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1、 海上风电行业专题报告蓝海崛起，海上风电迎来黄金发展期 1、 欧洲海上风电进入平价时代，海上风电迎来黄金发展期1.1 全球海上风电快速发展，欧洲市场已进入平价时代海上风能资源丰富稳定，全球风电开发呈现由陆上向近海发展的趋势。风电原理 是利用风力带动风车叶片旋转，促使发电机发电，因而风电场当地的风速对发电 量影响较大。相较于陆上风电，海上风能资源丰富稳定、且沿海地区电网容量大、 风电接入条件好，因而海上风电更具优势。海上风电的并网由两部分组成：（1） 海上风电机组通过33或66KV的海底电缆连接到海上变电站；（2）海上变电站通过 132-220KV的海底光电复合缆与陆上变电站相连，再由陆上变电站
2、将电力输送到 电网公司。全球海上风电起源于欧洲，现已开启平价时代。1991年，世界上第一个真正意义 上的海上风电场丹麦Vineby海上风场正式投运，迄今海上风电已有约30年历 史。欧洲海上风电发展主要分为三个阶段：（1）技术可行性验证阶段（1991-2001 年），建设规模及单机容量较小，期间丹麦、荷兰、英国等国合计建设了9个海上 风电项目，其中5个项目容量低于10MW，总投资额不超过1亿欧元；（2）商业化开 发阶段（2002-2011年），单个项目的建设规模平均达到400MW，累计装机规模超 过6GW，海上风机进入大功率时代，平均单机功率达到4MW，平均度电成本降至 0.69-1.29元/千
3、瓦时。同期多国出台相关政策，推动海上风电建设，投资规模超 过20亿欧元；（3）平价时代（2012-2019年），欧洲开始深水远海的探索，新技术 的探索带来建设成本的先抑后扬，2015年单位造价高达3.3万元/KW，截止2018 年，单位造价已经可以控制在1.8万元/KW左右。目前欧洲已步入平价时代，度电 成本现已低于0.5元/千瓦时，英国海上风电的招标电价已经下降至0.35元/千瓦 时，德国也实现了零补贴，目前计划在2023-2025年投运的欧洲项目多数电价在 0.4元/千瓦时以下。目前欧洲已步入平价时代。欧洲平均度电成本现已低于0.5元/千瓦时，英国海上 风电的招标电价已经下降至0.35元/
4、千瓦时，德国也实现了零补贴，目前计划在 2023-2025年投运的欧洲项目多数电价在0.4元/千瓦时以下。我国海上风电起步较晚，“十二五”期间发展相对缓慢。 2007年11月，中海油渤 海湾钻井平台试验机组（1.5MW）的建成运行标志着我国海上风电发展正式开始。 2010年6月，我国首个、同时也是亚洲首个大型海上风电场东海大桥100MW 海上风电场并网发电，标志着我国海上风电产业迈出了第一步。海上风电初期由 于技术欠成熟，投资成本高昂，维护困难，缺乏专业开发团队，“十二五”期间 开发进度相对缓慢，截止2015年底，我国海上风电累计装机容量仅为1GW，远未 达到“十二五”规划定下的5GW目标。随
5、着国家层面以及地方政府层面政策持续扶持，以及设备技术逐步成熟，开发经验的不断积累，国内海上风电开发逐步进入了加速期。2016年11月，国家能源局 正式印发风电发展“十三五”规划，提出确保2020年实现海上风电并网5GW， 风电累计并网装机容量达到210GW以上，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省 的海上风电建设。为响应国家能源局号召，总共有20多个省份对外公布了“十三 五”能源发展规划，每个省份都根据自己独特的地理条件因地制宜的发展风电。 目前有7个省份明确规定了海上风电建设规模，到2020年底海上风电规划装机规 模达22GW以上。我国现已成为仅次于英国、德国的海风第三大市场。经过“十二五”时
6、期的示范 探索，我国海上风电产业技术逐步成熟、制造能力快速发展、标准体系不断完善， 各方面条件基本成熟，“十三五”时期，我国海上风电正加速发展。截止2019年， 我国海上风机累计装机容量达到6.8GW，已成为仅次于英国（9.7GW）和德国（7.5GW） 的第三大海上风电市场。1.2 我国海风资源丰富，开发潜力大我国海风资源丰富，大部分近海海域90米高度年平均风速可达6.5-8.5m/s，具备 较好的风能资源条件，适合大规模开发建设海上风电场。我国海岸线长约18000 多公里，拥有6000多个岛屿，近海风能资源主要集中在东南沿海及其附近岛屿， 包括苏州、江苏、浙江、福建、上海、广东等地，这些地区
7、均属于低风速地区， 相较而言，近海90米高度海域平均风速可达6.5-8.5m/s，海上风资源更充足。根据风能资源普查成果，我国5-25米水深、50米高度海上风电开发潜力约200GW； 5-50米水深、70米高度海上风电开发潜力约500GW。1.3 海上风电机组技术各异，永磁半直驱优势明显海上风电场主要由一定规模的风电机组和输电系统组成，通过在风电场海底敷设 输电电缆，将其所发电力送至陆上。海缆以光电复合缆为主。由于敷设运维经济性好，海底光电复合缆现已成为海上 风电采用的主流海缆类型，负责电力输送与信号传输。国内采用的光电复合缆主 要分为两种，35KV的集电线路海缆与220KV的输电线路海缆。海
8、缆向直流化、动态化方向发展。随着海上风电朝着深远海发展，对海底电缆提 出了更高的要求，海底电缆向直流化、动态化方向发展。柔性直流输电技术输送 效率高、线路损耗小，有利于长距离输电，稳定性高，不产生大的短路和环线电流，能解决风力发电场间歇式电源并网的问题，大幅改善大规模风电场并网性能， 在海上风电、长距离海上输电项目中应用广泛。风电机组由风电机舱(内装齿轮箱和发电机)、轮毂、叶片和塔筒等构件组成。风 电机组的工作原理是空气动力学，风吹过叶片形成叶片正反面的压差，从而产生 升力，令风机旋转并经过齿轮箱进而带动风力发电机转子。由此，叶片和风机将 风的动能转化为发电机转子的动能，再将转子的动能转化为电
9、能输出。主流技术路线包括双馈异步、永磁直驱和永磁半直驱。风电机组按发电机的结构 和工作原理可分为异步和同步风电机组，异步风机按其转子绕组结构可分为笼型 异步风机和绕线式双馈异步风机，同步风机按其转子励磁方式可分为永磁同步风机和电励磁同步风机。目前全球主流陆上和海上风电整机厂商所采取的技术路线 主要集中在双馈异步、永磁直驱和永磁半直驱这三种技术路线。不同技术路线各有千秋，直驱与半直驱更适应风机大型化趋势。双馈异步技术成 熟度较高，具有运输维护成本低、供应链成熟等优势，但齿轮箱可靠性较低，不 适合远海项目，更适合小兆瓦机型。永磁与半直驱风机的可靠性与发电效率较高， 更能使适应风机大型化趋势。半直驱
10、与直驱路线受到主流整机厂商青睐。出于成本的考量，主流整机厂商的小 兆瓦机型大都采用双馈异步风电机组的技术路线，从而降低到度电成本以环节平 平价上网的压力，而在大兆瓦机型技术路线的选择上有所差异。明阳智能与 Vestas选择了体积更小、重量更轻、效率更高且便于运输和吊装的半直驱路线； 直驱永磁技术路线因其具有发电效率高、维护与运行成本低、并网性能良好、可 利用率高等优越性能，受到金风科技和Siemens Gamesa等整机厂商的青睐。永磁半直驱同步风电机组技术路线与我国目前海上风电发展情况更契合。目前我 国整机厂商的轴承、高速齿轮箱等核心零部件仍然较大程度上依赖国外进口，且 国内整机厂商的制造工
11、艺难以保障核心零部件的加工精度和生产质量，但大容量 的永磁直驱海上风电机组的体积较大，运输、装配、吊装较为困难。而永磁半直 驱同步风电机组结合了双馈和永磁直驱两种技术路线的优势，采用中低速齿轮箱 传动，对轴承、齿轮箱的制造工艺要求相对较低；并且其发电机转速较高，体积、 质量比永磁直驱型的小，机组整体结构更为紧凑，有利于运输和吊装，更适合现 阶段我国海上风电的发展状况。风电机组的基础选型对推动海上风电成本下降、保障风电机组长期安全运行起重 要作用。风电机组基础结构为风电机组提供至少 25 年的关键支撑，在遭受风载 荷、风电机组运行载荷以及波浪、海流等载荷作用的同时，还经受着海上恶劣环 境的严酷考
12、验。同时，在海上风电场的总投资中，基础成本占 20%-30%，远高于 陆上风电场的同类比重。因此，在深入分析不同海上风电机组基础结构特点，风 电场所处海域的地质、风能资源、海洋水文等环境条件的前提下，合理的基础选 型，是推动海上风电成本下降、保障风电机组长期安全运行的主要途径之一。1.4 海上风电产业链更长，降本增效空间大海上风电产业链长，降本增效空间大。海上风电的产业链涉及前期的协调工作、 项目建设期的主机装备、电气(海上升压)、电力输送(电缆)、安装施工等以及项 目运行期的运维工作，产业链长于陆上风电，因此降本增效的空间更大。整体来看，单位造价成本仍有较大下降空间，拐点仍未到来。受益于产业
13、链国有 化及成本优势，叠加在勘探设计、设备研发制造和工程建设运营中累积的经验， 我国的造价成本已经从 2010 年的 23700 元/千瓦左右降至目前 15700 元/千瓦左 右，十年间降幅达到 33.76%。海上风电产业链较为成熟的江苏单位造价成本约 为 14000 元/千瓦，而广东和福建两地的建造成本大约在 17000 元-18000 元/千 瓦。目前海上风电 0.75-0.85 元/KWh 的单位电价对标 15000 元/KW 的造价，比起 陆上风电 0.3 元/KWh 的电价对标 7000 元/KW 的造价仍有一定差距，海上风电产 业链仍有较大的降本任务。具体来看，成本端占比最大的两项
14、分别是设备购置费（50%）和建安费用（35%）， 以下具体分析。建安费用约占总成本的 35%，单位千瓦成本约 6000-7000 元/kW。由于海上施工 条件复杂、施工难度大，施工所需的关键装备（如海上风电机组基础打桩、风电 机组吊装等）专业可用的大型船机设备较少，船班费用高昂，相对陆上风电，海 上风电的建安费用占总成本的比重较大。目前，海上风电吊装能力仍受安装船数量的制约。根据中国海洋工程咨询协会海上风电分会统计数据，2020 年中国海上风电安装船预期量为 33 艘，随着小兆瓦 机组逐渐退出市场，可用船舶或将明显小于这一数值。2021 年中国海上风电安 装船预期量是40艘，假设一条船一年吊装
15、35至40台风机，每台风机容量是6MW， 理论上吊装总容量将近 9GW。但考虑到一艘施工船每年的施工窗口期有限（每年 约 200 天），费用高昂（造价 3-5 亿/台）且按时间收费，如能提升单位时间内安 装的机组功率，成本将会有较大下降空间。因此，海上风电机组正朝着大型化、 大功率发展，英国 Walney Extension 风场安装的 87 台风机中有超过 40 台单机 容量超过 8MW。设备购置费约占总成本的 50%，降本空间大。其中，风电机组及塔筒约占设备费 用的 85%，单位千瓦成本约 75008500 元/千瓦，对整体设备费用的影响较大。 海上风机所处环境恶劣，风机易腐蚀，同时我国海上风资源条件复杂，在长江以 南海域，大部分地区平均风速较低，又有台风威胁，因此对海上风机的性能有较 高要求，目前海上风机的单位成本约为陆上风机的 2 倍。降低海上风机成本的关 键一方面是通过技术进步提高风机性能，另一方面是依托规模效应，批量生产降 低边际成本。国家能源局下发的风电发展“十三五”规划中明确规定到 2020 年海上风电并网装机容量达到 5GW，开工规模达到 10GW，这将给整机厂商带来可 预期的大市场，我们预计通过海上风机的批量化生产，设备单位千瓦价格将会有 10002000 元的下降空间。整机中零部件成本占比最大的是叶片和塔筒。玻纤和碳纤维是叶片生产的主要原 材料、中厚板
