙江、福建、上海、广东等地，这些地区均属于低风速地区， 相较而言，近海90米高度海域平均风速可达6.5-8.5m/s，海上风资源更充足。根据风能资源普查成果，我国5-25米水深、50米高度海上风电开发潜力约200GW；5-50米水深、70米高度海上风电开发潜力约500GW。

1.3 海上风电机组技术各异，永磁半直驱优势明显

海上风电场主要由一定规模的风电机组和输电系统组成，通过在风电场海底敷设 输电电缆，将其所发电力送至陆上。

海缆以光电复合缆为主。由于敷设运维经济性好，海底光电复合缆现已成为海上 风电采用的主流海缆类型，负责电力输送与信号传输。国内采用的光电复合缆主 要分为两种，35KV的集电线路海缆与220KV的输电线路海缆。

海缆向直流化、动态化方向发展。随着海上风电朝着深远海发展，对海底电缆提 出了更高的要求，海底电缆向直流化、动态化方向发展。柔性直流输电技术输送 效率高、线路损耗小，有利于长距离输电，稳定性高，不产生大的短路和环线电流，能解决风力发电场间歇式电源并网的问题，大幅改善大规模风电场并网性能， 在海上风电、长距离海上输电项目中应用广泛。

风电机组由风电机舱(内装齿轮箱和发电机)、轮毂、叶片和塔筒等构件组成。风 电机组的工作原理是空气动力学，风吹过叶片形成叶片正反面的压差，从而产生 升力，令风机旋转并经过齿轮箱进而带动风力发电机转子。由此，叶片和风机将 风的动能转化为发电机转子的动能，再将转子的动能转化为电能输出。

主流技术路线包括双馈异步、永磁直驱和永磁半直驱。风电机组按发电机的结构 和工作原理可分为异步和同步风电机组，异步风机按其转子绕组结构可分为笼型 异步风机和绕线式双馈异步风机，同步风机按其转子励磁方式可分为永磁同步风机和电励磁同步风机。目前全球主流陆上和海上风电整机厂商所采取的技术路线 主要集中在双馈异步、永磁直驱和永磁半直驱这三种技术路线。

不同技术路线各有千秋，直驱与半直驱更适应风机大型化趋势。双馈异步技术成 熟度较高，具有运输维护成本低、供应链成熟等优势，但齿轮箱可靠性较低，不 适合远海项目，更适合小兆瓦机型。永磁与半直驱风机的可靠性与发电效率较高， 更能使适应风机大型化趋势。

半直驱与直驱路线受到主流整机厂商青睐。出于成本的考量，主流整机厂商的小 兆瓦机型大都采用双馈异步风电机组的技术路线，从而降低到度电成本以环节平 平价上网的压力，而在大兆瓦机型技术路线的选择上有所差异。明阳智能与 Vestas选择了体积更小、重量更轻、效率更高且便于运输和吊装的半直驱路线；直驱永磁技术路线因其具有发电效率高、维护与运行成本低、并网性能良好、可 利用率高等优越性能，受到金风科技和Siemens Gamesa等整机厂商的青睐。

永磁半直驱同步风电机组技术路线与我国目前海上风电发展情况更契合。目前我 国整机厂商的轴承、高速齿轮箱等核心零部件仍然较大程度上依赖国外进口，且 国内整机厂商的制造工艺难以保障核心零部件的加工精度和生产质量，但大容量 的永磁直驱海上风电机组的体积较大，运输、装配、吊装较为困难。而永磁半直 驱同步风电机组结合了双馈和永磁直驱两种技术路线的优势，采用中低速齿轮箱 传动，对轴承、齿轮箱的制造工艺要求相对较低；并且其发电机转速较高，体积、 质量比永磁直驱型的小，机组整体结构更为紧凑，有利于运输和吊装，更适合现 阶段我国海上风电的发展状况。

风电机组的基础选型对推动海上风电成本下降、保障风电机组长期安全运行起重 要作用。风电机组基础结构为风电机组提供至少 25 年的关键支撑，在遭受风载 荷、风电机组运行载荷以及波浪、海流等载荷作用的同时，还经受着海上恶劣环 境的严酷考验。同时，在海上风电场的总投资中，基础成本占 20%-30%，远高于 陆上风电场的同类比重。因此，在深入分析不同海上风电机组基础结构特点，风 电场所处海域的地质、风能资源、海洋水文等环境条件的前提下，合理的基础选 型，是推动海上风电成本下降、保障风电机组长期安全运行的主要途径之一。

1.4 海上风电产业链更长，降本增效空间大

海上风电产业链长，降本增效空间大。海上风电的产业链涉及前期的协调工作、 项目建设期的主机装备、电气(海上升压)、电力输送(电缆)、安装施工等以及项 目运行期的运维工作，产业链长于陆上风电，因此降本增效的空间更大。

整体来看，单位造价成本仍有较大下降空间，拐点仍未到来。受益于产业链国有 化及成本优势，叠加在勘探设计、设备研发制造和工程建设运营中累积的经验， 我国的造价成本已经从 2010 年的 23700 元/千瓦左右降至目前 15700 元/千瓦左 右，十年间降幅达到 33.76%。海上风电产业链较为成熟的江苏单位造价成本约 为 14000 元/千瓦，而广东和福建两地的建造成本大约在 17000 元-18000 元/千 瓦。目前海上风电 0.75-0.85 元/KWh 的单位电价对标 15000 元/KW 的造价，比起 陆上风电 0.3 元/KWh 的电价对标 7000 元/KW 的造价仍有一定差距，海上风电产 业链仍有较大的降本任务。

具体来看，成本端占比最大的两项分别是设备购置费（50%）和建安费用（35%）， 以下具体分析。

建安费用约占总成本的35%，单位千瓦成本约 6000-7000 元/kW。由于海上施工 条件复杂、施工难度大，施工所需的关键装备（如海上风电机组基础打桩、风电 机组吊装等）专业可用的大型船机设备较少，船班费用高昂，相对陆上风电，海 上风电的建安费用占总成本的比重较大。

目前，海上风电吊装能力仍受安装船数量的制约。根据中国海洋工程咨询协会海上风电分会统计数据，2020 年中国海上风电安装船预期量为 33 艘，随着小兆瓦 机组逐渐退出市场，可用船舶或将明显小于这一数值。2021 年中国海上风电安 装船预期量是40艘，假设一条船一年吊装35至40台风机，每台风机容量是6MW， 理论上吊装总容量将近 9GW。但考虑到一艘施工船每年的施工窗口期有限（每年 约 200 天），费用高昂（造价 3-5 亿/台）且按时间收费，如能提升单位时间内安 装的机组功率，成本将会有较大下降空间。因此，海上风电机组正朝着大型化、 大功率发展，英国 Walney Extension 风场安装的 87 台风机中有超过 40 台单机 容量超过 8MW。

设备购置费约占总成本的50%，降本空间大。其中，风电机组及塔筒约占设备费 用的 85%，单位千瓦成本约 7500～8500 元/千瓦，对整体设备费用的影响较大。海上风机所处环境恶劣，风机易腐蚀，同时我国海上风资源条件复杂，在长江以 南海域，大部分地区平均风速较低，又有台风威胁，因此对海上风机的性能有较 高要求，目前海上风机的单位成本约为陆上风机的 2 倍。降低海上风机成本的关 键一方面是通过技术进步提高风机性能，另一方面是依托规模效应，批量生产降 低边际成本。国家能源局下发的《风电发展“十三五”规划》中明确规定到 2020 年海上风电并网装机容量达到 5GW，开工规模达到 10GW，这将给整机厂商带来可 预期的大市场，我们预计通过海上风机的批量化生产，设备单位千瓦价格将会有 1000～2000 元的下降空间。

整机中零部件成本占比最大的是叶片和塔筒。玻纤和碳纤维是叶片生产的主要原 材料、中厚板是塔筒生产的主要原材料，均属于成本导向型行业。因此钢材和碳 纤维等原材料价格对叶片、风塔的制造成本及出售价格影响极大。自 2012 年以 来，我国进口碳纤维价格一路走低，目前在 1.6 万美元/吨附近波动；玻璃纤维 价格企稳。2019 年钢材价格稳中有降，中厚板价格处于 540 美元/吨附近，处于 行业价格中高位水平，在钢材加工业经历产能过剩和去产能两阶段后，钢价趋于 稳定。总体来看，上述原材料价格整体呈现企稳或小幅下降的趋势，意味着风电 制造的主要原材料价格处于平稳下行通道。

送出海缆约占设备费用的5%，单位千瓦成本约 500 元/千瓦。海上环境恶劣，对 海缆的制作工艺、运输安装、后期维护等要求高。目前 35kV 海缆单公里费用约 为 70-150 万元（考虑不同截面），220kV 海缆单公里费用在 400 万元左右，相比 之下，陆缆单公里费用仅为 25-70 万元。随着海上风电的发展，国内大截面高压 海缆制造能力也在不断提升，近 5 年 220kV 高压海底电缆价格已从每公里 700 万 元下降到 400 万元，未来海缆价格有望进一步下降。

海上升压站约占设备费用的 10%，单位千瓦成本约 1000 元/千瓦。海上升压站的 防腐要求较高，为提升经济性，比起陆上升压站，需要选择高可靠性、免维护的 电气设备。考虑到海上升压站需要大型船机设备完成升压站基础以及电气设备安 装，安装费用较高，因此海上升压站的设计需要更为紧凑，面积小，以降低成本。

提高海上风电运维效率，降低运维成本是降低海上风电成本的关键因素之一，也 是提升投资回报的重要手段。海上风电运维的难点主要是可达性差，故障待修时 间长，发电量损失大；缺乏专业装备，运维效率低，安全风险大；受环境及场地 限制，导致大部件维修困难多，费用高；海洋气象预测精度尚不满足现有长距离 海上风电运维的现状；多主机运维队伍资源共享尚存在经济性壁垒。由于国内海 上风电处于初步发展阶段，国内海上风电尚无长期运营经验和成本数据积累，海 上运维市场尚处于起步阶段。根据目前国内已建成的海上风电场运维情况看，海 上运维工作量是陆上的 2-4 倍，费用远超陆上风电。尽管海上运维门槛高、起步 晚，但随着我国海上风电的发展，未来将形成陆上运维和海上运维市场的细分格 局，通过前瞻性布局，提高海上风电运维效率，降低运维成本。

2、 风电：抢装期行业量价齐升，风机盈利能力有望触底回升

2.1 风电抢装开启上行周期，行业景气度上行

风电抢装开启上行周期，行业景气度上行。2019 年 5 月国家发改委发布《关于 完善风电上网电价政策的通知》，政策规定“2018 年底之前核准的陆上风电项目， 2020 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核 准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴”。在此 背景下， 2021 年开始陆上风电将迎来平价上网，同时国内风电行业迎来抢装大 周期，我们认为 2020 年风电装机需求将高增长。

海上风电起步晚空间大，政策支持仍较强。根据国家发改委发布的《关于完善风 电上网电价政策的通知》，“对 2018 年底前已核准的海上风电项目，如在 2021 年 底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022 年及以后全部机组完 成并网的，执行并网年份的指导价。”

已核准存量项目充足，新增装机有望高增长。根据彭博新能源数据，截至 2019 年底，国内陆上和海上在建带补贴存量项目约 47.5GW，市场已核准竞价项目 3.6GW，已核准常规型平价项目 4.51GW，已核准及规划分散式项目 12GW，已获得 批复或明确投资主体的风电大基地项目 32GW，已核准海上项目约 33GW，存量项 目开发空间充足，为未来几年风电增长奠定基础

政策驱动，疫情后行业将恢复增长。在政策的驱动下，2019 年来行业招标量持 续创记录，行业订单饱满，2019 年风电新增装机量达到 25.8GW。2020 年上半年 疫情期间装机受到一定限制，上半年装机量达 6.32GW，但疫情恢复后，我们预 计装机会恢复正常水平。总体我们预计 2020 年国内新增风电装机有望 30GW，年 均增长超过 20%。其中最重要的表现为三北地区装机的复苏和海上风电的崛起。

2.2 弃风改善三北解禁，风电厂商盈利能力提升

全国弃风电量和弃风率持续“双降”。2019 年全国平均风电利用小时数 2082 小 时，全国弃风电量 169 亿千瓦时，同比减少 108 亿千瓦时；平均弃风率 4%，弃 风率同比下降 3 个百分点。2020 年上半年，全国风电利用小时数 1123 小时，同 比减少 10 小时。在经历了 2015 年 15%、2016 年 17%的弃风率高峰之后，弃风率 已连续三年实现下降。另外，作为传统弃风率较高的省份，新疆、甘肃、内蒙古、 吉林、宁夏、黑龙江等主要风电资源区弃风率同比均有下降，证明消纳能力不断 改善，将为新增风电项目的投资建设提供巨大空间。叠加在特高压建设持续推进 的背景下，我们预计风电消纳能力仍将继续提升。

零部件企业单季业绩持续增长，整机厂即将迎来拐点。受国内风电行业在 2018 年下半年开始强劲复苏以及国际市场开拓顺利推进，零部件厂商单季度营收开始加速增长。同时，随着 2018 年以来钢价开始下行，以钢材为原材料的中游铸件 和塔筒企业的单吨毛利开始提升，风电零部件企业业绩高速增长。2020 年上半 年，整机厂商毛利率环比略有提升，主要由于前期积累的低价订单逐步消化，同 时出货量的增长也一定程度压缩了费用率，盈利情况明显好转。

海上风电发展迅速，政策支持力度强。从 2013 年至 2019 年，我国新增海上风电 装机容量年均符合增速逾 60%，截止 2019 年末，国内海上风电累计装机容量达 5.93GW，已成为仅次于英国和德国的第三大海上风电国家。2020 年上半年国内 海上风电新增装机容量达到 1.06GW，同比大幅增长 165%。

2.3 平价上网为指导价，海上风电有望进入全新发展阶段

电价是风电产业发展的基石性经济政策，在支撑我国风电产业持续健康发展中起 到了重要的作用。以 2008 年上海东大桥 102MW 海上风电场核准为标志，我国海 上风电行业已经经历了十二年发展历程。纵观我国海上风电的发展，我们认为我国的风电电价机制大体可分为三个阶段：无固定电价政策阶段（试验阶段）；标 杆电价阶段；标杆电价为指导价的竞争性资源配置阶段。未来海上风电发展有望 进入平价上网为指导价的竞争性资源配置阶段。

我国海上风电发展初期，相关政策较少，早期的海上风电示范项目采用单独审批 上网电价的方式，2010 年首个海上风电示范项目上海东海大桥 100MW 项目执行 0.978 元/kWh 上网电价。2014 年，国家发改委出台《关于海上风电上网电价政 策的通知》，这标志着海上风电行业发展进入了第二阶段。文件规定非招标的海 上风电项目，2017 年前投运的近海海上风电项目上网电价为 0.85 元/kWh，潮间 带风电项目上网电价为 0.75 元/kWh。2018 年 5 月，国家发布了《国家能源局关 于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知》，正式开始推行竞争方式配置风电项 目。竞价仍以原标杆价为参照，由于海上风电成本仍较高，竞价水平约在 0.85~0.75 元/kWh 价位区间内。2019 年 5 月 21 日，发改委颁布《国家发展改革 委关于完善风电上网电价政策的通知》，文件明确了海上风电的上网电价：（1） 将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确 定上网电价；（2）2019 年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海 风电指导价调整为 0.8 元/kWh，2020 年调整为 0.75 元/kWh。新核准近海风电项 目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。对 2018 年底前已核准 的海上风电项目，如在 2021 年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电 价；2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。如果按照每 年退坡 0.05 元/kWh 来推演，我们预计 2021、2022 年新核准项目指导电价同步 降至 0.7 元/千瓦时、0.65 元/千瓦时。

从风电电价政策十余年历程看，政策出台、调整和实施一方面体现了价格政策的 稳定性，使行业预期明确，另一方面根据成本变化情况进行适时适度的电价退坡， 既提升了国家补贴资金的使用效率，又实现了引导行业技术进步和产业升级。

2.4 海上风机厂商集中度稳步提升，国内外技术差距缩小

海上风电产业链结构与陆上风电相似，大致可分为上游的原材料生产与零部件制 造，中游的整机与相关海缆建设以及下游的风电运营商三个环节。但由于海上风 电技术壁垒高，产业链企业先发优势明显，容易出现赢者通吃的格局，行业集中 度高。

海上风电的开发运营前期投入高、项目周期长，开发商主要由大型电力央企主导。 目前海上风电的开发运营商主要为大型电力央企，与陆上风电相比，海上风电的 技术壁垒更高，且前期投入资金大、项目周期长。据统计，500MW 的风电场总投 资金额约为 90-100 亿，整个项目总投资回收期周期往往超过 10 年时间，对开发 商的风资源开发能力、资本金、債务融资能力和融资成本要求较高。不仅如此， 海上风电的开发流程更为复杂，涉及海洋工程，需要相关部门的协调审批，因此 对开发商的风电开发经验有较高要求。

国内主要的开发商为五大集团及其下属能源公司，包括南方电网综合能源有限公 司、华能、大唐、申能、国家电投、三峡、中核、中广核等。随着海上风电补贴 逐步退坡，对开发商的专业化能力和精细化管理能力的要求在不断提升，开发商 逐步呈现头部化趋势，行业集中度不断攀升。2019 年，中国风电市场公开招标 量达 68.38GW，其中陆上风电公开招标量为 52.17GW，海上风电公开招标量为 16.21GW。排名前 8 的开发商合计招标容量为 50.96GW，占全部招标量的 75%，行 业集中度较高。

2019 年，国家电投风电总招标量达 13.71GW，较上年增长超过 5 倍，位列八大开 发商之首。其中，陆上风电招标量 11.81GW，海上风电招标量 1.90GW。排名第二 的是华能集团，风电招标量达 7.95GW，其中，陆上风电 5.70GW，海上风电 2.25GW。中广核风电总招标量为 7.10GW，在各大风电开发商中排名第三,其中陆上风电招 标 5.01GW，海上风电招标 2.08GW。

整机厂商行业集中度稳步提升，国内外技术水平逐步缩小。在政策的指引下和海 上风电高补贴电价的吸引下，我国海上风电行业发展步入快车道，国内外技术水 平差异逐渐缩小，目前海上风电机组已进入大功率时代，单机容量从 4MW 快速迭 代到 6MW 以上。未来海上风电的发展趋势是深水远海化，这将对风电机组的研发、 制造、安装运维、相关装备制造等环节提出更高的要求，掌握核心技术的龙头企 业有一定先发优势，目前行业集中度较高。从我国海上风电行业已公布中标结果 的项目统计数据来看，排名前三的整机制造商合计市场份额已经接近 85% 。从 市场份额来看，我国海上风电整机厂商呈现四强鼎力的竞争格局，上海电气、远 景能源、金风科技和明阳智能的占比分别为 29%、27%、26%和 22%。随着海上风 电行业的发展，行业的技术和市场门槛将得到进一步提升，核心企业将随着行业 规模的扩张不断布局新产能，未来行业集中度有望继续攀升。

海缆行业壁垒高，先发优势强，竞争格局较为稳定。海缆行业的特性决定了其进 入门槛较高：因运输需要，海缆企业往往需要临近港口；海缆技术壁垒高，尤其 是高压海缆，220KV及以上海缆技术复杂，研发生产周期长；下游开发商对海缆 企业的筛选条件严格，海缆招标中较为看重企业的历史工程业绩，有一定的业绩 门槛。目前我国的海缆制造企业所占市场份额较为稳定，主要海缆企业包括东方 电缆、中天科技、亨通光电、汉缆股份等。近年来，我国海缆制造领域的国产化 推进顺利，基本实现了国产替代进口。从海上风电项目的海缆招标情况来看，已 逐步由以往的制造、敷设独立招标转向“制造+敷设”整包模式，拥有整包能力 的海缆企业在中标项目过程中将更有竞争力。

3、 陆上风电平价后趋于稳定增长，海风潜力大，补贴有望延续

3.1 陆上风电步入平价时代，未来有望趋于平稳增长

陆上风电进入平价时代，产业收益率可能下滑。2021 年开始陆上风电的国补将 退出，尽管补贴的退坡直至退出充分考虑到了行业的实际情况，最大程度上避免 了电价水平波动过大对产业造成的冲击和影响，但对于陆上风电产业链来说仍是 一次巨大的挑战，产业链将进一步整合，淘汰过剩产能。根据目前风电的投资水 平，如果按照 I、II、III 类资源区平坦地区初投资 7000 元/千瓦、IV 类资源区 山地丘陵地区初投资 8000 元/千瓦测算，在 2019 年指导价水平下，四类地区的 风电场年等效利用小时数需要分别达到 2385、2079、1885、1782 才可以保证基 本收益。

平价后陆上风电的销售规模和盈利能力可能出现不同程度的下滑。如按照上述测 算，预计 2022 年底可消耗大部分陆上风电补贴项目，2023 之后并网的项目将转 为平价项目，制造业环节的销售规模与盈利能力可能出现不同程度的下滑，行业发展将迎来一次洗牌，拥有核心技术、成本控制能力及规模化发展的优质企业或 将迎来黄金时代。

从发展潜力看，我国风力资源最为丰富的三北地区，陆上风电项目前期开发竞争 日益激烈，开发潜力日趋枯竭。截止 2019 年，我国陆上风电累计装机容量为 204.12GW，海上风电累计装机容量为 5.93GW，陆上风电占风电比重高达 97.18%。然而从开发潜力看，陆上风电的可开发资源仅为海上风电的 1/3，预计未来陆上 风电将趋于稳定发展，海上风电将接力陆上风电，开启风电发展新篇章。

3.2 海上风电可开发资源丰富，未来有望开启平价时代

海上风电有望接力陆上风电，成为风电发展新引擎。目前陆上风电已步入成熟的 发展阶段，而海上风电虽然起步较晚，但凭借海风资源的稳定性和发电功率大等 特点，随着政策扶持叠加技术进步，海上风电行业现已进入规模化发展阶段，经 济优势开始凸显，有望接力陆上风电，成为风电发展新引擎。

定性来看，与陆上风电相比，海上风电具有容量系数高、可大规模发展、消纳能 力强等优势，将风电场从陆地向海上发展已经成为一种新趋势。据测算，陆上风 电年平均发电 2000 小时，海上风电年平均发电 3200 小时，海上风电的利用率是 陆上风电的 1.6 倍。陆上风电场的建造需要因地制宜，很难建立大规模基地形成 规模效应，而海上风电场不占用陆地面积，可开发海域广，经济优势得以凸显。从消纳角度看，东南沿海地区作为中国主要的电力负荷中心，电网结构坚强，具 有明显的消纳优势，为海上风电的发展提供了广阔的空间。此外，从陆上风电发 展的资源空间来看，开发的风速最低已接近或达到 5m/s(120m 塔高)，开发余量 已经不大，因此，未来风电发展的主要方向将转向海上风电。

定量来看，海上风电发展迅速，潜力巨大。据估算，全国可开发和利用的陆地上 风资源约为253GW，而近海可开发和利用的风能储量约为750GW，是陆上风资源的 3倍。截止2019年，我国陆上风机累计装机容量达到204GW，而海上风机累计装机 容量仅为6GW，发展潜力巨大。2011年至2019年，我国新增海上风电装机容量年 均复合增速达到38.15%，远超陆上风机的3.44%。据GWEC统计，2019年全球海上 风机新增装机量为6.1GW，中国新增装机量连续两年位居全球第一，达到创纪录 的2.4GW，英国和德国紧随其后，分别为1.8GW和1.1GW。2020年第一季度国内海 上风电新增装机容量达到290MW，同比增长142%。据预测，我国“十四五”期间 海上风电新增装机将达到18GW，2025年累计装机达到25GW，将超过英国，成为全 球最大海上风电市场。

3.3 借鉴欧洲降本路径，海上风电平价可期

借鉴欧洲海上风电发展经验，通过降本增效实现平价上网。上个世纪 90 年代， 欧洲已经开始了海上风电的研究和实践，至今经历了一轮设计周期的实践，在装 备制造、建设施工、运行维护乃至退役拆除方面积累了丰富的经验，支撑了近几 年海上风电的大规模发展。中国海上风电起步较晚，在国内海上风电通往平价的 过程中，可以充分借鉴欧洲海上风电的发展经验，通过技术创新降本增效，尽快 实现平价上网。

风机大型化在有效提升单机发电量的同时，可大幅降低安装、运维成本，对降低 海上风电度电成本意义重大。2017 年以前，欧洲主流的海上风机平均功率不足 5MW，随后数年，单机功率不断提升，2019 年，欧洲海上风电机组的平均单机容 量已经达到 7.8MW，自 2014 年以来，风电机组的单机容量年化增长率高达 16%。据统计，在发电量方面，单机功率为 10MW 的风机比 8MW 的风机提升近 30%。除 了发电量的提升外，大功率风机还可以有效降低成本，在同样的装机规模下，单 机功率越高，所需安装的风机台数越少，可大幅降低吊装成本与后期的运维成本。

国内主流厂商纷纷加码大兆瓦机组。2019 年，我国海上风电机组平均单机容量 仅为 4.2MW，比欧洲低 3WM。然而，国内整机厂商也逐渐意识到风机大型化的优 越性，纷纷加码大功率风机。明阳智能已形成了以 5.5MW、6.45MW、7.25MW 等 产品为主的 海上风 机产品谱 系，全 球单机容 量最大 的半直驱 抗台风型 MySE8-10MW 风机研发也取得了重大进展。同时，公司计划通过再融资的方式进 一步投入 12-15MW 海上风机的研发及量产。金风科技 GW6S 平台的 GW154-6.7MW 和 GW171-6.45MW 机组实现批量交付，升级产品 GW175-8.0MW 机组也于 2019 年 9 月完成样机下线，引领国内海上风电走向大容量时代。

纵观欧洲海上风电发展历程，海上风电场规模逐年递增。在过去 10 年中，欧洲 海上风电单个项目的规模几乎翻了一倍，从 2010 年的 313MW 增加至 2019 年的 621MW。与欧洲相比，国内海上风电项目普遍偏小，2019 年 8 月 28 日公示中标 结果的上海市杭州湾北部海域奉贤海上风电项目，单体项目规模只有 200MW，2019 年 9 月 20 日英国第三轮 CfD 海上风电竞标，中标的单个项目规模为 1200 MW， 是上海奉贤项目的 6 倍。规模的扩大使得开发商在供应链上的议价能力大大加强， 从而带来采购上的规模经济，进一步促进了成本的下降。

从我国当前的海上风电发展来看，把控建设规模的核心在于基础施工和吊装施工 工程船舶的数量。据测算，每艘吊装船每年吊装的风机台数约为 30-50 台，如果 按照单机容量 6MW 测算，每艘吊装船每年可吊装 180MW-300MW。据统计，2019 年全国海上风电的开工规模约为 7.5GW，按照上述测算，需要 25-42 台吊装船。2020 年中国海上风电安装船预期量为 33 艘，随着小兆瓦机组逐渐退出市场，可用船 舶或将明显小于这一数值，2021 年中国海上风电安装船预期量是 40 艘。考虑到 吊装船每年施工期有限，每年施工窗口期不足 200 天，如果遇到恶劣天气情况， 施工效率将进一步降低，那么每年能完成的吊装规模将不及预期。

明确的市场规模预期可以有效提振投资者信心，促进海上风电发展的良性循环。 由于吊装船的造价高昂，平均造价为 3-5 亿元/台，如果没有足够大的市场规模 预期，投资者将没有足够的动力对其进行布局，吊装船将成为制约海上风电规模 化发展的一大障碍。参照欧洲的发展经验，明确划定海上风电的发展规划，让产 业链相关企业对未来的市场规模有明确、乐观的预期，将提升投资者信心，造就 海上风电发展的良性循环。未来随着施工船数量的逐步增加，预计年度建设规模 将大幅提升，在未来 2-3 年的单位造价的下降将促成海上风电步入平价时代。

运维是海上风电产业中关键的一环，降低运维成本可带动度电成本的下降。国内 海上风电项目的运行周期大多为 25 年，运维的主要模式是：前 5 年由整机厂商 提供质保服务，出保后 20 年由专门的运维服务商提供运维服务，目前国内的运 维模式仍以定期维护和故障检修的“被动式运维为主”。

我国海上风电运维仍处于起步、探索阶段。我国海上风电运维成本较高，是同等 装机容量陆上风电场的 2 倍以上，占到海上风电场总体投资的近 20%。一方面是 因为海上风电特殊环境影响（如高盐雾高湿度对设备的影响，天气因素对运维窗 口期的影响）造成设备可靠性差、故障率高、维修周期长、维修工艺复杂，另一 方面是因为我国目前海上风电运维仍处于起步阶段，运维团队的专业性仍需提升， 且远程故障诊断和预警能力还不健全。

欧洲在海上风电运维方面已积累起丰富经验，实现了从粗放型向精益化运维方式 的转变。精益化管理的核心在于通过对运维现状的有效分析减少各种形式的浪费， 确定标准化、有效的运维流程。同时通过搭建智能化运维平台，形成故障预警、 智能诊断以及运维策略优化，最大化运维效率。

3.4 地方补贴有望接力，海上风电将开启黄金 5 年

中央补贴退坡短期来看，对海上风电行业是一次硬着陆，但长远来看，有助于提 升海上风电行业的市场化竞争性。我国陆上风电有着全球最大的生产基地以及最 完备的供应链体系，目前国内陆上风电已率先实现平价，海上风电可充分利用我 国陆上风电的产业链优势，并借鉴陆上风电的发展经验，尽快实现海上风电的崛 起。

从市场经济角度来看，电力外购依赖度高的省份有可能接力中央继续补贴。发展 海上风电，需要引进大量海上风电相关装备制造业，包括风机主机、塔筒、叶片、 电缆、施工船舶等，可带动当地GDP并解决部分就业问题。从GDP的带动性来看， 100万千瓦海上风电带来的直接GDP是150-170亿元，按1:5左右的拉动效应，将产 生800亿元的GDP。而从成本端考虑，我们以广东省为例，广东地区煤电上网标杆 电价为0.45元/kWh，按照每年退坡0.05元/kWh测算，2022年广东地区海上风电标 杆电价将下降到0.65元/kWh，即仍需要补贴0.2元/kWh才能与煤电相竞争。我们 以广东地区2022年新增海上风电装机3GW、利用小时数3000小时测算，2022年所 需的补贴金额大约为18亿元，预计占当年地方财政收入的比例仅为0.12%，地方 政府实际承担的补贴金额完全在其承受范围之内。我们相信，率先扶植一个产业、 在形成产业聚集效应的同时引导当地企业占据行业制高点的战略意义将远大于 这0.12%的补贴金额。此外，当形成产业聚集效应后，海上风电所创造出的税收， 很有可能会完全覆盖掉补贴金额。

发展海上风电能有效提高沿海地区的能源供给安全系数，缓解过度依赖外购电力会带来产业安全风险。仍以广东省为例，广东海上风电和陆上低风速风电资源均 十分丰富，是我国目前风电开发的重要省份之一。通过海上风电开发，可以就地 构建低碳安全高效的清洁能源体系，彻底改变广东省依靠外输和化石能源为主的 能源供应格局。广东省政府十分关注能源产业结构性升级，大力推进广东沿海地 区风电产业发展。2018 年 4 月，广东省发布了《广东省海上风电发展规划 （2017-2030 年）》，该规划指出到 2030 年底，建成投产海上风电装机容量约 30GW。在粤港澳大湾区、珠江西岸先进装备制造产业带建设加速推进的宏观背景 下，广东省政府进一步要求加快推动海上风电规模化发展，扩大广东海上风电装 机容量并力争达到国际领先水平，将海上风电打造成珠三角地区的优势产业。2020年2月，广东省发改委发布了《广东省近海浅水区海上风电项目开工及建成 并网时间表》，其中囊括了 26 个海上风电项目，总规模超10GW；《时间表》中要 求于2020年底建成并网项目共计 3 个，对应装机规模 898MW；要求于 2021 年 底建成并网项目共计 19 个，对应装机规模7.44GW。

海上风电场多背靠东南沿海经济发达地区，可就近消纳，省掉了特高压长距离输 电成本。广东的云南水电东送、浙江的乌东德、白鹤滩、向家坝等金沙江水电东 送、江苏的三峡水电东送以及山东的三北煤电火电特高压都需要长距离输送，特 高压建设时间长（约10年），涉及区域广，并且用点调峰调频压力大，尽管短期 看有一定成本优势，但随着电力需求的持续增长，长期看不具备比较优势。考虑 到沿海经济发达地区对土地成本高昂，且对环境要求高，发展海上风电是沿海地 区优化能源结构的重要手段。据统计，部分沿海地区的燃煤能源比例高达70%， 为满足国家规定的可再生能源装机占比，沿海省份有更大的动力发展海上风电。

4、 投资建议：

国内海上风电的发展处于加速期，核准和开工项目不断增长，未来两年将是海上 风电的开工与并网高峰。中长期来看，考虑到海上风电的降本潜力，我们认为地 方政府将极大可能在十四五期间出台海上风电的补贴政策，引导行业继续发展。建议关注提前布局海上风电供应链的企业，整机环节推荐明阳智能，零部件环节 推荐天顺风能，建议关注东方电缆、大金重工。

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（报告观点属于原作者，仅供参考。作者：财通证券，龚斯闻）

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