2022年海上风电行业现状及前景分析 中国风电新增装机量全球第一

1、全球风电重回增长期，中国海上风电新增装机量全球第一

近年来，全球风电行业发展势头强劲。历史上风电装机量根据政策呈现周期波动，近 5 年来全球主 要国家积极发展风电，全球风电新增装机量均在 50GW 以上。根据 GWEC 统计，2020 年全球风电新 增装机量达 93.0GW，同比增加 52.96%，其中陆上风电新增 86.9GW，同比增加 59.16%，海上风电新增 6.1GW，同比下降 2.80%。全球累计装机量达 743GW，同比增长 14.31%，2011-2020 年十年间 CAGR 为 13.9%。

我国风电行业发展迅速，新增装机容量位列全球第一。分国家和地区来看，亚洲、欧洲、北美洲是 全球风力发电的主要市场，我国风电产业发展较晚，但近年来呈现加速发展趋势，截止 2020 年底， 无论是新增装机量，还是累计装机量均已位居全球第一位。2020 年中国新增风电装机容量 52GW，占 比全球第一，为 56%。其中陆上风电 48.94GW，占比 56.30%，海上风电 3.06GW，占比 50.43%。

全球“脱碳”支撑风电装机需求。当前，尽快实现碳中和已成为全球共识。截至目前，已有 44 个国家 及欧盟确定了净零碳排放目标，覆盖全球 70%的二氧化碳排放量。其中，已有 10 个国家的上述目标 通过法定程序获得了批准，8 个国家承诺即将投票决议，其余 26 国也已制定了相关官方文件。根据 GWEC 预测，到 2025 年风电新增装机需求将达 112.2GW，未来 5 年年复合增长率为 4%。

风力发电度电成本下降明显，陆上风电成本优势显著。随着风电相关技术的不断进步，同时风电装 机量迅速增长后带来的规模经济效应日益显现、风电运营经验逐步积累和风电项目建设投资环境改 善，风电成本较行业发展初期明显下降。根据 IRENA 发布的《2020 年可再生能源发电成本》报告显 示，全球范围内陆上风电平准化度电成本从 2010 年的 0.089 美元/kWh 下降到 2020 年的 0.039 美元/kWh， 下降了 59.18%，已经低于光伏发电成本 0.057 美元/kWh；海上风电从 2010 年的 0.162 美元/kWh 下降到 2020 年的 0.084 美元/kWh，下降了 48.15%。

图：全球可再生能源发电平准化度电成本

2、国内能源结构转型加速，风电成本下降迈入平价时代

国内碳中和政策持续加码，加速能源结构转型。中国提出 3060 目标，二氧化碳排放 2030 年前达到峰 值，2060 年前实现碳中和。未来二三十年碳中和将是一个大的产业趋势，驱动能源格局的重大转型， 光伏、风电等绿色能源占比都会急剧上升。近期，国家相继出台多项政策及指导措施，积极推动清 洁能源发展。

补贴逐渐取消，风电迈入平价上网时代。陆上风电 2021 年全面实现平价上网。2019 年 5 月国家发改 委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，提出自 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；先前已核准但未在 2021 年底前完成并网的项目，国家不再补 贴。海上风电 2022 年起不再享受国家补贴。2020 年初《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若 干意见》明确提出，2022 年起中央不再对新建海上风电项目进行补贴，但鼓励地方继续补贴建设海 上风电。

大型化进程提速是本轮降本的主要推动力。风机大型化是降低风电的度电成本的主要方式，其实现 降本的路径主要有 1）摊薄各项成本，包括风机单位零部件用量和采购成本，以及风机数量减少带 来的基础、电缆、安装及运营上的单位投入减少；2）提升发电小时数，在同等风速情况下，叶片更 长，扫风面积更大，发电量也相应增大；塔筒越高、切变值越大，风能利用价值也越大。据 CWEA 统计，2020 年国内新增陆上风机平均单机容量达到 2.6MW，较 2010 年提升 76%；海上风机平均单机 容量达到 4.9MW，较 2010 年提升 85%，大型化趋势明显。

风机价格迅速下降，行业招标量高增。根据金风科技 2021 年三季度业绩演示材料的数据，风机投标 价格自 2020 年起就开始呈现下降趋势，其中 4S 系列风机投标价格已从 21 年 1 月的 2991 元/kW 下降 到 21 年 9 月的 2326 元/kW。设备成本下降叠加陆上建安费用回落，招标需求持续释放。2021 年前三 季度国内公开招标市场新增招标量 41.9GW ，比去年同期增长了 115.1%。

弃风限电现象明显缓解，风电装机重心有望重回“三北”。三北地区是我国“十二五”风电开发的重心， 但并网消纳问题严重制约产业可持续发展，从 2010 年开始出现弃风限电现象，根据国家能源局统计， 2016 年我国平均弃风率 17%，达到历史最高点。为减少弃风现象，我国 2016 年建立了风电投资检测 预警机制，对弃风严重的地区限制风电建设规模、暂缓核准新的风电项目、电网企业不再办理新的 接网手续。在一系列针对可再生能源消纳的政策推动以及特高压输电线路的逐步建成，我国弃风限 电情况逐步好转，平均弃风率持续下降，2020 年我国平均弃风率为 3%，相较于 2016 年下降了 14pct， 运营商对风电消纳的担忧下降，装机可持续性明显增强。根据国家能源局，2020 年三北区域新增风 电装机容量占比回升至 52%，或重新成为新一轮风电建设的重心。

“十四五”期间风电行业装机有望保持高成长。随着风机大型化和成本的进一步降低，未来风电有望 进入高速成长期，叠加碳中和的国家战略目标，陆上风电以及消纳问题更容易得到解决的海上风电 有望在“十四五”期间实现高速增长。预计“十四五”期间我国风电年均装机有望达到 50GW，复合增速接 近 15%。

3、海上风电平价在望，未来前景明朗

海上风电先天优势明显，近几年增速较快。相比陆上风电，海上风电具有资源丰富、发电效率高、 距负荷中心近、土地资源占用小、大规模开发难度低等优势，不管是从全球角度还是我国角度，海 上风电均为重要的发展方向，目前被各国重点推进。根据国家能源局的数据，2013 年中国海上风机 累计装机容量仅有 45 万千瓦，2020 高速攀升至 9GW，CAGR 达到 53.41%。根据 GWEC，2011-2020 年 全球海上风电累计装机量平均复合增长率为 23.69%，显著高于全球风电同期整体装机量的平均复合 增长率 9.65%；与此同时，2020 年我国海上风电累计装机量为 9GW，新增装机量为 3.06GW，2011-2020 累计装机量平均复合增长率为 63.13%，高于全球增长水平。

图：全球海上风电新增装机量情况

我国东南沿海省份海风资源优越，潜在可开发资源丰富。我国海上风资源丰富，地质条 件较好，且 毗邻广东、江苏、浙江等国内最重要的用电负荷地区，资源禀赋与发展诉求相契合，适宜建造风电 场，且随着漂浮式风机技术的逐步成熟和推广，长期增长空间巨大。根据国家发改委能源研究所发 布的《中国风电发展路线图 2050》报告，我国水深 5-50 米海域的海上风能资源可开发量为 5 亿千瓦， 50-100 米的近海固定式风电储量 2.5 亿千瓦，50-100 米的近海浮动式风电储量 12.8 亿千瓦，远海风能 储量 9.2 亿千瓦。为此，沿海省份纷纷加大海风规划支持力度，有望支撑海风实现较快增长。

不惧退补压力,海上风电平价上网前景明朗。海上风电从 2022 年起不再享受国家补贴，未来将面临平 价压力。欧洲海上风电开发较早，经过持续的政策支持、技术创新、供应链建设，推进海上风电规 模化开发，通过降本增效路径实现了平价上网，如德国海上风电招标电价自 2017 年起实现零补贴， 英国海上风电招标电价也降至 0.35 元/kWh。相比欧洲地区，中国具备开发规模大、产业链完整等方 面优势，海上风电规模化开发条件已具备，借鉴欧洲海上风电的经验，平价上网途径清晰，通过风 机大型化、风场规模化等措施，海风有望在“十四五”末实现平价上网。

“十四五”期间国内海上风电年均新增装机有望达到 9-10GW 。综合各沿海省份“十四五”海上风电规划 来看，目前已经出台了明确的规划规模超过 40GW，还有部分拥有丰富海风资源的沿海省份未公布具 体规划，例如福建省。考虑到海风成本快速下降背景下，我们预计“十四五”期间国内海上风电年均新 增装机 9-10GW 左右，对应复合增速约 15%，成长空间值得期待。

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