2022年海上风电行业市场空间及未来趋势分析 我国具备丰富的海上风能资源

1、碳中和趋势明确，海上风电市场空间广阔

为了应对全球气候变化，197 个国家于 2015 年 12 月 12 日在巴黎召开的缔约方会议第二 十一届会议上通过了《巴黎协定》。协定在一年内便生效，旨在大幅减少全球温室气体排放， 将本世纪全球气温升幅限制在 2℃以内，同时寻求将气温升幅进一步限制在 1.5℃以内的措 施。为此，各国陆续提出碳中和目标，目前已有超过 130 个国家和地区提出了“零碳”或 “碳中和”的气候目标，包括：已实现碳中和的 2 个国家，已立法的 6 个国家，处于立法中 状态的包括欧盟和其他 5 个国家。另外，有 20 个国家（包括欧盟国家）发布了正式的政策 宣示，100 个国家/地区提出目标但尚在讨论中。

2、 风光基地成为风电装机主力军

风光大基地将成为风电装机主力军，第二批风光基地项目正抓紧启动。根据 2021 年 3 月公 布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》， 为大幅提升风电、光伏的发电规模，构建各类电源协调互补的现代化清洁能源体系，未来我 国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，进而形成 9 大集风光 （水火）储于一体的大型清洁能源基地以及 5 大海上风电基地。

分散式风电提上日程，提供风电装机增量弹性。2021 年 10 月“风电伙伴行动·零碳城市 富 美乡村启动仪式”中发布了风电伙伴行动具体方案，明确表示“十四五”期间，在全国 100 个县，优选 5000 个村，安装 1 万台风机，总装机规模达到 5000 万千瓦，为 5000 个村集 体带来稳定持久收益，惠及农村人 300 万以上。

“十四五”“十五五”老旧机组改造增量可观。我国风电发展较早，发展初期风电机组以兆 瓦级以下为主，全生命运行周期在 10~15 年，如今这些老旧机组都面临着设备老化、运行 故障等问题，且早期建设的风场项目风资源相对较好，因此实行老旧机组改造势在必行。根 据北极星风力发电网，我国在运兆瓦级以下风电机组有 11000 余台，分别在 1989 年至 2013 年间投运，分布于 22 个省（市、自治区），总装机约 870 万千瓦。此外，还有部分集中在 2006-2013 年投运，单机 1~1.3MW 的非主流机组 1250 台，总装机容量 216 万千瓦。据能 源研究所 ERI 分析数据，预计“十四五”我国风电累计退役机组将超过 120 万千瓦，全国 更新改造机组需求将超过 2000 万千瓦，预计“十五五”风电机组更新退役技改更新规模约 4000 万千瓦。

响应双碳号召，“五大六小”发电集团装机热情高涨。由于风电、光伏项目的投资成本较高， 需要以资本金+债务融资方式进行初始投资，且审批手续繁琐，我国央企、国企资金实力强、 融资成本低，一直是风电光伏发电项目的主力军，以国家能源集团、华能集团、华电集团、 大唐集团和国家电投五大集团，以及三峡集团、中广核、华润电力、国投电力、中节能和中 核六小集团为主。据风能专委会 CWEA 统计，五大集团“十四五”期间新能源装机规划达 357~387GW，六小集团装机规划达 193~203GW。除此之外，中国电建、中国能建、中国 石化、中国海油和中国石油仍有小部分新能源装机规划，合计约 83.5GW。

风能企业发布宣言，“十四五”年均装机量有望保持 50GW 以上。2020 年 10 月北京风能 大会中，400 余家风能企业联合发布《北京风能宣言》，保证“十四五”期间年均保证风电新 增装机 50GW 以上，2025 年后年均新增风电装机 60GW 以上，至 2030 年装机总量达到 8 亿千瓦。

3、 沿海大省“十四五”规划重视海上风电

3.1 我国海风资源丰富，发展海上风电势在必行

我国具备丰富的海上风能资源。据《海上风电现状及发展趋势》介绍，与陆地风能资源相比， 我国近海风能资源更为丰富：海岸线长约 18000km，岛屿 6000 多个，近海风能资源主要集 中在东南沿海及其附近岛屿，风能密度基本在 300W/m2 以上，台山、平潭、大陈、嵊泗等 沿海岛屿风能密度可达 500W/m2 以上。中国风能资源普查数据显示，我国 5~25 米水深、 50 米高度海上风电开发潜力约 2 亿千瓦；5~50 米水深、70 米高度海上风电开发潜力约 5 亿千瓦。目前我国潮间带和近海风电开发技术较为成熟，成本较低，以 20~30%的理论开发 量计算，近海 5~25 米水深可开发规模为 3800~5700 万千瓦，同时可根据经济性和技术成 熟度探索开发深远海风电项目。

我国沿海各省海风资源各有差异，开发成本不尽相同。我国海上风资源呈现由北向南递增的 趋势，其中长江以北地区年均风速在 7m/s 左右，如辽宁、河北、山东省份的风速在 7.4~7.6、 6.3~7.5、6.9~7.8m/s，江苏、浙江风速相比北方省份较高，达到 7~8m/s，广东省的风速 6.5~8.5m/s，福建省的风力资源最好，风速为 7.1~10.2m/s。从利用小时数来看，福建省的 利用小时数最好，最高可达 3800 小时，其次是广东省（2000~3000 小时），江苏、浙江省 利用小时数分别为 2300~2800、2000~2600 小时，山东、河北、辽宁省的利用小时数则相 对较低。

相比陆上风电，海上风电优势明显，发展潜力大。1）与陆地风电相比，海上风电风能资源 的能量效益比陆地风电场高 20~40%，具有不占地、风速高、沙尘少、电量大、运行稳定以 及粉尘零排放等优势，同时能够减少机组的磨损，延长风力发电机组的使用寿命，适合大规 模开发。例如，浙江沿海安装 1.5MW 风机，每年陆上可发电 1800~2000 小时，海上则可以 达到 2000~2300 小时，海上风电一年能多发电 45 万千瓦时。2）海上风电可减少电力运输 成本。由于海上风能资源最丰富的东南沿海地区，毗邻用电需求大的经济发达地区，可以实现就近消化，降低输送成本，发展潜力巨大。

3.2 国补时代退出，远海化、大型化、规模化成为趋势

国补退出，海上风电迎来快速成长期。相较于陆上风电，我国海上风电发展较晚，且增加了 海缆、基础桩、海上工程等零部件及步骤，施工难度较大，造价普遍较高，长期以来需要依 靠电价补贴维持投资回报率。2020 年 1 月财政部、国家发改委、国家能源局联合发布《关 于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，提出新增海上风电不再纳入中央财政补 贴范围，按规定完成核准（备案）并于 2021 年 12 月 31 日前全部机组完成并网的存量海上 风力发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

受此影响，2021 年末迎来海上风 电的抢装行情，2021 全年海上风电新增装机量 16.90GW，同比增长 452.29%，创历史新 高；累计装机量达到 26.39GW。2022 年起，随着海风技术与经验的成熟，风机、海缆、基 础平台等造价成本的下降有望提升运营的盈利性，我们判断“十四五”海上风电有望迎来快 速成长期。

海风由近海走向远海。海上风电场可以分为潮间带、潮下带滩涂、近海以及深海风电场，其 中潮间带和潮下带滩涂风电场水深 5m 以下，近海风电场水深 5~50m，深海风电场水深 50m 以上。我国潮间带和近海风电开发技术较为成熟，2018 年装机项目平均水深 12m，平均离岸距离 20km。从 2022 年初以来海缆招标项目来看，青洲一、二、四项目离岸距离分别为 50、55、55km，海风项目远海化趋势明显。 风机大型化趋势明显。2011~2021 年，海上单机功率实现翻倍增长，新增风机平均容量从 2.7MW 增加至 5.6MW；而参考 2022 年以来海风项目风机机组招标信息来看，招标机型已 扩大至 8~9MW，个别项目将采用 10~11MW 机型。

海风建设逐步规范，进入集中连片开发阶段。2021 年 11 月 16 日，中欧海上风电产业合作 与技术创新论坛上，中国科学院院士陈十一表示：打造百万级或千万级海上风电基地，连片 开发，形成集约化发展优势，可以减少同质化工作，促进开发平价，还可以支撑地方政府产 业，形成产业链同步发展态势，打造利益共同体。水电水利规划设计总院风电处处长胡小峰 表示：规划推进海上风电项目集中连片开发，分为项目、集群、基地三个层次，单体项目规 模原则上不小于 100 万千瓦，由单体项目组成百万千瓦级的海上风电集群，由海上风电集 群组成千万千瓦级海上风电基地。（报告来源：未来智库）

3.3 海风初始造价高，造价及运维成本仍需下降

技术进步促进海上风电造价成本持续降低，海风成本仍需下降。根据 IRENA 报告，全球海 上风电新建项目度电成本从 2010 年的 0.162 元/kWh 降低至 2020 年的 0.084 美元/kWh， 降幅高达 48%；其中，我国海上风电度电成本从 2010 年的 0.178 美元/kWh 降低至 2020 年的 0.084 美元/kWh，按照 6.5:1~7:1 的汇率折算，我国海上风电度电成本约为 0.546~0.558 元/kWh，相比于沿海各省 0.35~0.4 元/kWh 的燃煤基准价格，我国海上风电成本仍有下降 的必要。

初始投资成本：不同省份的海风造价不尽相同，长江以北近海海域以滩涂、淤泥沉沙为主， 工程造价偏低，在 15000 元/kW 左右；长江以南海域海床以岩石为主，工程造价偏高，在 17000 元/kW 左右。根据明阳智能官网，海风项目造价中，占比较高的包括：风电机组 （45~50%）、基础（20%）、安装（7%）、输变电（18%）以及其他（<10%）。根据北 极星风力发电网数据，从投资构成来看，不同省份的造价构成不同，江苏省的风电机组（含 安装）占比较大，达到 48%，而由于江苏的海床条件较好，风机基础及施工成本占比较低； 广东省的风机机组成本占比仅 43%，但是 35kV、220kV 海缆成本占比高达 13%；福建省的 风机基础施工占比较高，达到 25%。

运维成本：根据 NREL 报告，以 2020 年陆风项目（运行 25 年）为例，度电成本构成中， 设备投资、运行维护、平衡系统以及软成本分别占比 46.4%、33.6%、14.5%和 5.5%；以 2020 年海风项目（运行 25 年）为例，设备投资、运行维护、平衡系统以及软成本分别占比 23.0%、33.6%、31.5%和 11.9%。

3.4 大型化+远海化+规模化，海风降本路径清晰

大型化是海风降本的主要途径。由于海风项目造价较高，且 2021 年为补贴最后一年，上半 年没有海风项目招标，2021 年 9 月份华润苍南 1 号、中广核象山涂茨海风项目开启招标， 中标单价分别为 4061 元/kW（含塔筒）、3830 元/kW，投标机型为 6.2MW 和 10MW 组合、 7~9MW 机型，单价相较平价前的 5000~6000 元/kW 的招标价格已有大幅下降。2022 年以 来，山东、浙江、广东和福建省部分海风项目陆续开启机组招标，含塔筒的风电机组价格最 低已降至 3548 元/kW（浙能台州一号项目），招标机型普遍集中在 7~9MW。招标机型迅速 扩大，机组招标价格持续下探，海风造价有望进一步改善。

大型化降本路径一：降低原材料耗材。风电机组的生产制造中，原材料成本占比较高，原材 料中又以钢、玻纤、铝为主。随着单个风机容量的提升，风机耗材并不随着风机容量 1:1 提 升。以明阳智能的海风机型为例，MySE6.45-180 机型的叶片、叶轮及机舱重量分别为 31、 184、247 吨，单位重量为 71.63 吨/MW，而 MySE8.3-180 的叶片、叶轮及机舱重量分别为 31、184 和 276 吨，单位重量为 59.16 吨/MW。对于单 GW 项目而言，使用更大机型，原 材料耗材更少，产业链具备更强的降本动力。

大型化降本路径二：降低安装、运维成本。大型化之后，机组台数减少，从而有效降低海风 基础、海缆搭建、施工安装、后续运维的成本。 远海化之下，风速和利用小时数提高提升发电效率。我国潮间带和近海风电开发技术较为成 熟，“十四五”早期我国海风开发以近海为主，后续有望朝深远海领域开发。远海风电场的 风速更快，利用小时数更高，发电效率更高，使用更大的风机有助于捕捉更好的风能，有效 摊薄初始投资以及后期运维成本。

风场规模化之下，共享输电工程有望降低造价成本。广东省已开启大规模、连片式的开发模 式，例如：1）历史海风项目规模一般为 300~500MW，而三峡阳江青洲五、六、七海上风 电项目规划规模合计 3GW；2）粤电青洲一、二海上风电项目（合计 1GW）共用海上升压站和海缆送出工程，青洲五、六、七项目共享陆上换流站。一般而言，海上升压站成本约 1~2 亿，高容量的海风场对于高压海缆的需求增加，相同条件下高压海缆更具有经济性，连片式 开发或者规模化开发有助于摊薄海上升压站、送出工程等的造价成本。

海风靠近用电负荷侧，无消纳问题，节省输电成本。与陆上风电主要建在三北地区不同，海 上风电多建在江苏、浙江、广东、山东等用电大省。陕北～湖北±800 千伏特高压直流工 程临时输电价格为每千瓦时 5.12 分（含税，含输电环节线损，线损率 5%）；雅中～江西± 800 千伏特高压直流工程临时输电价格为每千瓦时 6.85 分（含税，含输电环节线损，线损 率 6%）。目前各省燃煤上网基准价格在 0.35~0.4 元/kWh，特高压输电成本较高将大幅降 低风电项目的投资回报率，而多数海风项目靠近用电负荷侧，无需考虑长距离输电问题，可 节省输电成本。（报告来源：未来智库）

4、 海上风机组招标重启，“十四五”海上风电规划饱满

4.1 海风机组招标重启，项目储备充足

2021 年下半年新一轮机组招标启动，机组价格大幅下降，业主装机热情高涨。一般来说， 海风项目的建设需要 1.5~2 年时间，鉴于 2021 年是海风国家补贴的最后一年，当年开启机 组招标很难实现在年内并网，叠加上半年机组价格高企，上半年没有海风机组招标。2021 年 9 月，华润电力苍南 1#海上风电项目（400MW）开启机组招标，要求投标机型单机容量不 低于 5MW，交货期为 2022 年 3 月 20 日~2022 年 9 月 31 日，是我国海风平价后首次启动 海风机组招标的项目。

10 月中国海装中标该项目，机组价格降至 4061 元/kW（含塔筒）； 该项目在 2020 年 5 月曾招过标，当时远景能源中标，单价为 7264 元/kW。此后，中广核 象山涂茨、三峡昌邑莱州湾、浙能台州 1 号、粤电阳江一/二等也开启了风机项目招标，目 前平价海风项目共计招标量达 6.69GW。一方面，目前中标最低价为浙能台州 1 号海上风电 项目 3548 元/kW（含塔筒），相较平价前的 5000~6000 元/kW 已有大幅下降；另一方面， 机组的持续招标已表明业主方对于海风投资的高涨热情。

海风项目从最前期的测风到最终的并网装机需要 3~4 年时间，因此“十四五”早期的项目 储备对于期间的装机量提供一定的保障。根据各省的重点建设项目计划、历史竞配公告，我 们统计得到广东、江苏、浙江等省份正在开工或储备项目达 53.07GW。2022 年 6 月，辽宁 省、福建省、广西省先后开启海上风电项目的竞争配置工作，预期均在 3 年内实现并网。

4.2 沿海各省“十四五”新增海上风电装机规划高达 44GW

沿海各省“十四五”新增海上风电规划达 44.30GW，年均 8.86GW。根据当前沿海各省已 明确的海上风电规划统计，“十四五”期间，广东省新增装机量位列第一，到 2025 年，力 争达到 1800 万千瓦，在全国率先实现平价并网；江苏省规划场址共 28 个，规模 909 万千 瓦，规划总面积为 1444km2；浙江省新增装机 455 万千瓦以上，力争达到 500 万千瓦；山 东省到 2025 年，全省风电装机达到 2800 万千瓦，其中海上风电装机力争达到 800 万千瓦； 此外，福建省、广西省、海南省海风规划装机 4.1、3、3GW。此外，2022 年 3 月上海金山 300MW 海上风电场项目竞配结果公示，2022 年 6 月辽宁大连启动大连市庄河海上风电场 址 V 项目竞争配置，开启新一轮的海风建设，我们假设上海、辽宁“十四五”期间分别新增 装机 1GW。

长期来看，远海资源广阔，海风成长可期。中欧海上风电产业合作与技术创新论坛上，水电 水利规划设计总院风电处处长胡小峰表示：规划总体布局将围绕山东半岛、长三角、闽南、 粤东、北部湾五个千万千瓦级海上风电基地，共布局 41 个海上风电集群，总容量约 2.9 亿 千瓦。其中，五大基地规划 19 个集群，基地外海共规划 22 个集群。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）