1、海上风电发展现状简介

国内：补贴驱动下的高速增长，平价时代即将来临。2014年6月，国家发改委发布《关于海上风电上网电价政策的通知》，明确潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元，近海风电项目含税上网电价为每千瓦时0.85元。标杆电价的出台对于我国海上风电发展起到极大地推动作用，从此，国内海上风电发展步入快车道；2020年，国内新增吊装的海上风电装机规模达到3.84GW，累计吊装规模超过10GW。根据相关政策，前期已核准、2021年年底前全容量并网的海风项目才能享受中央财政补贴，2021年成为国内海上风电的抢装年，估计新增装机规模同比大幅增长。2022年起，中央财政补贴退出，海上风电的平价时代来临。

海外：欧洲主导，新兴市场有望崛起。从1991年全球首个海上风电场丹麦Vindeby投运以来（已退役），欧洲海上风电发展历程已有30年，2011年以来欧洲海上风电进入大规模商业化应用阶段。2020年，欧洲新增海上风电装机2.9GW，累计装机规模约25GW，其中英国和德国的装机规模相对较大。随着欧洲海上风电产业成熟和经济性提升，海上风电的发展外溢到美国、日本、韩国等新兴市场。

近年全球海上风电投资成本和度电成本快速下降。近年来，随着技术进步和规模化发展，海上风电的投资成本和度电成本均呈现较明显的下降趋势。根据国际可再生能源机构（IRENA）的统计，2010-2020年间，海上风电的单位千瓦投资下降32%，度电成本下降了48%。

2、为什么沿海省份如此重视海上风电

2.1国补退出之后，各省发展海风动力不减

2021年是国内海上风电的抢装年，根据相关政策文件，前期核准的海上风电项目若不能在2021年底前全容量并网，将无法享受中央财政补贴。自2022年起，中央财政补贴完全退出，但各地发展海上风电的积极性依然高涨。

广东出台省级补贴政策支持海上风电发展。2021年6月，广东省人民政府办公厅印发《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方案》，根据该方案，2022年起，广东省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，项目并网价格执行广东燃煤发电基准价（平价），推动项目开发由补贴向平价平稳过渡。其中：补贴范围为2018年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目，对2025年起并网的项目不再补贴；补贴标准为2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元；补贴资金由省财政设立海上风电补贴专项资金解决。

各省出台了积极的十四五海上风电规划目标。其他主要沿海省份虽然暂时没有出台类似广东的补贴政策，但从规划的十四五海上风电发展目标来看，各省大力支持海上风电发展的意图明显。

2.2海上风电可能是多重因素考量下的最优解

1、能源低碳转型

在碳中和背景下，着力提高可再生能源及非水可再生能源的消费比例是各省电力规划的重点之一。2019年5月，国家发改委发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），明确提出对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，建立健全可再生能源电力消纳保障机制。根据《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知（发改能源〔2021〕704号）》，从2021年起，国家发改委每年初滚动发布各省权重，同时印发当年和次年消纳责任权重，当年权重为约束性指标，各省按此进行考核评估，次年权重为预期性指标，各省按此开展项目储备。

2、能源自主供应

目前，沿海大省不同程度依赖外购电力，估计控制外购电量比例在相对合理的范围内也是各省能源发展的关注点。2020年，浙江外购电量1787亿千瓦时，约占浙江全省用电量的37%；根据《浙江省电力发展“十四五”规划（征求意见稿）》，到2025年，全省外购电量2166亿千瓦时以上，占全社会用电量比重35%左右，外购电量比重将有所下降。根据《山东省能源发展“十四五”规划》，2020-2025年，山东煤电发电量、清洁能源发电量、省外电量占全社会用电量的比重由68:15:17优化到60:20:20，外购电量比重将有所提升，但提升的幅度不大。

3、土地资源约束

目前，光伏和陆上风电相对海上风电成本更低，但也存在占用土地资源的问题，对于沿海经济发达省份这一问题更为突出。参照《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》的表述，浙江存在可用于光伏建设的地面、屋顶资源已所剩不多的问题；到2025年，浙江省规划的光伏累计装机约2762万千瓦，估算光伏发电量约占浙江2025年全省用电量的5%-6%。

4、产业带动效果

《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》认为：过去几年可再生能源的大力发展促进了浙江省能源结构转型升级，降低了碳排放，一定程度也带动了相关产业的发展，但是其对整个社会经济发展综合带动效应未得到充分体现；光伏小康项目仅起到了消薄增收作用，在生态价值实现、产业带动等方面应有的作用未得到发挥。以上表明，产业带动效果是各省发展可再生能源的重要考量因素。

海上风电由于零部件重量和体积较大、运输成本高，适合本地、就近生产，因此，发展海上风电对当地的装备制造等产业的拉动效果较好。

以广东为例，基于广东广阔的海上风电市场以及较明确的政策支持，海上风电产业链的诸多上市公司积极谋划在广东设立生产基地。广东阳江已吸引24家风电整机及零部件生产企业落户，年产风电设备能力达300至500套，达产年产值超过500亿元，目前已有明阳整机、金风整机、东方电气电机、中车电机、山东龙马铸造、宁波东方海缆、明阳叶片、水电四局塔筒等一批整机和零部件项目建成投产；根据《广东（阳江）国际风电城规划》，到2025年，将广东（阳江）国际风电城建设成为世界知名、国内领先的海上风电全产业链基地，到2035年建成国际一流的海上风电全产业链生态体系基地。

对其他省份而言，广东的启示是：如果本省海上风电市场空间足够大，那么立足本省的海上风电制造产业体系就有可能建立起来。

5、小结：海上风电可能是多约束条件下的最优解

综上，中央财政补贴退出之后，各省大力支持海上风电的发展，部分省份不惜出台省级补贴，是基于多重关键因素综合考量的结果。从经济性的角度，影响海上风电发展的核心因素是能否尽快实现相对煤电的平价，海上风电的发展逻辑已经基本脱离与陆上风电、光伏比较度电成本。

3、海上风电高成本的问题有望较快化解

3.1欧洲：海上风电已实现快速降本

欧洲海上风电实现招标电价的快速下降。欧洲海上风电发展历程相对较早，近年来，欧洲海上风电成本快速下降。以英国这个欧洲最大的海上风电市场为例，2019年英国海上风电第三轮CfD招标结果公布，招标的海上风电项目规模约5.5GW，计划的投产时间在2025年之前，中标电价约40英镑/MWh，对应人民币约0.34元/千瓦时；自2015年第一轮招标以来，英国海上风电中标电价下降了65%。2021年12月，英国第四轮可再生能源CfD招标正式开启，预期海上风电项目电价还将进一步下降。除了英国以外，近年荷兰、法国等欧洲国家海上风电项目招标也出现了零补贴或低电价的情形。

风机大型化和风电场规模化可能是推动成本下降的核心因素。2020年，欧洲新投运的海上风电项目平均单机容量达到8.2MW，较2015年接近翻倍，2020年招标的荷兰Hollandse Kust Noord V项目采用了69台西门子SG 11.0-200 DD（单机容量11MW）机组；根据现在项目订单情况，2022年以后欧洲陆续投运的海上风电项目的平均单机容量达到10-13MW。项目单体规模快速扩大也是很明显的趋势，2020年新投运海风项目平均单体容量788MW，同比增长26%，后续有望迎来多个GW级的海上风电项目投运；项目单体规模的提升带来的规模效益，一方面体现在开发规模扩大后，采购设备、施工、服务等环节有一定的议价空间；另一方面通过规模化开发能够统一设计、统筹安排组织施工，提升建设效率，降低单位千瓦投资水平。

3.2国内：海风有望复制陆风的降本趋势

2020年陆上风电抢装结束后，风机大型化提速，度电成本快速下降，从而实现大范围的陆上风电平价。当前时点海上风电的形势与去年同期陆上风电类似，未来海上风电也有望迎来类似的技术进步和成本下降。

2021年陆上风机价格快速下降。2021年以来，风机招标价格呈现较明显的下降。根据近期中标情况，三北、西南地区大型风电项目的风机中标价格已低至2000-2300元/kW，较2020年初的价格高点呈现大幅下降。

风机大型化是推动风机成本和价格下降的核心原因。以运达股份的WD107-2500和WD156-4500为例，两款机型的额定风速相同，从而具备相对较好的可比性。根据相关参数，WD156-4500相对WD107-2500的额定功率提升幅度达到80%，但叶片重量仅增加65%，轮毂重量增加68%，机舱重量仅增加17%，意味着单位千瓦零部件的材料用量下降，这也是大容量机组价格下降的重要原因。与此同时，WD156-4500相对WD107-2500的单位千瓦扫风面积增加18%，因而在相同的风资源条件下发电利用小时更高。

站在2020年底，国内风机企业已经储备好陆上大型风机技术。2019-2020年国内抢装的陆上风电项目主要为2018年及以前核准的项目，风机选型往往选用老机型，2018-2020年风机企业推出的新机型并未在2019-2020年抢装中得到大规模应用。实际上，风机企业在2019-2020年加快技术迭代，新推出的陆上风机单机容量逐年提升，这些新的机型在2021年得到集中应用，从而导致了2021年风机快速大型化。

站在当前时点，国内风机企业已经储备好海上大型风机技术。2020年，国内新增海上风电装机3.84GW，平均单机容量约4.9MW，2021年是海上风电抢装年，估计单机容量同比增长幅度不大。2021年抢装之后中央财政补贴退出是行业内早已形成的共识，风机企业近年的新机型开发主要面向平价市场。目前看，风机企业新推的海上风电机组单机容量明显大于近年投运项目的单机容量，新推机组最大单机容量达到16MW，意味着抢装结束之后国内海上风电单机容量将快速提升。2021年12月，华润电力苍南1号海上风电项目开工，该项目作为国内率先平价的海风项目，规划装机容量400MW，拟安装49台抗台风型海上风电机组（对应的平均单机容量超过8MW），其中将批量应用中国海装H210-10MW海上风电机组。

近期招标显示海上风电主设备已降价35%。近期，中广核象山涂茨海上风电场项目（280MW）和华润电力苍南1号海上风电项目（400MW）已经完成风机招标，华润电力苍南1号海上风电项目风机及塔筒的中标企业为中国海装，总报价16.24亿元，相当于单位千瓦的风机及塔筒采购价格4060元。三峡昌邑莱州湾一期300MW海上风电项目的风机及塔筒采购于近期开标，其中明阳智能的报价为12.05亿元，该项目在2019年实施过招标，当时明阳智能的报价为18.6亿元，即风机和塔筒的采购价格大概下降了35%。

海上风电平价项目已经开始批量涌现。2021年10月以来，广东、浙江、山东等地新的海上风电项目开启招标，合计的规模超过7GW，除了广东以外其他省份暂未出台省级补贴政策，估计这些项目以平价项目为主，意味着即便不再享受中央财政补贴支持，国内的海上风电仍将规模化发展，海上风电的平价就在眼前。近期，三峡能源公告，拟建设三峡阳江青洲五100万千瓦、青洲六100万千瓦、青洲七100万千瓦海上风电项目等三个海上风电场，计划于2021年12月开展首台基础沉桩；上述三个项目动态投资金额分别为140.5、137.6、133.6亿元，合计投资金额411.7亿元，离岸距离均在52-85公里、水深37-54米，对应的单瓦动态投资低于14元，考虑发电利用小时数3600-3900小时，在平价下具备较好的投资收益率。

4、迈向主力电源，成长空间巨大

4.1供给端：开疆扩海，从近海迈向深远海

参考欧洲经验，海上风电离岸化是趋势。向深远海发展是欧洲海上风电发展过程中较明显的趋势，截至2020年欧洲在建海上风电项目平均离岸距离44公里，其中英国的Hornsea One、德国的EnBW Hohe See和EnBW Albatros等海上风电项目离岸距离超过100公里；截至2020年欧洲在建海上风电项目平均水深36米。

国内近海风资源技术可开发规模超过4亿千瓦。我国拥有超过1.8×104 km的大陆海岸线，海上风资源丰富。中国气象局的研究结论显示：采用6MW级别的海上风电机组，水深5~50 m海域风能资源技术开发量为4.0亿kW，其中水深5~25 m海域风能资源技术开发量2.1亿kW，水深25~50 m海域技术开发量1.9亿kW；离岸距离50 km以内海域风能资源技术开发量为3.6亿kW，其中离岸距离25 km海域以内风能资源技术开发量1.9 亿kW，离岸距离25~50 km海域技术开发量1.7亿kW。考虑未来海上风电机组的快速大型化，技术可开发规模将进一步提升。

深远海海上风电空间更大，未来有望基地化、规模化开发。深远海海域面积更大，且受海洋军事、航线、港口、养殖等海洋功能区规划限制以及海洋自然保护区划定的生态红线区限制相对较少，可开发的潜力远高于近海。欧洲已经实施了具有借鉴意义的深远海海上风电开发实践，2019年完成拍卖、电价约40英镑/MWh的英国Dogger Bank海上风电项目（总规模3.6GW）的离岸距离超过130公里，未来国内也有望跟进。根据国家能源局相关表述，能源局将加快组织开展全国深远海示范，在有条件的区域规划布局一批海上风电基地，推动形成规模化连片开发的格局。

漂浮式技术逐步兴起，助力深远海海上风电开发。在迈向深远海时，传统的固定式海上风电在技术和经济上面对的挑战增加，漂浮式海上风电技术被视为面向深远海海上风电开发的解决方案，逐步从研究走向商业化应用。欧洲是漂浮式海上风电的引领者，截至2020年底欧洲已经投运的漂浮式海上风电项目装机约62MW，多个项目有望在近年陆续投产。国内方面，2021年7月，首台漂浮式海上风电试验样机——“三峡引领号”正式完成风电机组吊装。

4.2需求端：具备成为主力电源潜力

英国经验表明海上风电具备成为主力电源的潜力。目前，海上风电发展相对较早的区域是欧洲，英国是典型代表。近年来，随着英国海上风电装机规模的持续提升，海上风电发电量占比也在持续提升，2020年英国海上风电的发电量达到407亿度电，占总发电量的13%，是仅次于气电和核电的电源品种。截至2020年，英国海上风电装机规模约10.4GW，根据英国政府目前制定的气候目标，到2030年英国海上风电装机将达到40GW。2020年英国海上风电容量系数45.7%，对应的利用小时数约4000小时，则40GW海上风电装机的发电量有望达到1600亿度电。英国近年的发电量规模整体呈现下降趋势，按照目前海上风电装机规划，2030年英国海上风电发电量有望占到英国总发电量的三分之一及以上。

平价进程超预期有望改变海上风电在我国电力体系中的地位和发展轨迹。国内方面，由于长期以来需要较高强度的补贴以及平价时点的不确定，海上风电在能源体系中的定位不明朗；业内普遍预期海上风电的平价时点在十四五末，目前来看，海上风电主设备已呈现大幅降价，平价项目已经批量涌现，预计国内海上风电大范围平价的时点有望提前；在此背景下，监管层大概率将重新审视海上风电的定位。根据2021年6月发布的《浙江省电力发展“十四五”规划（征求意见稿）》，十四五期间浙江省包括煤电在内的各类电源装机规模将进一步增长，其中风电新增装机约4.5GW，以海上风电为主；我们估计，随着海上风电平价进程超预期，海上风电可以一定程度替代火电，调减煤电增量并调增海上风电增量具有逻辑的合理性。

2035年之前建成新型电力系统是沿海省份的规划目标，非化石电源发电量占比显著提升。根据《浙江省电力发展“十四五”规划（征求意见稿）》，2035年浙江将率先建成以新能源为主体的新型电力系统，电力行业碳排放总量达峰后稳中有降，核电和可再生能源等非化石能源成为浙江主力电源，占全社会用电量比重60%以上。根据《山东省能源发展“十四五”规划》， 2035年山东省的清洁能源成为能源供应主体，能源生产消费模式得到根本性转变，碳排放达峰后稳中有降。

海上风电有望成为沿海省份的主力电源。考虑碳中和以及能源自主供应诉求等因素，沿海省份需要发展本地清洁能源作为未来的主力电源。随着时间的推移以及装机规模的快速扩大，沿海省份光伏和陆上风电受土地资源的约束将越来越凸显；相比核电，考虑安全性以及对本地制造产业的拉动效果，海上风电大概率将更受青睐。我们认为，海上风电具有成为沿海大省主力电源的潜力。

到2030年，海上风电有望为沿海省份贡献15%以上的电量。结合海上风电可开发空间、国内平价进程、海外发展经验、沿海省份能源转型等因素，我们估计，到2030年，海上风电有望为沿海主要省份（广东、江苏、山东、浙江、福建、辽宁、广西、上海）提供约15%以上的电量，从而带来巨大的海上风电装机需求。

2030年海上风电装机需求205GW以上，快速发展可期。锚定2030年海上风电为沿海主要省份贡献15%以上的电量，按照平均利用小时数3700小时估算，则2030年海上风电的装机需求为205GW以上，而截至2020年底国内海风累计装机约11GW，未来十年国内海风的新增装机需求超过194GW。按照2030年海上风电贡献15%电量的保守估计，预期十四五期间国内海上风电新增装机约54GW，年均11GW；十五五期间海上风电新增装机约140GW，年均28GW。

远期看海上风电不仅满足电力需求，还能制氢。氢能是未来极具潜力的能源品种，海上风电制氢是氢能制取的重要方式之一。《江苏沿海地区发展规划（2021—2025年）》指出，十四五期间要推进深远海风电试点示范和多种能源资源集成的海上“能源岛”建设、研究风电制氢储能；以英国、荷兰、丹麦为代表的欧洲国家已经率先开展海上风电制氢示范工程。远期来看，海上风电不仅仅是电力的载体，也有希望成为氢能的重要载体，从而扩大海上风电的需求空间。

5、国内海上风电产业迎出海契机

全球风能协会预测十四五期间海外海风市场高速增长。随着欧洲海上风电技术的逐步成熟以及规模化发展，在全球低碳发展的大背景下，海上风电的发展浪潮已经从欧洲蔓延到美国、日本、韩国等。根据全球风能协会的预测，到2025年，海外市场的海风新增装机有望达到约17GW，较2020年增长约4.6倍，2020-2025年间的复合增速达到41%；整体看，欧洲市场稳步增长的同时，美国和亚洲新兴市场有望跨越式发展。

亚洲主要经济体面临与中国大陆沿海省份类似的能源发展形势，具备较强的海风发展诉求。目前，除了中国大陆以外，亚洲潜在的海上风电市场包括日本、韩国、中国台湾、越南等。日本和韩国的主要电力生产来自煤电和天然气发电，在2050年碳中和的目标指引下，日本、韩国均在寻求能源低碳转型，同时也面临土地资源等方面的约束条件；根据相关规划，日本计划到2030年实现海上风电装机10GW，到2040年海上风电装机达到30GW-45GW；韩国规划到2030年实现海上风电装机12GW。此外，中国台湾规划到2025年实现海上风电装机5.5GW；越南则规划到2030年实现海风装机3GW-5GW，到2035年实现海风装机9GW-11GW。

国内海风产业已经着手布局海外市场，并有所斩获。目前主要的海风市场是欧洲和中国，这两个市场也形成了较为完善的海风制造产业。国内海风产业近年快速发展，整机、海缆、管桩等主要制造环节在完全满足国内市场需求的同时，已经逐步向海外拓展。整机方面，明阳智能已获得越南金瓯1号海上风电项目、意大利Taranto项目等整机订单，近期与英国国际贸易部（DIT）签署了谅解备忘录（MoU），有望在英国开展海上风电整机制造相关投资；海缆方面，2021年东方电缆完成越南BINH DAI海上风电35kV海底电缆交付；管桩方面，大金重工着力拓展欧洲市场，有望取得突破。

中国海风产业的快速发展有望加速海外市场海风发展进程，进而创造出口空间。我们认为，国内海上风电平价进程超预期意味着国内海风产业供给质量的快速提升，从而有望推动全球海风市场（尤其是中国周边市场）发展进程的加快，出口的市场空间有望打开；考虑到国内海风制造的成本优势，海风制造产业出口前景可期。

6、产业链主要环节梳理

海上风电项目基本结构：主要包含发电环节和送出环节。海上风电的发电环节由若干风力发电单位（包括风电机组、塔筒、管桩等）组成，电力送出环节包括交流送出和直流送出两种模式，目前以交流送出为主，随着海上风电离岸化发展，未来采用直流送出方案的项目比例有望增加。目前，国内已投运的采用直流送出的项目主要为三峡如东海上风电柔性直流输电示范项目，该项目送出方案如下：如东H6风电场（400MW）、H10风电（400MW）及远期拟扩建（300MW）的风电场的场区内各新建一座220kV海上交流升压站，风电机组发出的电能通过35kV海缆汇集至海上交流升压站的35kV线侧，经主变升压至220kV，每个220kV 升压站均采用2回220kV交流海缆接至海上柔直换流站（离岸直线距离约70km），经海上换流站整流后采用2回直流海底电缆（±400kV）接至陆上换流站。

风电机组、风机基础、海缆等是主要成本构成。海上风电项目的主要成本构成主要包括风电机组、管桩/塔筒、海缆、变电站/换流站等主设备以及相关的施工工程，近年总投资成本约14元/W-18元/W，后续有望较大幅度下降；不同海域（对应不同的海底地质条件）、不同的水深和离岸距离对应的海上风电项目成本结构不同。

海上风电机组竞争格局优于陆上，半直驱或成趋势。海上风电机组的准入门槛相对陆上更高，主要参与者数量相对较少，竞争格局相对较好，电气风电、明阳智能、远景能源、金风科技、中国海装等5家企业占据绝大部分市场份额。目前，直驱和半直驱是海上风机主流的技术路线，考虑半直驱机组轻量化效果更好以及更低的生产成本，未来有望扩大市场份额。

海缆需求受益于海上风电离岸化趋势，技术迭代助力格局优化。海缆具有较高的技术壁垒和准入门槛，产能建设周期和产品验证周期较长，目前国内具有海上风电海缆相关业绩的企业主要包括中天科技、东方电缆、亨通光电、汉缆股份、宝胜股份等少数企业，其中中天科技和东方电缆份额领先，估计合计份额达到60%及以上。随着海上风电单体规模的增大以及离岸化发展，未来一方面直流海缆的应用比例将提升，另一方面交流海缆的电压等级也有望提升，无论直流送出方案还是更高电压等级的交流送出方案都将增加海缆技术难度，有利于龙头企业维持甚至提升市场份额。

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