海上风电行业研究规划护航海风发展,大型化

（报告出品方/作者：广发证券，陈子坤、纪成炜、曹瑞元）

一、大型化推动平价进程，海风发展东风已至

（一）海风时代全球化，扬长避短突破制约

近十年来全球海风市场呈现向荣状态，装机容量稳步提升。风力发电是实现“双碳”目标的重要手段，全球减碳大趋势下，风电行业发展确定性强。据GWEA数据，全球海上风电新增装机从年1.2GW增长至年的22.5GW，年均增长率基本保持在20-30%之间，我们预计-年新增装机量CAGR可达37.83%，到年全球海上风电累计装机容量将突破GW，发展前景明朗。

欧洲各国海风装机略有波动，海上资源禀赋优越。根据GWEC数据，-年各国每年新增海上风电装机容量略有起伏，英国和德国在年及以前占欧洲海风市场大头，年欧洲整体新增装机量达3.3GW，其中英国新增装机2.3GW，欧洲其他国家新增装机量达1.0GW。欧洲海风稳步发展，我们预计欧洲市场-年新增装机量分别为2.8/5.1/2.4/6.6/11.6GW。根据欧洲风能协会年统计数据，全年风电发电量达TWh，占全部发电量16.4%，其中海上风电占3%，据估算，欧洲海上风电年利用小时数已近h，海上资源丰富。

国内及全球海风历史装机弹性发展，未来市场规模逐步增长。从增长趋势来看，中国和全球海风发展基本同步，预测在-年弹性增长，年后发展趋于稳定，新增和累计容量增速基本保持在10%-12%。从市场规模来看，我们预计到年中国海风新增装机规模达16.0GW，相比于年中国海风新增装机CAGR可达32.0%，累计装机容量达79.0GW；我们预计到年全球海风市场新增规模达35.1GW，累计装机容量达.4GW，发展势头迅猛。

中国近海风能资源富足，区域间有强弱等级。依据国家气候中心模拟给出的中国近海风能资源分布，中国近海的风能资源非常丰富，四大海区中东海风能资源最优秀，然后依次是南海、渤海和黄海。而各个海域中台湾海峡资源最丰富，平均风速在8.5m/s以上，局部地区超过9m/s；其次是浙江中南部沿海、广东中东部沿海和渤海辽东湾，平均风速均在8m/s以上；其它海域平均风速大都在7.5m/s以上；北部湾北部和黄海中部风能资源相对一般，平均风速在7-7.5m/s之间。同时不同海域平均风速与最大风速情况并不存在等比关系，风况具有明显特殊性，如平均风速强度排序第一位为东海，而最大风速强度排序第一位为南海。

海上风电开发需考量气象灾害因素。自然灾害的存在是制约海风发展的一大原因，对风电运维、工程进程、机组寿命等都会造成一定的威胁。强度低的热带气旋及外围环流能够使风电场处于“满发”状态，但台风却会对风电场带来极大破坏，除此以外，在风电场建设过程中还应该考虑不同区域特有的气象问题，如东海、南海的盐雾带来的机组腐蚀问题，海风资源与风险并存，需要针对性解决相关困难。

海风相对陆风存在多方面优势。比较来看，海风有更高的系统可靠性、更强的环境保护能力、更广阔的资源利用空间、更有利的风速条件。海上风电机组有更长的使用寿命、高出陆风约20%的合理利用小时数。从分布区域和占地方面来看，海上风电场机组传输损耗更低，占地面积更小。

国内海风发展存在一定制约因素。由于离岸距离远，海上变化大等原因，将导致前期施工以及后期维护的困难，包括海上气象灾害对风电场造成的腐蚀等损失、后续人员维修的难度、恢复运营的时长等，都会对海上风电安装费用、维护费用产生重要影响，成为度电成本的一部分，制约海风发展。根据CWP风电回顾与展望报告，中国近海风资源相较于欧洲国家差，单机容量较国外平均单机容量小，关键零部件产能受限，安装施工设备限制，这些都会对中国海上风电成本产生影响。今后为进一步降低成本降低和实现平价，仍需在技术研发、制造能力、配套产业和运营维护等方面作出更大努力。

（二）大型化趋势驱动成本降低，政策护航海风发展

风机大型化趋势明显。根据CWP风电回顾与展望报告，年中国海上风电场主流机型单机容量已达到5.0MW以上（最大为10MW），平均新增单机容量达4.9MW，相比年增长85%。GWEC预计年全球新增海上风电机组平均功率将达到11.5MW，全球海上风电的先行者HenrikStiesdal预测下一代风电机组将在年之前出现，功率在20MW左右，叶轮直径达到米，风机大型化趋势保持。海上风电机组大型化降本效果显著，海风经济性凸显。据RystadEnergy的研究项目推算，对于1GW的海上风电项目，采用14MW的风电机组将比采用10MW风电机组节省1亿美元的投资，由此可见，风机的大型化将带来风电成本的下降。从全球海上风电平均装机成本和LCOE变化来看，与风机装机容量呈反方向变动趋势，装机成本由年美元/KW下降为年美元/KW，LCOE由年0.美元/KWh下降为年0.美元/千瓦时，海风经济性凸显。

多重国家政策出台指引海风行业发展。自年起，海风行业新增项目不再纳入中央财政补贴范围，补贴逐步退坡，推动平价上网发展，实行电价市场化竞争机制。依据风电头条，年进入新的平价时代，海上风电补贴最后一年，风电抢装风潮由陆转海，《国家能源局关于年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》建立消纳责任权重引导机制、并网多元保障机制、保障性并网竞争性配置机制三大长效性机制。年底“”再次明确，绿色金融支持政策跟进，明确碳排放量要求，指引海风行业未来发展。

补贴情况接棒进行，多省“十四五”海风规划明确。广东省发布的《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，是我国第一份由地方省份行政单位出台的补贴政策，明确自年起，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，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价（平价），推动项目开发由补贴向平价平稳过渡。继广东后，山东省能源局副局长在山东省政府新闻办新闻发布会上也明确表示，对-年建成并网的“十四五”海上风电项目，省财政将进行适度补贴。

根据多省出台政策来看，“十四五”期间海风装机容量规划明确，广东17GW，山东10GW，江苏9.09GW，浙江4.5GW，广西3GW，海南3GW。江苏环境影响评价第二次公示较第一次公示规模下降3.03GW，较年规划情况上升1.09GW。广西获国家能源局批复的海上风电规划共7.5GW，其中自治区管辖海域内全部4个场址共1.8GW，要求力争年前全部建成并网；自治区管辖海域外择优选择5.7GW开展前期工作，要求力争到年底建成并网1.2GW以上。海南省依据《海南省“十四五”能源发展规划》《海南省海上风电场工程规划》，制定了海上风电场11个、总装机万千瓦的海上风电项目招商（竞争性配置）方案。

（三）海上风电经济性测算

风电机组、风机基础及施工占海风项目投资比重高。江苏、广东、福建三省的风电机组及安装、风机基础及施工的平均投资占比为68%，在投资成本中占比较高。其余的投资部分还包括塔筒、施工费、电缆、海上升压站、陆上集控中心、用海（地）费用等其他项目。降低造价是海上风电是否具备竞争优势的关键，由于海上风电产业链较长，各个节点都存在降低成本的可能性，从而进一步降低整体成本和风险。

海上风电项目建设成本已达到一定的降幅。根据北极星风力发电网的数据，年海上风电项目的建设成本平均为元/千瓦，而年在建的华润电力苍南#1海上风电项目的建设成本大约为元/千瓦，其中风力发电机组（含塔筒）为元/千瓦，风机基础及风机安装施工为元/千瓦，总建设成本相比于年的平均水平降幅达到25%，建设成本的下降已取得一定成效。

LCOE的计算公式可以大致表示为（建设成本现值+运维成本现值+财务成本现值+税收成本现值）/发电量现值。以华润电力苍南#1海上风电项目的建设成本为基础，在运营规模为MW，有效发电小时数为小时/年，贴现率为5%等各种假设下，能够得到苍南#1项目的各成本现值，并计算出LCOE大约为0.57元/千瓦时。

风机大型化能够降低海上风电LCOE。风机大型化能够影响海上风电项目的建设成本、运维成本以及发电量，进而使得LCOE发生变化。随着单机容量的增大，单位兆瓦下塔筒以及风机基础等零部件的投资下降，使建设成本得以降低。此外，由于达到目标功率所需要的风机数量也随之减少，运维成本也相应降低。同时，风机大型化也会带动发电量的提升。在以上各环节的作用下，风机大型化最终能够实现LCOE的降低。通过假设风机兆瓦数、发电量现值、建设成本现值与运维成本现值在大型化趋势下上升或下降相同幅度，下表展现了不同风机兆瓦数变化幅度下，LCOE的相应变化情况。

发电量是影响海上风电平价的关键因素。在对海上风电项目的LCOE做单变量敏感性分析后，发现发电量的变化是影响LCOE变化的关键因素。发电量现值平均上升1%，能够使得LCOE下降0.86%；相比较而言，建设成本现值和运维成本现值分别平均下降1%，能够使得LCOE下降0.44%和0.24%。

未来全球海风发展中国居重要地位。根据GWEC预测数据，年全球海风市场新增装机量中亚洲稳居第一，在亚欧北美三洲中占比直逼50%。细化来看，亚洲市场中中国占据主导地位，且到年仍保持重要地位。分析各国政策，到年底，日本海上风电目标累计装机为10GW，韩国为12GW，印度为30GW，英国为40GW，距中国预测近60GW的海风规模均有差距。中国提出的可再生能源目标为年非化石能源占一次能源消费比重降至25%；年风电、太阳能装机容量超过GW，在政策推动之下，未来海风市场发展中中国将发挥巨大作用。

二、海上风电大型化趋势所带来的产业链变化

（一）风机大型化引导各产业链的主要发展方向

风机大型化趋势明显，降本空间的扩大推动收益率提升。在-年期间的新增装机中，大容量机组的占比不断提升，金风科技的3/4S和6/8S机组销售量占比也逐年增加。根据CWEA发布的《年中国风电吊装容量统计简报》，截至年年底，在风电累计装机中3.0MW及以上风电机组累计装机容量占比达到23.4%，比年增长了10.9%。大容量机组还可通过减少机组安装数量来降低运维成本、风电场建设成本。根据施耐德电气在CWP风能大会上的数据，当机型从2.0MW提升至5.0MW时，收益率可从4%提升至8.6%，而典型海上风机的容量大于5.0MW，因此可以带来较高的收益率。

永磁同步机组是海上风电的主要机组类型，我国永磁同步机组容量占比呈上升趋势。由于永磁直驱式机组省去了齿轮箱，降低了损耗，具有效率高、噪音低及低电压穿越能力强等优点，已广泛运用于海上风电场，并成为深远海和大容量海上风电机型的主流选择。永磁半直驱机组在保留了永磁直驱式机组优点的基础上，减轻了体积和重量，并拥有更高的转速，也开始投入到海上风电商业运行中。年我国永磁直驱式和永磁半直驱式机组在新增装机容量中占比为42%。

风机大型化推动高塔筒、大叶片趋势。风机的大型化要求更高的塔筒来给予支撑，根据风能协会的数据，年风电机组平均高度为91m，最高风机达m；年平均高度为96m，最高达m，风电机组的高度逐年稳步提升。作为风电机组的关键部件，塔筒在提升风机高度、保障机组安全中发挥着重要作用。在相同功率的风电机组中，风轮直径呈增大趋势，2MW风电机组的平均风轮直径从年的79m增大至年的m。

大叶片使得叶轮直径越长，扫风面积越大，进而增大发电量。随着海上风电机组单机功率的增大，需要更大的叶片来达到大功率的发电效果。东方电气自主研制的BA型风电叶片长度为米，是目前我国已下线的最长风电叶片。根据北极星风力发电网，明阳智慧正在研发的16MW的海上风机叶片长度为米，国际整机商维斯塔斯将推出单机功率为15MW的海上风机叶片长度为.5米。目前中国海装的H-16MW海上风电机组拥有全球最大的风轮直径，为米。

叶片轻量化能为其大型化带来更高的效用。叶片长度的提升使其重量快速增加，虽然通过增大扫风面积提高了发电效率，但重量的增加也加重了对主机和塔筒的荷载，因此轻量化成为大叶片的重点发展方向，其中长度在百米以上级别的叶片必须用到碳纤维材料。碳纤维是一种具有质量轻、高强度、耐腐蚀、抗疲劳等优异性能的材料，将其应用于叶片中，将能够有效减轻叶片质量，增加叶片强度，在海上高盐高湿的环境下，叶片中碳纤维材料也能够提升耐腐蚀性能，适应海上风电恶劣的气候条件。

风电叶片已成为碳纤维材料需求量最大的应用领域。碳纤维在风电叶片中的需求量已从年的1.8万吨上升至年的3.3万吨，在碳纤维成为百米级叶片的刚性需求背景下，风电大规模使用碳纤维是大势所趋。根据《全球碳纤维复合材料市场报告》的数据，风电叶片用碳纤维需求量占总需求量的28.0%，是碳纤维所有应用领域中占比最高的行业。受海上风电快速发展的影响，碳纤维企业也迎来新的发展机会。目前国内风电叶片应用的碳纤维主要以卓尔泰克等国外厂商为主，随着国产化碳纤维技术的成熟，存在国产替代空间。相关企业有吉林碳谷、光威复材、上海石化、吉林化纤，其中吉林碳谷拥有多种类型的碳纤维原丝系列产品，年产能达6.55万吨，在建产能2万吨，预计于年中期完工。

碳纤维规模化应用仍存在难题，未来国产碳纤维需与风电行业形成互动。在补贴退坡的海上风电行业中已经形成降本压力，碳纤维的经济性在未来叶片发展中有着重要的作用。但目前碳纤维的供给无法覆盖需求，价格迎来上涨，根据上海电气风电集团在北京国际风能大会上所述，年碳纤维价格涨幅约为50%，这体现出碳纤维批量供应的不稳定性。目前风电叶片对碳纤维的应用需求为碳纤维行业提供了良好的契机，如果未来碳纤维的批量供应能与风电行业的批量应用形成良好互动，将有助于两个行业的共同发展。（报告来源：未来智库）

（二）海上风电选址深海化，柔性直流输电经济性得以体现

近海资源逐步饱和，选址深海化成为海上风电的发展方向。海上风电按照潮间带风场、近海风场、深远海风场的发展路径逐步推进。目前国内外建成的海上风电场绝大多数为近海风电场，但近海风电会受到日益严苛的环保生态安排等制约，发展空间受到挤压；而深远海范围更广，风能资源更丰富，风速更稳定。在深水远海区域建立风电场，既可以充分利用更为丰富的风能资源，也不会对航道资源和沿海工业生产等产生不利影响。

海上风电离岸距离增加使得海缆传输距离增加，将带动海缆用量进一步上升。海上风电所用的电缆主要包括海上风电机组用电缆、风场内集电线路用电缆、海上升压站用电缆和输送到陆上集控中心用电缆，风电场深海化将增加输送用电缆的用量。我国目前计划的海上风电项目最远离岸距离已达95km，距离欧洲目前最远的km仍有发展空间。江苏大丰H8-2项目所用的千伏海缆长度达到86.6公里，为国内使用交流海缆距离最长。

海上风电的输电方式包括交流输电和直流输电，直流输电具有更低的电缆成本和电力损失。直流输电通过换流站将交流电转变为直流电，通过高压直流海底电缆将电能输送至陆上换流站，最后再重新转变为交流电后接入交流电网。相比于交流输电来说，直流输电能够减少系统投资、降低电力损失、减轻海上平台负荷以及降低建设维护价格。

直流海缆输电系统比交流海缆输电系统在长距离输电中更经济，深海风电场基本采用柔性直流输电。直流线路所耗费有色金属、绝缘子和金具等材料比交流线路少，因此直流输电线路的单位长度造价比交流线路有较大幅度的降低。但由于换流站的设备比交流变电站复杂，包括昂贵的可控硅换流器及其附属设备，所以换流站的投资高于同等容量和相应电压的交流变电站。当输电线路距离足够大时（一般大于57km），直流输电线路成本低的优势以及线路损耗费用少的优势将得以体现。

（三）漂浮式风电技术助力海上风电深海化

漂浮式技术主要应用于深海区域，是海上风电的主要发展趋势之一。随着海上风电不断从浅近海走向深远海，海上风机支撑结构形式也伴随水深变化，从固定式支撑结构向漂浮式支撑结构演变。漂浮式基础允许在深海区域部署风力涡轮机，可最大程度地利用海上风能潜力，不仅开拓了可开发的海域范围，而且开发周期更短、对环境更友好，是未来深远海上风电开发的主要技术。

驳船式、半潜式和单立柱式是主要的漂浮式风电机组基础类型。常见的漂浮式风电机组基础类型有驳船式（Barge）、半潜式（Semi）、单立柱式（Spar）、张力腿式（TLP）。其中半潜式、驳船式和单立柱式占据市场主要份额。根据GWEC的数据，截至年7月，全球漂浮式海上风电项目装机容量为71.3MW，并且预计到年将有近16.5GW的漂浮式海上风电涡轮投入使用。

我国漂浮式技术研究起步较晚，与欧洲的先进水平相比存在一定差距。SGRESWT6.0-是世界上第一个商用漂浮式风电项目，于年在英国投产。明阳智能的MySE5.5MW抗台风型浮式机组是我国首台漂浮式机组，并于年5月在明阳智能阳江基地装配完成并测试下线。

长期漂浮式风电技术愈加受重视，将在全球风力发电中发挥重要作用。发展漂浮式风电技术，能够推动漂浮式风机商业化以充分挖掘深海地区丰富的风能资源，我国漂浮式风机专利申请数量和授权数量逐年增加。根据GWEC的数据，目前漂浮式风力发电仅占风力发电装机总量的0.1%，到年它将占全球新增风力发电装机总量的6.1%。

三、产业链环节梳理

（一）海缆：东方电缆、中天科技海缆头部制造商地位凸显

海缆行业进入壁垒较高，行业内企业数量较少。由于海缆在海底运行，其环境复杂并且对海缆损害大，因此需要较高的技术保证海缆的正常运行。此外，由于海缆的品牌效应以及海缆生产与施工需要专用设备、生产前期需要较大的资本投入，海缆行业具有生产技术壁垒、资格认证壁垒、生产设备壁垒、品牌业绩壁垒和资金壁垒。在严格的进入壁垒的影响下，能够进行规模性生产海缆的企业仅有东方电缆、中天科技、亨通光电、汉缆股份、宝胜股份等大型企业。

海缆行业市场集中度较高，中天科技与东方电缆共处第一梯队，东方电缆海缆销量呈追逐之势。根据北极星风力发电网数据显示，中天科技在年至年期间累计完成如东项目千米海缆敷设。东方电缆在年年报中显示，其年海缆销量为千米。在年风电抢装潮的背景下，东方电缆的海缆总销量有望持续上升，与中天科技共处海缆第一梯队。

海上风电作为海缆最大的下游应用市场，快速发展驱动海缆规模提升。测算方案一：根据初始投资额测算。海缆产品在风电装机中成本占比相较较高（kV送出电缆投资成本占比5-10%，35kV阵列电缆投资成本占比3-4%，铺设费用占电缆成本比20%），是海缆最大的下游应用市场。结合风电新增装机量，海风风机大型化，离岸距离进一步增加，未来单GW海缆投资占比有进一步提升的可能。初始投资额测算的-年中国海上风电驱动的海缆系统市场规模为99.04/.67/.54/.04亿元，较年复合增长率为34.76%。

测算方案二：根据kV送出电缆和35kV阵列电缆需求量和价格测算：平均海上风电场装机容量为MW（取近年来海上风电装机量最多值），送出海缆平均长度有海风项目需要双倍离岸距离的送出电缆，近年来新建风电场离岸距离有小于50km如江苏启东海上风电场离岸距离37km，有大于50km如江苏大丰#H8风电场项目离岸距离72km，这里取年取平均值55km，随着项目远海化需求长度会增加。平均海上风电单机容量设定为4MW，结合风机大型化趋势逐年增加。平均单机所配阵列电缆以龙源江苏大丰H4#项目参考，48台风机配90.02km阵列电缆，平均每台风机配1.88km阵列电缆。根据北极星风力发电网显示，kV送出电缆单价在-万元/千米，取均值万元/千米，35kV阵列电缆单价在60-万元/千米，取均值万元/千米，单价会随着技术发展预计以年6%下降。根据需求量和价格测算的-年中国海上风电驱动的海缆系统市场规模为73.93/.85/.02/.71亿元，较年复合增长率为31.03%。

综合平均两种方式测算，预测-年中国海上风电海缆市场规模为86.48/.76/.28/.38亿元，年复合增长率33.19%。预计-年全球海上风电海缆市场规模为///亿元，年复合增长率37.18%。未来国内、全球海缆市场空间广阔。

东方电缆拥有高技术含量的交直流海缆产品，是我国领先的海缆企业。东方电缆拥有kV及以下交流（光电复合）海缆，±kV及以下直流（光电复合）海缆系统产品的设计研发、生产制造、安装和运维服务能力，能够提供深远海脐带缆和动态缆系统解决方案、超高压电缆和海缆系统解决方案。未来海上风电场的数量将不断增加，且海上风电场选址越来越推向深远海，这些因素将加大对于大长度、大容量、高电压等级海底电缆的需求，因此东方电缆在海上风电海缆行业中具有较强竞争力。东方电缆海缆营收稳步上升，海缆业务的扩张带动整体销售毛利率表现强劲。东方电缆的海缆业务总营收占比由年的8.64%上升至年的41.31%，其海缆供应商地位逐步凸显。风机大型化背景下，海缆业务单价受影响小，东方电缆海缆单价长期保持在万元/公里左右。受益于海缆业务的快速发展，东方电缆的整体销售毛利率也得以提高，从年的11.03%上升至年的25.34%，盈利能力得到提升。

中天科技领航海缆行业，多项海缆关键技术实现突破。国家能源局统计数据显示，年我国海上风电新增装机容量16.9GW，其中中天科技海缆服务的海上风电项目达21个，合计6.29GW，占比达37%。从全球角度看，截止年底，公司海缆供货业绩覆盖除南极洲以外的六大洲，总里程超已00千米。近年来，公司加大研发投入与人才队伍建设，在66kV集电海缆、柔性超高压直流海缆、三芯kV超高压大容量输电海底电缆、满足深海漂浮式风机使用要求的动态缆、满足0米水深使用要求的深海海底电缆等多项新技术上实现突破，为公司助力我国海上风电平价提供了强大技术支撑。中天科技海缆业务收入占比快速上升，拉高公司综合毛利水平。中天科技深耕海洋、新能源、电力传输、光通信、新材料五大领域，其中海缆业务乘海风行业发展与技术突破之势快速拓展，海缆业务营收增速自年起快速增长并多年保持在%左右，近5年海缆业务营收CAGR达63.75%，海缆业务营收占比由年的2.95%上升至年的20.40%。从毛利率角度看，中天科技海缆业务呈现波动上升趋势，从年的30.16%上升至年的35.55%，连续3年位居各业务第一位，且远高于公司整体销售毛利率水平，是公司盈利能力长期增长的重要动力来源。

（二）塔筒：

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