海上风电分类、发展历程及趋势分析

降本诉求驱动风机大型化，大型化着力于“高、大、长”。

1.发展历程：起于欧洲，兴于中国

海上风电主要分为四大类别，其中桩式基础应用较为广泛。海上风电按照基础类型， 可划分为桩式、重力式、吸力式筒形和漂浮式四种，其中桩式、重力式适用于水深小于 30 米的水域，吸力式筒形适用于水深 30-60 米之间的水域，漂浮式适用于水深大于 50 米的水 域。由于我国海域深度较浅，加之桩式工艺简单，造价成本较低，其应用较为广泛。在风 机大型化和深海化的趋势下，漂浮式使用有望得到普及。

海上风电 1991 年起源于丹麦，欧洲的海上风电发展分为三个阶段：1、技术可行性验 证阶段（1991-2001 年）：在此期间建设规模和单机容量较小，期间丹麦、荷兰、英国等国 家合计建设了 9 个海上风电项目，其中 5 个项目容量低于 10 兆瓦；2、商业化开发阶段 （2002-2011 年）：在此期间海上风电的建设规模逐渐增大，技术创新加速，政府扶持力度 加大，风电场的平均规模达到 400 兆瓦，累计装机规模超过了 6 吉瓦，海上风电进入了大 功率时代，平均单机功率达到 4 兆瓦；3、规模化及深远海开发阶段（2012 年-至今）：在 此期间欧洲首先开始深水远海的探索，Hywind Scotland 是全球首个漂浮式海上风电场，海 上风电样机（Hywind Demo）于 2009 年投产，经多年运行验证之后，采用同源技术的试验 风电场，共包括 5 台单机容量 6MW 的风电机组，于 2017 年投运。

中国的海上风电发展晚于欧洲，分为四个阶段：1、试点运行（2008-2010 年）：2008 年，中海油竖立起中国第一台海上风电试验机组，2009 年上海东海大桥海上风电项目启 动，这两个项目是我国海上风电的先行试点。2、探索发展（2010-2014 年）：十二五期 间，对海风进行探索发展，2010 年《海上风电开发建设管理暂行办法》的出台，标志着我 国海上风电特许权招标正式启动。3、集中开发（2015-2021 年）：国家能源局、国家发改 委出台了多个有利于海上风电的政策，如《关于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知》 等，中国的海上风电迎来了大发展。2021 年底中国的总装机容量达到 2639 万千瓦，成为 世界第一。4、规模化和深远海开发（2022 年后）：随着电价退补，海上风电回归理性发 展，海上风电场已向吉瓦级别发展，如三峡青洲 1GW 海上风电项目、大唐海南儋州 1.2GW 海上风电项目等，海上风力发电机组也从“十三五”期间的 4MW-8MW 突破到 10MW-15MW。

2.趋势：大型化为基，深远海提速

大容量机型占比扩大，中国最大单机容量突破 20MW

降本诉求驱动风机大型化，大型化着力于“高、大、长”。2023 年中国风电仍以机组 大型化降低成本为主，大型化的主要着力点包括“高、大、长”三个方面，塔架高度进一 步提升，单机容量稳步增大，叶片长度持续增加。虽然单个大型风机成本更高，但更大的 尺寸可以提高年发电量，并且在同等规模风场下基础、电缆、安装及运营上的投入更低。 据崇德科技招股说明书，风轮直径每增加 10%，整机发电量将提高 8%以上。

全球海上风电单机组平均容量提升显著，大兆瓦机型平均单机容量增长约 22%。据 CWEA 数据，中国新增海陆风电机组平均单机容量呈快速提高趋势，2023 年中国新增海上 平均单机容量达 9.6MW，较 2022 年均值提高 2.2MW。据 WindEurope 数据，2023 年，全 球新安装的海上风电机组的平均单机容量为 9.58MW，各地区的平均容量分别为：欧洲 9.7MW，亚太 9.5MW，北美洲 12.2MW。2023 年，全球海上风电机组的大兆瓦机型订单也 达到了历史新高，平均单机容量为 14.9MW，较上一年增长了约 22%（2022 年为 12.2MW）。随着更大单机容量的风电机组即将进入市场，预计已安装的海上风电机组的平 均单机容量将在未来几年内持续增加。

风机原材料铜锌价格见顶呈下行趋势，有望驱动产业链盈利修复。据 GWEC 数据，海 上风电风机材料主要由铜和锌构成，占比分别为 51.8%和 35.7%，2020 年 1 月 2 日至 2024 年 5 月 20 日，铜均价由 4.92 万元/吨上涨至 8.74 万元/吨，涨幅 77.80%，铜价 5 月 20 日后 见顶后反转向下，至 8 月 19 日下跌 15.17%；2024 年 5 月 30 日至 2024 年 8 月 19 日，锌 均价从 2.17 万元/吨下跌至 1.95 万元/吨，下跌 10.31%，主要原材料价格下行有望驱动产业 链盈利修复。

海上风电大型化趋势确定，10MW 以上单机容量占比扩大。2023 年新增吊装的海上风 电机组中，单机容量 10MW 及以上的风电机组装机容量占比由 2022 年的 12.1%提升到 46.4%，主要集中在 11MW 和 12MW 机型，合计占比约 36.9%；12MW 以上风电机组装机 容量占比为 6.6%；2023 年新增吊装最大单机容量由 2022 年的 11MW 提升到 16.5MW。 2023 年，在所有吊装的海上风电机组中，8.0MW 以下风电机组装机容量占比 73.2%，比 2022 年下降了约 16 个百分点：8.0MW 至 9.0MW（不含 9.0MW）风电机组装机容量占比 13.7%，比 2022 年增长了 5.6pct；10MW 以上风电机组装机容量占比 9.3%，比 2022 年增 长了约 8pct。

大容量风机组成风场较小容量风机成本更低、回报更高。以明阳智能 12MW 与 8MW 产品为例，在 1000MW 风场状况下，8MW 机组需要 125 台，12MW 机组仅需 84 台，约减 少 1/3 的机位，节约用海面积 30%以上；全场基础成本降低 24%，塔筒成本降低 27%，总 体降低成本 25%以上。另外，由于机位点减少，尾流约减少 3-4%，并且因大机组捕风效率 提高，发电量整体提升 5%以上。总体而言，单位千瓦造价节省 8.6%以上，度电成本降低 8.3%，自有资金内部收益率能提高 7.5%以上。

2023 年我国下线海上风电机组最大单机容量实现新突破。据 CWEA 统计，2023 年我 国下线的海上风电机组最大单机容量达到了 20 兆瓦级，且在 2022 年新增吊装容量中排名 前九的厂商，均已推出了 14MW 以上单机容量海上风电机组。2023 年 11 月，由东方电气 联合中国华能下线的 18MW 机组，是全球单机容量与风轮直径最大的低速永磁（直驱）型 海上风电机组。2023 年 12 月，明阳智能 MySE18.X-20MW 机型下线，是 2023 年全球已下 线单机容量最大、风轮直径最大的海上机组。

海上风机大型化对风机可靠性以及供应链安全提出更高要求。风电大型化并不是简单 的将设备做的越来越大，背后考验的是关键零部件的产业链供应、海上施工能力以及制造 能力的全面升级，如大尺寸叶片的再设计，轴承的供应能力等。海上风机运行环境复杂恶 劣，海上盐雾会造成机体腐蚀，浪潮增加载荷，风高浪大的极端天气又使运维成本成倍增 加，同时单机投资成本更大，一旦已投运风机出现问题，高额维修成本将使得收益大幅下 降，因此大容量风机的可靠性是最核心的指标。

海风大型化推动极大提升施工难度。据《桥梁视界》数据，海上基础直径最大的单桩 为 10.4 米、长 112.米、重 2407.5 吨；吸力式导管架基础的吸力桶长 40 米、宽 36 米、高 85 米、重 1936 吨，基础结构大型化带来的运输、安装、打入、植入施工等难度大，施工 过程中，“人、机、料、法、环”均面临巨大挑战。基于单桩基础稳桩定位施工需求，创新 研制了坐底式、桩船一体式、自升移动式、船载移动式等稳桩平台；实现了单桩桩长 112.68 米，最大桩径 10.4 米的打入施工。

风电深远海发展趋势明显，中国深海风资源约 2TW 系近海 5 倍

欧洲新建风电场正在迈入深远海，中国海上风电向深远海延伸趋势明显。远海风电一 般指场区中心离岸距离大于 70km，深海风电指水深大于 50m 的场区，世界上 80%的海上 风力资源位于水深超过 60 米的海域。欧洲海域平均深度大于中国海域，深远海风电发展先 于中国，2019 年欧洲在建的海上风电项目平均离岸距离达 59km，英国的 Hornsea1 风电 场、德国的 EnBWHoheSee 和 EnBWAlbatros 风电场离岸距离超过 100km，而在新开标的风 电场中，最远离岸距离已达到 220km。中国已装机海上风电项目集中在离岸 30km、水深15-20m 的区域；2022 年已完成招标待建项目平均离岸距离 40km、水深 30m；2023 年待招 标项目平均离岸距离 50km、水深 35m。

漂浮式风电以半潜式为主，2033 年装机量有望达 8.3GW。据 GWEC 报告，漂浮式技 术主要有三种：单柱式、半潜式和张力腿式，单柱式曾经是漂浮式项目的主要技术方案， 但半潜式在过去几年发展很快，逐渐成为主流。张力腿式技术在灵活性上有一定优势，但 其安装过程复杂，锚链成本高，暂时市场份额较低。漂浮式海风发展可分为演示和试验阶 段（2009-2020 年）、商业前阶段（2021-2025 年）、商业阶段（从 2026 年起），预计 2033 年全球漂浮式海风新增装机量达 8.3GW，累计装机量达 31GW，其中，欧洲占比 60%，亚 太地区占比 33%，北美占比 7%。预计 2024-2033E 全球漂浮式海上风电新增装机 CAGR 达 69%。

全球漂浮式海上风电小批量装机，2023 年新增装机 48MW。据 GWEC 统计，2023 年 全球漂浮式海风新增装机达 48MW，并预测漂浮式海上风电在 2025 年将会有大的发展， 届时将有四个 150-200MW 规模的项目并网，在 2030 年之前将全面实现商业化。

中国深远海风电关键技术研制取得重大进展，装机路线以三立柱半潜式为主。目前中 国共有 6 个漂浮式海上风电项目（样机）实现投运或正在推进实施。除安装在三峡阳江沙 扒海上风电场的“三峡引领号”于 2021 年并网发电外，由中国海油主导的“海油观澜号”，在 距海南文昌 136km 的海上油田海域投运，成为全球第一个离岸距离超过 100km 和海水深度 超过 100m 的“双百”海上风电项目。另有中国海装主导推进的“扶摇号”，已在广东湛江罗斗 沙海域完成安装。中国进入安装阶段的漂浮式样机基础技术路线，都采用了三立柱半潜式方案，包括正在推进开发的部分样机，大多与采用固定式基础的大型海上风电场相连，或 作为其中一个发电单元运行。

各国推出 2030 年漂浮式海风发展目标，美国有望成为继欧洲、东亚后第三重点市 场。2022 年美国启动“漂浮式海上风电行动计划”，重点在平台制造、海洋工程和漂浮式机 组领域进行集中研究、开发和示范，到 2035 年将漂浮式海上风电的度电成本降低 70%以 上，从 2021 年的 0.084 美元/KWh（约合人民币 0.602 元/KWh）下降至 0.045 美元/KWh， 并且，到 2035 年部署 1500 万千瓦的漂浮式海上风电装机容量。10 年后美国有望成为全球 第三个重要的漂浮式海上风电市场。

漂浮式海风 LCOE 快速下降，至 2030 年中国漂浮式 LCOE 有望降至固定式水平。据 CWEA 报告，全球首个漂浮式海上风电项目的造价高达 30 万元/KW。随着漂浮式海上风 电技术的进步、单机容量的增加、项目规模的提升，漂浮式海上风电项目单位干瓦造价已经下降至 4 万元/干瓦。据 DNV 报告，到 2050 年漂浮式海上风电成本将下降近 80%。与之 相对，中国万宁百万干瓦漂浮式海上风电项目造价约 2.3 万元/干瓦，中国漂浮式海上风电 项目投资成本有望在 2025 年达到 2 万元/KW 左右，2030 年降至 1 万-1.5 万元/KW，达到 与固定式海上风电相当的水平。

固定式与漂浮式海风成本结构差异大，漂浮式安装成本、漂浮基础占比大。固定式海 上风电机组成本占比最大，达 42%，安装成本仅占 5%，与之相反，由于漂浮式海上风电 更高的投资成本，导致风机占比相对下降，风电机组、浮式基础、系泊锚固以及施工安装 分别占比为 13%、26%、22%和 21%。