2023年风电设备行业分析：前景如日方升，降本仍需努力

1 由浅近到深远是海风发展的客观规律

1.1 海上风电乘风破浪，但近海开发面临诸多约束

我国海风发展迅速，累积装机规模全球领先。2015 年以来，我国海风发展的速度不 断攀升，2021 年国内海风新增装机高达 16.9GW，新增装机容量跃居全球榜首。2022 年 尽管受 21 年“抢装潮”的影响，当年海风新增装机容量下滑至 5.05GW，但全球占比仍 接近六成；截止 22 年全国海风累计装机容量 3051 万千瓦，保持海风装机容量全球第一。

存量海风以近海海域开发为主，但剩余近海海域开发有限且面临诸多限制。当前我 国存量海风以离岸距离较近（10-50km 以内）、水深较浅（0-50m 以内）的近海海域开发 为主，如福能股份的莆田石城海上风电项目、国家电投的江苏如东 H4 海上风电项目。但 随着时间的推移，近海海域资源开发已经接近成熟，剩余近海海域的继续开发也面临诸 多限制：一是我国近海范围有限，施工作业、航道、渔业养殖挤压了海上风电的发展空 间；二是近海地区的水深相对较浅，一般在 50 米以下，水深条件可能导致技术选择受限； 三是近海地区的环境敏感性较高，特别是沿海生态系统和海洋生物多样性，面临较强的 生态约束；四是近海风电场址分散，难以形成规模效应，也不利于统一运营维护。

1.2 自然禀赋与经济基础共振，深远海风适逢其时

我国深远海风资源丰富，是海风开发由近及远的自然基础。我国海岸线长达 1.8 万 公里，可利用海域面积 300 万平方公里，全年风速≥6m/s 的时数达到 4000h。据 GWEC 统计，全球超过 80%的海上风能资源潜力都蕴藏在水深超过 60 米的海域。离岸 200 公里 范围内，我国近海和深远海风能资源技术开发潜力约 22.5 亿千瓦，近海水深 5-50 米范围 内、100 米高度海风开发潜力约 5 亿千瓦，深远海风能可开发量是近海的三倍以上。

海风平价加速、全产业链降价、市场潜力释放是海风开发由近及远的经济基础。随 着海风项目平均度电成本的降低，海风进入全面平价时代，根据中国电建集团华东勘测 设计研究院有限公司测算，水深小于 35 米，登陆距离小于 70 公里的浅、近海风电场， 只要基础不需嵌岩，已基本能够实现平价上网。叠加国内风电技术的日益成熟与进步， 风电相关设备制造、安装、运维等全产业链环节的成本逐步降低，同时深远海风的研发和投资也在增加，深远海风的经济性得到提升。此外，中国是全球最大的能源消费国之 一，面临着日益增长的电力需求，发展深远海风具有巨大的市场潜力和雄厚的经济基础。

漂浮式技术成为深远海风的标配。近海风电通常采用固定式基础，如单桩、导管架 等。随着水深的增加，地质结构和气候条件更加复杂多变，导致地质勘测成本增加、施 工窗口期缩短、水上和水下作业难度提升，极大地影响了固定式基础方案的安全性和稳 定性，同时耗材也显著增加，其经济性大打折扣。相较而言，漂浮式技术摆脱了水深和 海床结构的限制，水深增加引致的边际成本增幅较小，并且系泊系统便于拆除与运维， 对环境的影响较小，有望成为未来深远海风的主流技术路线。

2 漂浮式海风：星辰大海、如日方升

2.1 欧洲领先，已进入规模化开发阶段

海外漂浮式海风率先步入商业化阶段。自 2009 年挪威国家石油公司 Equinor 开发全 球首台漂浮式海风机组 Hywind I 以来，漂浮式海风经历了单台样机试验（2009-2015 年）到小批量示范风场（2016-2022 年）的发展历程。根据不完全统计，截至 2022 年，海外 漂浮式海风项目已投运项目 20 个，装机容量 251.8MW。分国别来看，主要集中于挪威、 法国、葡萄牙和英国等欧洲国家。当前全球漂浮式海风在海风累计装机容量中占比不足 1%，尚不具备大规模经济开发的条件，根据挪威船级社（DNV）在《Floating_Offshore_Wind： The_next_five_years》的预测，2050 年漂浮式海风项目将占海风总装机容量的 15%以上， 届时计划安装的 1750GW 海风中约有 264GW 是漂浮式风电。

2.2 国内后起直追，节奏加快

国内漂浮式海风后起直追。截至 2023 年 6 月，我国漂浮式海风项目已投运 3 个，装 机规模 18.95MW，浮体基础的技术方案集中采用半潜式。国内漂浮式海风在建项目当前 共 4 个，其中中电建的海南万宁百万千瓦漂浮式海上风电项目是全球最大规模的商业化 漂浮式海风项目，项目位于海南省万宁东部海域，场址平均水深 100 米，离岸距离为 22 公里，规划面积 160 公里。项目规划总装机容量 100 万 kw，分两期进行开发。一期建设 规模为 12 台单机容量 16MW 以上的风机，装机规模 20 万 kw，预计 2025 年底建成投产； 二期建设规模 80 万 kw，计划 2027 年底建成投产，标志着我国漂浮式海风由单台样机试 验阶段开始转向规模化开发阶段。

2.3 “十五五”深远海风有望迎来规模化发展

中短期来看，沿海各省“十四五”规划仍以近海海域开发居多，但深远海风也已经 起步，有望在“十五五”和“十六五”逐步规模化发展。截至 2022 年，我国海风累计装 机容量超过 30GW，但装机区域主要分布在近海。从各省的“十四五”海风发展规划来 看：1）广东、福建和江苏等三个传统海风大省的规划发展空间依然领先，而海南、山东、 辽宁和广西等省份的海风发展则有望明显提速；2）结构方面各省仍然以近海海域开发为 主，但部分省份也开始提及深远海风的整体规划，并给出了明确的时间和装机量化目标。 结合现阶段我国漂浮式项目的实施情况，我们预计漂浮式深远海风的潜力空间将在“十 五五”、“十六五”期间逐步兑现。远期来看，中国沿海省份漂浮式海风发展潜力巨大。 根据《漂浮式海上风电关键技术与发展趋势》，我国深远海域可开发面积约 67 万平方千 米，风电资源开发量约 2000GW，接近浅海资源量的 4 倍。根据《加速中国漂浮式风电 发展——如何通过英中战略合作来克服关键技术和供应链瓶颈》，预计福建、广东、海南、 辽宁、山东、上海和浙江等 7 个沿海省份的漂浮式海风理论潜力高达 600GW；其中，福 建、广东、海南、山东和浙江潜力较大，尤其是海南和广东，在水深超过 80 米的海域内 发展潜力巨大。

根据对各省市“十四五”能源发展规划中对深远海风的规划，以及现有项目的进度 梳理，我们预计“十四五”末期会有新的规模化漂浮式海风项目陆续审批，“十五五”期 间将迎来建设和投产高峰期，到 2030 年漂浮式累计装机有望突破 6GW。其中 23 年新增 装机为龙源电力漂浮式海风与养殖融合研究与示范项目 4MW、明阳阳江青洲四海风项目 16.6MW 和海油观澜号 7.25MW，25 年新增装机为中电建海南万宁百万千瓦级漂浮式海 风项目（一期）200MW，27 年为万宁二期 800MW。

3 大规模商运开发尚待时日，降本仍需努力

3.1 三大系统成本占比高，亟待规模化降本

漂浮式海风造价高昂，目前单位造价约 4-5万元/kw。Equinor 披露的数据显示，Hywind Tampen（88MW）漂浮式海风项目总投资近 50 亿克朗，单位投资约 4 万元/kw。国内漂浮式海风的发展相对滞后，整体投资成本要高于欧洲，据公开信息披露，“三峡引领号” 造价 2.44 亿元，单位造价为 44364 元/kw。根据《漂浮式海上风电关键技术与发展趋势》， 6.2MW 的海装扶摇号造价超过 3 亿元，如果按 3 亿元的总成本计算，海装扶摇号的单位 造价为 48387 元/kw。国内近海固定式海风单位造价约为 1-1.4 万元/kw，仅相当于漂浮式 海风的三成。漂浮式海风造价高昂的主要原因在于，漂浮式海风尚处于验证和试验阶段， 成本控制的考虑滞后于安全稳定运行，并且以单台样机为主，规模经济效应未能有效发 挥。参考三峡引领号和海装扶摇号，假设我国漂浮式海风单位造价为 46376 元/kw，后续 降本空间的测算以此为基础。

漂浮式海风中的风机占比较低，浮式基础、系泊系统、施工安装的比重较高。风机 在固定式海风成本结构中的比重近三成，但在漂浮式海风中的占比明显降低。根据《加 速中国漂浮式风电发展——如何通过英中战略合作来克服关键技术和供应链瓶颈》报告 的数据，在单个 500MW 规模漂浮式示范项目中风机成本占比相对较低，仅为 14%。浮 式基础、系泊系统、施工安装等三大系统分别占比 31%、19%、26%，累计占比达到 76%。 国内来看，以“三峡引领号”和“海装扶摇号”为例，风机成本占比约 12%，浮式基础、 系泊系统、施工安装的占比明显高于风机，三者总占比接近 70%，为漂浮式海风成本的 主要构成。动态海缆的占比分别为 1.2%和 8.6%，平均占比为 4.9%，结合部分国内海风 项目的数据，海缆在海风建设总成本的比重约 10%，而动态海缆主要应用于集电系统， 考虑到动态海缆价值量较高，我们预计其占比约在 6%左右。综上，假设风机 12%+浮式 基础 21%+系泊系统 23%+动态海缆 6%+施工安装 23%，合计占建设总成本的 85%。

漂浮式海风降本的趋势不可逆，预计到 2025 年总体降本幅度接近 40%。海南万宁 1GW 项目是国内首个规模化漂浮式风电场，一期 200MW 预计 2025 年并网，二期 800MW 预计 2027 年并网。根据中国电建海风公司董事长闫建国的采访，海南万宁一期 200MW 项目的目标为降本至 25 元/W，二期 800MW 项目的目标为降本至 20 元/W 以下。中国海 装预测，到 2025 年，国内漂浮式海风可能达到相对有竞争力水平，投资成本有望降至每 千瓦 2 万元左右，预计在 2030 年前后降至与固定式海风相当的水平，达到每千瓦 1-1.5 万元。根据国内典型漂浮式海风项目每千瓦 4-5 万元的造价，2025 年总建设成本预计可 降低约 40%。

3.2 风机降本：大兆瓦

风机占比较低，降本路径主要为大兆瓦。风机大型化是降低建设成本，提高经济性 的重要方式，在同样的装机规模下，单机规模越大，所需安装的风机数量越少。若海上 风电场为 1GW，采用 14MW 风机较 8MW 风机可以减少 53 台机位，这意味着不仅可以 大幅度减少机组的原材料用量，同时也节省了安装施工以及维护费用。考虑到相比于近 海海风，漂浮式海风的浮式基础、系泊系统和施工安装的投资占比较大，因此风机数量 的减少对整体投资成本的降本效益将更加明显。从历史数据来看，风机大型化的降本效 应也十分显著，根据Equinor 披露的数据，相较2009年投运的 Hywind Demo（1台2.3MW， 总容量 2.3MW），2017 年投运的 Hywind Scotland（5 台 6MW，总容量 30MW）的单千瓦 投资成本下降了 70%，2022 年投运的 Hywind Tampen（11 台 8MW，总容量 88MW）较 Hywind Scotland 的单位千瓦投资成本下降了 40%。我国风电发展起步虽然较晚，但近几 年大型化的速度远超欧洲。2014-2018 年，我国陆风新增机组的平均单机容量在 1.8~2.1MW 之间，海风在 3.6~3.9MW 之间。2019 年以来，风电降本需求愈加迫切，带动 风机加速向大型化迭代。CEWA数据显示，2021年我国新增陆风平均单机容量达到3.1MW， 较2010年提升了106.67%；新增海风平均单机容量达到5.6MW，较2010年提升了115.38%。 以漂浮式海风投资额 46376 元/kw、风机成本占比约 12%计算，降本前的漂浮式风机造 价约为 5565 元/kw。考虑到风机占比较小、漂浮式风机与固定式风机的共性技术较多、 当前风机价格已经呈现低价趋稳态势，我们假设风机环节到 25 年可降本 50%，降本后 的单价为 2783 元/kw。

3.3 浮式基础降本：耗材用量降低和耗材混用、结构优化降低冗余设计

浮式基础的降本路径为减少用钢量、钢土混用，结构设计优化以降低冗余设计，以 及最大限度地减少昂贵的海上作业时长等措施。浮式基础的建设成本是漂浮式海风成本 重要组成部分，其中材料费用是影响成本的主要因素。目前国内的漂浮式海风多采用钢 结构，根据《漂浮式海上风电关键技术与发展趋势》的数据，“三峡引领号”用钢量 5500t， 单位用钢量 1000t/MW，“海装扶摇号”用钢量 3900t，单位用钢量 630t/MW，距离国家 科技部“可再生能源技术”2022 年度重点专项规划课题“研制自主可控的风电机组整机 仿真设计软件及 10MW 级深远海漂浮式风电机组关键技术与装备”中提出的 500t/MW 考 核指标还有差距。未来降低用钢量主要有两个方向：一是使用价格较为低廉的混凝土等材料，Hywind Tampen、Floatgen 等漂浮式项目均使用混凝土作为主体材料；二是在保证 安全性及稳定性的情况下，通过采用主动压载技术、双机头、无塔筒等技术优化浮式基 础结构以及采用垂直轴风机等方法降低用钢量。根据《Platform Optimization and Cost Analysis in a Floating Offshore Wind Farm》，以混凝土结构的 SeaFlower 和钢结构的 WindFloat 为例，5MW 浮式基础的原材料成本分别为 525 万欧元、950 万欧元，10MW 分别为 715 万欧元、1250 万欧元。在其他条件相同的条件下，相较全钢结构，5MW、10MW 漂浮式海风的浮式基础采用混凝土结构能够分别降低 45%和 43%的原材料成本，但其重 量提升近3倍，也增加了浮体基础的质量控制复杂度。以漂浮式海风投资额 46376元/kw、 浮式基础占比约 21%计算，降本前的浮式基础造价约为 9739 元/kw。从技术成熟程度和 结构可靠性方面考虑，钢材与混凝土混用能够兼顾降本与稳定性，预计混用后的降本幅 度约 40-50%左右。同时考虑到部分漂浮式基础与塔筒、导管架的生产设备共用、技术进 步和冗余减少等因素，浮式基础成本因效率提升预计能够降低 5%-10%，预计 2025 年浮 式基础总成本能够降低约 60%，降本后的单价为 3896 元/kw。

3.4 系泊系统降本：轻质材料降重+共享锚固

系泊系统的降本路径包括：1）使用轻质材料降低系泊链重量。钢链因其制造成本低、 工序简单、强度高等优点，成为运用最广泛的系泊材料，但这种系泊方式存在较长的海 床平躺段，并且重量随着水深增加而急剧增大，增加了冗余成本，所以减少系泊链的重 量成为降本的重要手段。目前，替代钢链的材料主要有钢缆和合成纤维缆绳，同等断裂 强度下，钢缆的重量仅为锚链的 20%，合成纤维系泊绳通常有尼龙、聚酯、聚丙烯和聚 乙烯等，在同等规格下，合成材料制成的系泊绳耐磨性好且有较大的回复力。考虑到钢 缆和合成纤维系泊绳的成本较钢链高，可行的降本方法为钢链+钢缆/合成纤维系泊绳+配 重块，通过分段设计提升性能的同时达到降本的目的。法国浮式风电设计公司 Ideol 设计 的 2MW FloatGen 漂浮式海风项目采用了两端为钢链、中间为尼龙绳的系泊方式，据 Ideol 负责人介绍，采用尼龙材质的系泊绳节约了 40%的制造成本和 20%的安装成本。2）共享 锚固是降本的另一重要手段。根据《A Multiline Anchor Concept for Floating Offshore Wind Turbines》的研究，相较单线锚系统，3 线和 6 线锚系统的锚数量分别减少 67%和 83%， 对于装有 100 台风机的漂浮式风电场，多线锚系统会使系泊系统总成本降低 8%-16%。鉴 于“轻系泊链+配重块”的实现可能性较高，而共享锚固施工难度较大，对技术和经验的 要求高，我们认为短期内系泊系统的降本路径主要来自材料端。以漂浮式海风投资额 46376 元/kw、系泊系统占比约 23%计算，降本前的系泊系统造价约 10666 元/kw。由于 此前的固定式海风中没有系泊系统的使用，系泊系统也与固定式海风中的其他零部件少 有共用的生产设备，因此到 25 年系泊系统还难以通过大规模上量来降本，我们预计到 25 年系泊系统降本约 30%，降本后的单价为 7466 元/kw。

3.5 动态海缆降本：高电压、材料优化

动态海缆系统的降本路径为提升电压等级、附件和材料国产化，以及材料优化。每 根海缆连接的风机数目随着单台风机容量的增大而减少，但随着海上风电场规模的扩大 和单机容量的增加，如果仍采用 35kV 交流集电方案，即便风场的风机数量因为大型化而 减少了，但动态海缆的需求量反而可能会增加，海缆投资及相应工程费用和难度也将随 之增大，提高动态海缆电压等级以提高单根电缆的传输能力是解决该问题的有效方案。 目前国内漂浮式海风项目使用的动态海缆主要为 35kV 集电电缆，根据《66kV 海上风电 交流集电方案技术经济性研究》的研究，66kV 集电海缆较 35kV 集电海缆长度减少了 30%-35%，成本降低了 20%-25%。材料优化是动态海缆系统的另一条降本路径，集电海 缆的主要材料成本为导体，目前集电海缆广泛采用铜导体。在同等长度、截面条件下， 铝导体的价格仅为铜导体 1/12，根据《我国海上风电用集电海底电缆系统成本优化探析》 计算的数据，35kV ×800mm2 铝芯集电海缆的总成本仅为 35kV ×500mm2 铜芯集电海缆的 50%。鉴于铜单丝断裂伸长率可达 30%以上，而铝导体仅为 5%左右，在实际应用中还需 考虑铝导体单丝强度是否满足工况要求。因此从安全性和可靠性考虑，短期内动态海缆 采用铝导体的概率较低。综上，我们预计 2025 年动态海缆的降本幅度在 25%-30%左右， 取中间值大概为 28%。以漂浮式海风投资额 46376 元/kw、动态海缆占比约 6%计算，降 本前的动态缆造价约 2783 元/kw。虽然动态海缆与固定式海风中的海缆在部分技术和设 备上可以共用，但与系泊系统类似，此前的固定式海风中也不需要用到动态海缆，因此 短期内靠规模效应降本的空间有限，我们预计到 25 年动态海缆降本约 20%，降本后的 单价为 2226 元/kw。

3.6 施工安装降本：增加安装运维船、提高施工效率、项目综合开发

施工安装的降本路径为增加大型施工安装船、补齐运维船短板、提高施工效率。1） 存量和新增的施工安装船均较多，但国内大兆瓦的发展趋势更快，因此大重载的施工安 装船仍然可能紧缺。截至 2022 年底，国内现役风电安装船 54 艘，吊重在 1200t 及以上 的有 15 艘，在手订单 45 艘，其中 2022 年新造船订单 24 艘，仅有一艘的吊重低于 1200t。 但现有船只中，可匹配 16MW 及以上海风机组的安装船仍然不足，目前国内仅有 1 艘具 备 15MW 风电机组吊装的能力，2 艘可以满足 10MW 以上风电机组安装需求。在建安装 船（WTIV）和漂浮式风电机组基座安装船（FIV）以及驳船中，能够安装 8~10MW 风电 机组基础的仅有 36 艘，其中的 5 艘有能力安装 15~16MW 风电机组，但无法安装 18MW 风电机组。根据风电安装船交付计划，2023 年将有 19 艘新船下水服役，2024 年有 23 艘。 届时，国内风电安装船将接近 100 艘，58%的船型吊重在 1200t 及以上，可大幅提高我国 大型海上风电机组安装能力。2）相比于安装船，风电运维船（SOV）偏少。我国的专业 运维船市场占有率不高。根据克拉克森不完全统计，国内现役专业风电运维船共 6 艘， 手持订单 8 艘（其中的 1 艘部署在英国海域），分属于上海电气和挪威船东，其中的 6 艘 是可允许 100 人以上居住作业的大型风电运维母船。根据风电运维船交付计划，2025 年 国内预计有 13 艘大型风电运维船参与作业。综合来看，风电安装船舶和运维船舶到 2025 年能够实现翻番，有助于降低施工安装成本，提高施工效率是降低施工安装成本的另一 方式，移动码头、靠桩系泊、承台坐底等方案克服了码头硬件设施与漂浮式海风安装需 求不匹配的难题，提升了漂浮式海风施工的可行性。通过整体安装后再进行拖航，减少 拖航距离，有助于节约成本。

打造“1+X”漂浮式海风综合开发新模式。综合利用是降低漂浮式海风投资建设成 本、提升综合效益的重要途径。通过推动海上风电与海洋牧场、海上油气、制氢、储能 等多种资源的综合利用和融合发展，提高漂浮式海风的利用效率和经济性。目前，海风 与海洋牧场、海上油气、海上制氢的结合已有应用案例，如 2023 年 5 月 20 日，我国首 座深远海浮式风电平台“海油观澜号”成功并入文昌油田群电网，正式为海上油气田输 送绿电；2023 年 7 月 10 日，由明阳智能自主研发设计的全球首台“导管架风机+网箱” 风渔融合一体化装备 MyAC-JS05 在浙江舟山正式下线，预计于 7 月下旬投运于明阳阳江 青洲四海上风电场项目，有望建成全国首个“海上风电+海洋牧场+海水制氢”融合项目。 随着漂浮式海风开发容量的增加，“漂浮式海风+”的经济效益将进一步提升。 以漂浮式海风投资额 46376 元/kw、施工安装占比约 23%计算，降本前的施工安装 约 10666 元/kw。结合安装运维船舶的增加、施工效率的提升和漂浮式海风的综合开发， 我们预计到 2025 年施工安装成本的降幅可达 60%，降本后的单价为 4267 元/kw。

3.7 25 年降本空间近 50%，可初步达到商运条件

我们预计漂浮式海风有望延续固定式海风的降本路径，预计 2025 年漂浮式海风单位 成本有望接近 25000 元/kw，长期来看有望进一步降低。我们根据国内漂浮式海风项目各 环节的成本占比对其降本幅度进行预测，计算得到2025年漂浮式海风各环节的单位成本。 以 46376 元/kw 的单位造价为基础，预计到 2025 年，风机机组、浮式基础、系泊系统、 动态海缆、施工安装等五个方面的降本幅度分别为 50%、60%、30%、20%、60%，分别 降至 2783 元、3896 元、7466 元、2226 元、4267 元/kw；其他成本占比 15%对应 6956 元 /kw，假设降幅 35%，降至 4522 元/kw。则漂浮式海风的单位造价有望降至 25159 元/kw， 整体降幅为 46%。进一步展望，2025-2030 年漂浮式海风将有望迎来规模化发展，各环节 的规模效应降本有望提速，我们预计到 2030 年有望继续降本 30%，单位造价有望降至 17611 元/kw。

（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。）