海上风电行业专题报告：海阔凭鱼跃，风正一帆悬

一、海上风电：从海风到陆风，从欧洲到中国

（一）风力资源、消纳条件优秀，市场潜力大

“碳中和”大势所趋，我国积极采取行动。第75届联合国大会指出，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年实现碳中和。这 一减排承诺引发世界瞩目与国际社会的热烈反响，与此同时，各国纷纷提出减排目标与相应的鼓励政策。风力发电是实现“双碳”目标的重要手段，全球减碳大趋势下， 风电行业发展确定性强。

“十四五”规划中，海上风电是可再生能源发展的重点领域，其核心原因有两点：

第一， 海上风速高，风力资源丰富。根据Energy policy的论文，中国陆上地区的风速普遍 在3-7m/s，而近海海上平均风速普遍在10-20m/s，风速高则能够提供更多风能。

第二，海上风电靠近沿海地区，消纳条件优越。陆上风电通常建在内陆的荒野、沙 漠之中，多在西北地区，发电之后部分传输到东边来使用，特高压输电成本在0.05-0.1 元/度电（根据发改委公布数据估计）。与之相对的是，海上风电建在沿海地区的海 面上，利用海风发电后直接传输回沿海地区使用。沿海地区当地新能源发电不足， 根据中国能源局数据，上海、广东、福建等省份，非水可再生能源占比低于全国平均的11.4%。相比陆上传输来的风能和太阳能，海上风电可以在沿海地区就近消纳， 既节省了运输成本，又不占用东部地区的土地资源。

海上风电资源优越，而装机量相比欧洲还处于发展初期。根据国家能源局的数据， 2020年中国海上风电装机量为3.06GW，陆风装机量68.6GW，中国海风新增装机仅 占陆风的4%。对比海上风电发展更早的欧洲，2020年欧洲海风新增装机量2.9GW， 陆风新增装机11.8GW，海上风电达到陆上风电的25%（数据来源于Wind Europe）。 2021年为我国海风抢装的一年，当年我国新增风电装机量47.57GW，其中陆上风电 30.67GW、海上风电16.90GW，截止2021年末海风累计装机量25.9GW。

（二）政府规划目标高，平价上网时代有望到来

海上风电产业的运作模式主要涉及四个环节：

（1）政府给予规划目标，且实际并网有可能超目标。 “十三五”的历史经验表明实际并网有可能超规划，根据国家能源局、风能协会，“十三五”的海上风电规划并网 5GW、规划开工10GW，实际“十三五”期间海上风电并网9GW、开工大于规划量， 超额完成“十三五”规划目标。当前，“十四五”海上风电规划量较大，根据各省市发改 委文件、政府文件汇总，十四五新增规划并网36GW，规划开工75GW，期末并网预 计在36-75GW+，规划量已经是十三五装机的4-8倍，考虑到装机量可能高于政府规 划装机量，因而政府规划角度已奠定了海上风电行业较好的发展前景。

（2）开发商争取各部门核准，获得发电资格。和陆上风电、光伏项目相同，海上风电的收益来源于建成后每年的卖电收益，开发商对发电资格进行竞标。然而不同之处在于，当前海上风电建设以近海海域为主，开发商需要去获得交通、军事、海事 等多部门的核准，确保对于生态方面影响可控、不干扰航道等等，通常是大型央企 成为开发商，获得发电资格。

（3）开发商在合适的时机进行招标开工。影响开发商利润的因素众多，包括风电设备价格、海洋施工成本，还包括各地补贴政策，因此开放商倾向于在判断收益率较 好的情况下开工，向设备制造商、施工商进行招标，也是产业链获得订单的环节。

（4）最后环节是建设、装机、并网。建设周期通常在两年左右，建设完成后装机、 并网，产业链设备商根据装机时间确认收入。

海上风电产业运作的四个环节中，政府规划量奠定了行业发展的基调，而项目的回 报率很大程度上决定了开发商竞标、开工的意愿，影响了政府规划的达成程度，最 终影响了行业增速和风电设备产业链的增速。因此，项目回报率是一个关键的影响 因素。

项目回报率的关键影响因素是上网电价、度电成本和国家补贴。2014年到2021年底，海风行业享有国家补贴，沿海各省不含税燃煤电价为0.34-0.42元/度电，而海上风电 近海项目补贴后的上网电价在0.75-0.85元/度电。高额补贴过去支撑了海风行业快速发展，然而2021年底国家补贴退坡，给开发商的开发意愿带来一定压力。

参考陆上风电的发展趋势，补贴退坡可以加速产业降本，实现平价。2020年和2021 年陆上风电和海上风电相继退坡。2020年陆上风电补贴退坡后，产业链加速降价， 度电成本持续降低，与燃煤发电实现平价。由于平价进程较快、平价地域较广，陆上风电展现出较好投资回报率，行业维持较高增速。我们预计海上风电有望重演陆 上风电的历史，以降本带动产业链持续发展。这是市场化的技术手段。

降本手段之外，地方性资源也可以增加海上风电项目性价比。相对于降本这类市场 化的技术手段，地方性资源也可以增加海风项目吸引力，例如地方政府给予的补贴， 或者较好的风力资源。目前广东、浙江、山东等地区对于海上风电项目给予了补贴， 增加了海风项目性价比。此外，福建、广东等地区风速高、风能资源优越，设备发 电量更高，因而度电成本更低。因此，具备地方性资源（政府补贴、风力资源）的 省份也可以率先实现海风产业的快速发展。

欧洲也经历了从国家补贴到逐步市场化平价的过程。海上风电产业在欧洲已发展了 近30年，目前已成为欧洲重要的可再生能源发电形式之一。根据《欧洲海上风电工 程实践回顾》，梳理其发展脉络，可以看出政府支持的作用从逐步增加到逐渐退出 的过程，最终的市场化推动了平价的实现。

第一阶段：萌芽期（1991-2001年），政府牵头小型试验项目。丹麦风能产业在20 世纪70年代的石油危机之后开始兴起。在这个时期，世界上大部分政府和企业都不 认可海上风电场的发展前景，因而项目主要还是以政府政策拉动、公共企业牵头的 形式。这一时期安装的容量很少，业界主要面临的压力一方面是缺乏可靠的产业链 （包括风机制造及海上所需各种电气设备），另一方面受限于风机的容量（0.5-1MW）。 风电场的规模较小（项目装机容量大都在20MW左右），也因此限制了海上风电场 产生的社会影响和经济效益，也没有受到重点关注。

第二阶段：上升期（2002-2011年），政府支持在多方面增加，产业逐渐成熟。2002 年丹麦建设了一个有现代规模的风电场Horns Rev1，装机容量为160MW，离岸距离 在14~20km。在这个阶段，政府政策支持、项目融资开发和施工安装以及监管和市 场在北海周边几个国家进一步得到完善，海上风电场进入了快速发展期。英国的 Crown Estate公司在2000年、2003年和2008年进行了3轮开放式海底租赁，允许开 发商在几个划定海域自由投标建设风电场，自行决定风电场大小。通过开放监管及 投标的方式，英国很快超过丹麦成为世界上海上风电场最大的市场之一。这一时期 海上风电场项目规模已达100MW以上。业界依然受到供应链薄弱问题的制约，但已 有更多的供应商可以选择。

第三阶段：走向市场化（2012-2017年），从政府高价买电转向电厂竞标。先行的 开发商经过之前项目已积累了设计施工及运维经验，技术可行性基本证明后，降低 成本、减少政府补贴使之真正走向市场成为主题。英国在这段时期设定了2020年海 上风电成本在100英镑/(MW⋅h)的目标。早期海上风电场电能由系统运营商义务高价 购买，电厂只需达到预期产能即可，而2013年后，英国引入竞标机制，使得电厂也 参与到电力市场中而政府只提供最低价格保证。其他国家比如丹麦、德国及荷兰也 引入了类似的政策。海上风电场的经济性和规模成正比，这一时期风电场规模已达 500MW以上，经济性凸显。这一阶段，欧洲海上风电发电项目的度电成本逐渐下降。

第四阶段：大规模消纳（2018年至今），度电成本下降，平价项目增加。2018年以 后北海和波罗的海周边国家的海上风电场进入大规模开发时期，海上风电场的设计、 施工、运行各环节已基本模块化和链条化。使用IRENA的欧洲海上风电项目度电成 本，我们画出了LCOE水平最优项目（位列前5%）和平均项目，可以看出度电成本 大幅下降。随着政府扶持退去和技术的日益完善，市场化推动越来越多的平价项目 出现。根据WindEurope的数据，2020年欧洲海风新增装机量2.9GW，已经达到陆 上风电的25%，海上风电已经成为荷兰、英国、比利时的重要可再生能源来源。

回顾欧洲的海上风电行业发展历史，起初是政府义务高价买电，2012年起实行竞标， 走向市场化，倒逼行业的持续技术进步和降本增效，实现平价，进入了现在的大规 模使用阶段。尽管欧洲海风项目的建设成本比中国更高，但是其海上风速和电价都 要高于中国，综合来算度电成本，不少项目已可以实现平价。中国海上风电发展阶 段目前正处于欧洲2012-2017年的阶段，处于市场化进程的初期、平价上网的前夜。

二、降本路径：大型化、规模化、技术降本

（一）降本主要手段：降低总成本、提高容量系数

和陆上风电、光伏产业一样，海上风电产业的发展是不断追求更低度电成本的过程。 只有新能源的性价比提升，才能让开发商获得足够的投资回报率，推动新能源不断 取代传统能源。

业内通常用均化能源成本LCOE来代表度电成本，计算方法是用风力发电厂的生命 周期总成本除以生命周期总发电量：

1.单位装机容量的总成本包括期初的建造成本、建成后每年的运维成本折现、利息 和税收，关键因素是建设成本和运维成本，和设备价格、安装成本等有关。

2.总发电量是容量系数×发电时间，关键因素是容量系数，和当地风力大小有关。

我国各省近海风力大小有显著差异，会影响容量系数，进而影响度电成本LCOE。中国台湾海峡部分风力最大，东海和南海的近海次之，黄海和渤海近海风力最弱，因而， 福建、广东和浙江的风力较其余地区更优越。因此，同样的风机位于风力大的福建 就比位于其他地区发电更多，带来更低的度电成本。

从LCOE的公式入手，可以通过提高发电量或者降低总成本的方式，追求更低的度 电成本。由于单位发电量由容量系数决定，主要由当地的风力资源决定，难以通过 技术手段大幅度提升，因此，本文首先对于降低总成本的方法进行探究。

为了量化技术进步给各环节带来的降本效应，我们搭建了一个成本模型，考虑了各 环节成本与风机大小、离岸距离、风场规模等变量的勾稽关系，可以更好地反映风 机大型化、风场规模化等技术趋势带给成本的影响：

（1）降本的驱动因素：主要是风机大型化和风场规模化，同时，随着海上风场建设 更多之后，会逐渐向深远海建设。综合考虑这些因素，我们将海上风电的技术变化 总结为风机大小、风场规模和离岸距离这三个核心变量的变化。海上风电未来的发 展趋势是：风机大小从4MW增加到10MW，风场规模从200MW增加到600MW，而 离岸距离从20km增加到60km。这三个核心因素的变化，带动了海上风电的各环节 成本变化。

（2）驱动因素的影响方式：风机大型化让相同规模的风场使用的风机个数减少，从 而减少配套的零部件成本（例如减少线缆总长度）、海洋工程和运维相关的费用。 同时，风机大型化带动塔筒、基础之类的大部件均大型化，进而冗余减少、结构优 化，单位耗材得以下降。而风场规模化发挥了规模效应——规模化生产、规模化开 发，无论是大部件还是配套环节都获得了成本的优化。深远海趋势带来的是成本增 加，离岸距离增加后水深增加，电缆输送距离增加的同时基础打桩深度也需要增加， 一定程度上增加了成本。

（3）核心假设：主要是风机大小、风场规模和离岸距离的影响。对于风机大型化这 一趋势，归纳已有数据所反映的变化趋势后，我们假设风机大小每增加1MW，单价 下降5%，塔筒大小每增加1MW，单价下降4.5%，基础大小每增加1MW，单价下降 7%。对于风场规模化趋势，我们假设风场每增加100MW规模，风机、塔筒和基础 这三个大部件的单价下降1.5%。此外，规模增加对于电缆功率要求增加，我们假设 风场规模每增加100MW，高压海缆单价增加10%。对于深远海化趋势，我们假设离 岸距离每增加10km，水深带来基础价格增加5%。海缆总价考虑为随离岸距离成比 例增加。

（4）数据来源：公司招股说明书、各类网站和论文。包括海力风电招股书披露的基 础和塔筒价格、上海电气年报披露的风机价格、北极星风力网的各海风项目招标信息（包含风机、电缆等中标文件）、金风科技披露的模拟数据中的各项运维成本、 运达股份招股书中披露的各环节成本信息等，以及各类网站的公开信息和论文文献。

在该成本模型中，核心驱动因素取值不同时，总成本和各环节的成本结构会相应发生变化。为了描述海上风电产业链的成本结构，我们使用一类较为常见的情况进行 展示，即300MW风场、6MW风机和30km离岸的这一组情况进行展示。根据模型， 总成本中期初建设成本占八成，运维成本折现占两成。风机占比30-35%，塔筒占5% 左右，这两部分是陆上风电和海上风电都需要用到的结构。海上风电特有的结构在 于基础（占10%左右）和高压电缆（占10-15%）。另外，海上风电的安装、运维都 需要海洋实施工程，比陆地安装工程更贵，占比也较高。

（二）大型化降本：减少风机个数、优化结构

从欧洲的发展来看，降本主要是依靠风机大型化。根据美国能源署的海上风电报告， 2020年的海上风机，欧洲平均机型8MW以上，中国仅4-6MW。中国各大主机厂正 在加快布局和验证更大型的机型。

风机大型化降本的原因主要有两个，第一个原因是减少和风机个数相关的配套环节 成本，即减少线缆、安装、运维费用。对于同样规模的风场，用更大的风机，可以减少风机个数。例如60MW的风场，如果采用4MW风机，需要15台，但如果采用10MW 的风机，仅需要6台风机。线缆、安装、运维费用都和风机数量相关的，就能够下降。

具体来说，我们在计算过程中进行了一些假设，得到了大型化对于各环节的影响：

（1）电缆部分：线缆分为两部分，高压海缆（通常220kv）连接海上升电站和陆地， 以及低压海缆（通常35kv）连接各风机和升压站。高压海缆的长度与风场离岸距离 相关，功率与风场规模相关，而低压海缆的成本主要和风机个数相关。根据海缆中 标项目的数据，我们假设每一个风机需要的35kV电缆长度为固定长度（3.5km）。 风机大型化后，所需的低压海缆减少，成本减少。经计算，风机大型化，电缆费用 能下降近15%左右。

（2）安装成本：主要和风机个数、打桩深度有关，大型化之后风机个数减少但打桩 深度也要增加。由于没有具体安装费用的数据，根据海力风电招股书的信息，我们 假设安装费用是基础费用的1.3倍。风机大型化后，尽管安装单价上升，但安装个数 减少，成本是减少趋势。经计算，风机大型化，安装工程能下降近三成。

（3）运维成本：根据金风科技的模拟运算，运维成本中65%左右来自风机部件的维 护，我们假设风机个数减少将导致这部分风机部件的维护成本等比例减少。经计算， 风机大型化，运维成本下降能下降4成。

风机大型化降本的第二个原因是降低单位耗材，类似制造中的规模效应。风机大型 化带动塔筒、基础等部件大型化。根据上海电气招股书和海力风电招股书，大部件 成本中80%-90%左右来自原材料，大型化的零部件结构可以得到优化，减少冗余设 计，单MW价格更低。以明阳风机官网公布的产品信息为例，8.3MW的风机单位重 量为55.4吨/MW，相比7.25MW风机单位重量下降了12%，而7.25MW的风机也比 5.5MW风机的单位重量下降了20%。

从海力风电招股书披露的塔筒和基础的用钢量，我们也能观察到大型化带来的单位耗材下降。基础方面，2018年海力风电60%的基础大小在2-3MW的范围，单台基础 的钢板用量701.93吨，而2020年上半年，海力风电70%的基础在4-5MW，钢板用量 是899吨/台，可见单MW钢材用量有明显的下降。塔筒方面，2018年海力风电73% 的塔筒在2-3MW大小，单台用钢量211.79吨，而2020年上半年，海力风电一半的基 础大小在4-5MW另一半的基础大小在5MW以上，而单台用钢量320.9吨，用钢量增 加幅度小于兆瓦数增加幅度。

根据以上信息，我们假设风机每增加1MW单价下降5%，假设塔筒每增加1MW单价 下降4.5%，假设基础每增加1MW单价下降7%。使用200MW风场、30km离岸的情 形进行模拟测算，可以发现，当风机大小从4MW增加到10MW，风机、塔筒和基础 各环节的下降幅度在20%左右。（报告来源：未来智库）

（三）规模化降本：规模化生产和开发风场

大型化降本以外，还可以通过规模化降低总成本，包括规模化生产和规模化开发风场。规模化生产是指，随着产量、销量增加，风机、基础等因为规模效应获得降价。 根据上海电气招股书，6MW的风机销量从2018年的20万台增长到2020年的37万台， 价格从861万/MW下降到672万/MW，在销售规模接近翻倍的情况下，单位价格下降 了近四分之一。

规模化开发风场是指，如果大规模连片开发，更多共用输电基础设施，从而节省成本。通常，一个海上风场会配套一个升压站和连接升压站和陆地的高压海缆，大规 模连片开发则可以共享升压站、高压海缆，包括日常运维成本中的日常人员运维也 可以具备规模效应，因此每兆瓦配套的成本可以减少。

具体来说，我们在计算过程中进行了一些假设，得到了规模化对于各环节的影响：

（1）风机、基础和塔筒：对于这三类大部件，规模化采购带来较为显著的影响。我们假设风场大小每增加100MW，风机、基础和塔筒的单价都下降1.5%。

（2）电缆和升压站：规模化开发对于配套设备的影响最为显著。对于电缆，规模化 主要摊薄了高压海缆部分的成本。另外，风场总功率增加对海缆的电压要求也增加， 即海缆直径可能需要增加，导致制造难度加大、单价提升。我们假设风场规模每增 加100MW，高压海缆的单价增加10%。升压站的建设成本几乎不随风场规模增加， 因而成本大幅下降。

（3）运维成本：根据金风科技，运维成本中有三成左右是风场平台运维，主要有升 压站运维和消耗品组成，我们假设这部分成本增长比例小于风场规模的增长，因而 运维获得成本下降。

为了测算规模化的影响，我们的模拟测算考虑了8MW风机、30km离岸这种情形， 测算了风场规模从200MW增加到600MW的影响。经计算，风场规模化给风机、基 础、塔筒和运维成本带来的影响较小，电缆和升压站降本幅度最大，这两部分的成 本下降在四成左右。但由于电缆和升压站成本占比较小，规模化降本的效果小于大 型化降本。

（四）深远海化趋势：基础和海缆成本增加

随着海上风电建设规模增加，风场会逐渐建在更远、更深的海域。中国目前项目的 离岸距离主要在20-30km，普遍少于欧洲国家。即使是海岸线同样长的美国，新建 项目的离岸距离也在增加。预计未来中国海上风电项目中深远海的占比会逐步提高。 深远海化也影响了建设成本，主要增加了基础和海缆的费用。

为了计算深远海化降本的影响，我们使用了8MW风机和30km离岸这种情形，考虑 连距离从20km到40km的影响。我们假设离岸距离增加，水深增加，由于中国大陆 架宽广平坦，浅海资源丰富，我们假设离岸距离每增加10KM，水深的增加带来基础 的价格增加5%。关于海缆，我们假设高压海缆长度和离岸距离成正比，低压海缆成 本在深远海趋势中不受影响。在这些假设下，我们计算得出，深远海主要给电缆成 本带来大幅度的增加，从20km到40km，海缆成本的增长幅度接近七成。

（五）技术手段综合降本接近 35%

在海上风电发展的过程中，有三个重要的技术趋势——分别是风机大型化、风场规 模化和选址深远海化。风机大型化和风场规模化都具有降本效应，而选址深远海化 增加了基础和海缆的成本。

大型化是主要的降本手段。风场规模化也是一个降本手段，但降本幅度较小；同样 地，深远海趋势对于成本的增加也有限，降本过程中，运维费用、风机和安装工程 费用贡献了最多的降本。假如风机大小从4MW提升到8MW的情况，总成本能够下降 24%，而如果使用更大机型，例如10MW以上，能下降达到30%及以上。

综上，技术手段能够实现的海上风电总成本下降30%，即度电成本LCOE的分子部分 下降幅度可以达到30%，主要依靠风机大型化实现。

此外，风机大型化还能提升容量系数，即LCOE的分母部分。其原因在于，风机大型 化使得风机离海平面高度增加，在一定范围内，距离海平面越远风速越高。根据P.K. Chaviaropoulos的论文，风机从5MW提升到10MW，容量系数能提升5%左右。

综合度电成本LCOE分子和分母，我们把当前可实现的技术作为给定条件：风机功率 从4MW增加到8-10MW、风场容量从200MW增加到600MW，选址离岸距离从20km 到40km，在这种情况下，LCOE可以下降的范围从5%到近35%。这是通过技术手段 可以实现的降本幅度。

（六）大型化技术具备现实可行性

我们的降本模型核心依赖8-10MW大风机的落地使用，而主机厂在大型风机技术方 面技术储备丰富。从风机厂的样机推出情况来看，明阳智能已经推出了10MW和 11MW的大型风机机型，分别计划在2020年和2021年投入商用。电气风电、东方电 气和金风科技的8MW以上风机也在2019-2020年计划商用。

2021年招标的项目中，有6个大风机项目，机型基本在8MW及以上。中国海装和明 阳智能甚至分别用10MW、11MW的大机型中标了400MW和1000MW的大项目，验 证了大机型的实际落地情况较好。我们认为，今明两年8-10MW的机型将成为海上 风电市场主流采用的机型，推动海上风电项目实现平价。

三、从地方政策及资源，看海风规划的放量速度

（一）地方政府补贴，助力装机增长

补贴方面，广东、山东和浙江已推出地方性补贴。广东和山东分别给予2022-2024 年并网的项目以补贴，而浙江通过竞争性配置确定补贴。具体而言，广东对于2022 年-2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元。山东对于2022 年-2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，按照每千瓦800元、500元、300元的 标准给予补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦。在浙江 的补贴政策中，2022-2025年通过竞争性配置确定扶持的项目，分年度的装机量分 别不超过50万千万、100万千瓦、150万千万和100万千瓦。

梳理十四五规划量，我们将各省的十四五规划分为两个级别，分别是“十四五规划新 增并网”和“十四五规划开工”。新增并网是十四五期间能够装机并网的规模，由十三 五期间的核准拟建和十四五的政府规划并网构成。十四五规划开工则是政府拟定的 规划目标。全国十四五规划新增36GW，十四五规划开工达到75.4GW。

广东、浙江和山东三省的十四五规划量，占全国的比例超过一半。根据各省的政策， 广东省的十四五规划量最大，包括14GW的规划并网和21.3GW的规划开工，浙江、 山东和江苏的规划开工量也均达到10GW。有补贴的三省（广东、浙江和山东）合 计规划并网量为18.7GW，合计规划开工量达到41.3GW，均达到全国规划50%以上。 此外，福建省的13.3GW规划目标提出时间较早，来源于2017年的能源局复函，目 前没有更新的规划目标，具体开工规划不明确。其余的上海、河北、天津、辽宁、 广西和海南，目前的十四五规划开工均在5GW内。

（二）各省风力资源不同，平价上网有先后顺序

地方性资源除了地方补贴以外，还有风力资源。风力资源优越的地区容量系数高， 度电成本LCOE更低，因而能率先实现平价。这部分希望去根据各省的风力情况计算 LCOE，从而判断各省的平价先后顺序。

这部分，我们使用的主要假设如下：

1.建设成本和运维成本：通过汇总整理，我们获得了各省历史上参考年份的海上风 电项目建设成本，按照每年降价5%统一到2021年。运维成本方面，我们假设各省一 致，采用IEA的中国海风新项目运维数据。

2.容量系数：使用了Science advances论文中的容量系数数据，由于论文中容量系 数是用8MW机型+NASA海上风速历史数据计算得到，但中国普遍使用4-6MW，已 按照各省实际机型情况调整。

3.其他假设包括要求回报率6%、折现期为25年，以及仅考虑全投资的情况（不含金 融杠杆）。

我们将计算或的各省LCOE，与当地火电价格进行对比。技术手段带来5%-35%的降 价，因此，沿海5省市能够在技术手段支持下，有望率先实现平价。分省份来看：

1.广东：在当前已经使用了较大机型（8-10MW），叠加当地较高的电价，距离平价 上网仅需1%的降幅。考虑到广东政府给予了补贴600-1500元/kw，可以再支持4-10% 的降本，广东省可以实现平价上网的同时，获得超过6%的较高回报率。

2.福建：当地自然条件原因，建设成本较高但风力条件优越。在使用了7-10MW机型 的情况下，未来只需适当提高平均机型大小和优化选址，就能够获得6%的投资回报 率，实现平价上网。

3.浙江、上海和江苏：这三地情况较为类似，风力条件和建设难度处于中等水平， 距离平价上网还需降本10%-35%。由于海上风电发展较早，使用的机型普遍在 4-6MW，风机兆瓦数的提升对于成本下降的改善空间较大，预计采用较新机型后， 这三省也能够实现平价。

4.山东：山东的风力资源和江苏接近，建设成本略高于江苏，在使用4-6MW的风机 后，距离平价还需要降本36%，因此不能够直接依靠技术手段实现平价。不过，考 虑到山东给予了地方补贴，补贴范围为300元-800元/kw，即补贴可以实现2%-5%的 降本。在地方补贴的帮助下，山东也可以实现平价。

5.河北、天津、辽宁等。其余省市由于海上风力资源小、建设成本较高、地方煤电 价格较低，当前环境下不能实现平价，需要等待产业链进一步升级。

总结：当前的技术手段能够让LCOE下降5%-35%，可以支持五省市率先实现平价， 分别是广东、浙江、上海、福建和江苏，此外，山东省给予了海上风电以补贴支持， 帮助降本达5%，支持了山东省的海上风电在获得补贴后和煤电实现平价。率先平价的六省市，其规划量，占到全国规划量的80%以上，给予了海上风电装机量在十四 五期间快速提升的动力。

综上，由于各省的风力资源、地方补贴不同，有些资源更好的地区，十四五规划量 可以更快释放。我们预计，2022-2024年，广东、浙江、福建、江苏和山东地区率 先起量，2025年往后，全国实现平价，其余地区逐步放量。由于2021年是退补前最 后一年，装机量是局部高点。整体看十四五期间装机量能够稳健增长，年化增长 20%-30%，较为可观。

四、重点公司分析：各细分赛道龙头

（一）东方电缆：海缆寡头，产能具备区位优势

东方电缆作为海缆寡头，有技术积淀和码头资源。根据年报的披露，东方电缆2021 年收入79.32亿元，其中海缆业务收入32.73亿元。

技术壁垒：海缆成本占比小，但相比陆缆，除了防水要求高，因更换困难，对稳定 性要求高，且一些招标要求敷设的海工能力，需要码头进行运输，码头资源相对稀 缺。因此壁垒较高，较难有新进入者。

在海风降本过程中能够保值：海上风电离岸距离增加，进一步带动海缆长度需求提 升；风场规模化以后，电缆功率也会相应提高，增加制造难度。

东方电缆产能布局增加，弹性可期：三大产业基地，包括由戚家山生产基地、郭巨 生产基地以及海工基地集合形成的东部产业基地，以广东阳江为核心的南部产业基 地（筹建中）和以江西南昌为核心的中部产业基地。新筹建的产能扩张较大，提供 了公司增长弹性。

（二）中天科技：海缆寡头，高压海缆技术积淀深厚

中天科技集团下的中天海缆，主要从事海缆、陆缆的研发、生产和销售业务。2020 年中天海缆收入59.7亿元，净利润9亿元；21H1中天海缆净利润5.4亿元。

公司在高压海缆领域研发技术水平突出。目前已具备交流500kV及以下海缆和陆缆、 直流±400kV及以下海缆、直流±535kV及以下陆缆的研发制造能力，其中海缆为公 司业务发展重点，是公司盈利的主要来源。

未来产能将从江苏拓展至广东，进一步增强公司竞争力。依托现有研发技术成果， 公司目前已在江苏南通建立了两个生产基地，并计划在广东陆丰、江苏大丰新建生 产基地，产品生产能力已实现交流500kV及以下、直流±535kV及以下电压等级的全 覆盖，建立了较为丰富的各系列海缆及高、中、低压陆缆产品体系。

（三）海力风电：基础环节龙头，大规模产能扩张

公司处于基础龙头地位。根据海力风电招股书，海上风电2019年海风基础的市占率 达23%。此外公司还有塔筒业务，2019年市占率占有率为26%。2020年，公司的营 业收入为39.3亿，净利润为6.2亿，利润率为16%。

海力竞争优势是区位优越、产能扩张较大：（1）布局沿海，节省运输成本。公司拥 有江苏等多个生产基地，分布于如东、通州、大丰等沿海地区，可以有效降低公司 运输成本。（2）公司扩产能激进：根据海力风电招股书，当前产能200套桩基，300 套塔筒，IPO融资计划用于扩产，扩产150套桩基、300套塔筒，2021、2022年达产， 产能大幅增加，相比同行业扩张激进，在海风行业高景气情况下获得利润增长。

（四）恒润股份：塔筒法兰龙头，大型化优势显著

恒润股份为风电塔筒法兰的龙头企业。2020年公司的营业收入23.8亿，净利润4.6 亿，净利润率为19%。随着环锻件大型化演变，辗环锻造正成为主流锻造工艺，公 司辗环锻件主要应用于风电塔筒法兰，2020年风电行业收入占公司总收入的61%， 为国内塔筒法兰的龙头企业。

恒润股份将受益于大型化趋势。随着海上风机所需要的法兰尺寸增加，公司在大MW 法兰上的领先优势愈发凸显。公司是全球较少能制造7MW及以上海上风电塔筒法兰 的企业之一，并具备海上9MW风机法兰的生产能力。

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