全球海上风电发展趋势及补贴情况分析课件.pptx

1、内容目录内容目录1、欧洲海上欧洲海上风风电进入平价时代，海上风电迎来黄电进入平价时代，海上风电迎来黄金金发展期发展期41.全球海上风电快速发展，欧洲市场已进入平价时代42.我国海风资源丰富，开发潜力大73.海上风电机组技术各异，永磁半直驱优势明显84.海上风电产业链更长，降本增效空间大142、风电：抢风电：抢装装期行业量价齐升，风机盈利能力有期行业量价齐升，风机盈利能力有望望触底回升触底回升181.风电抢装开启上行周期，行业景气度上行182.弃风改善三北解禁，风电厂商盈利能力提升203.平价上网为指导价，海上风电有望进入全新发展阶段214.海上风机厂商集中度稳步提升，国内外技术差距缩小233、

2、陆上风电陆上风电平平价后趋于稳定增长，海风潜力大，价后趋于稳定增长，海风潜力大，补补贴有望延续贴有望延续261.陆上风电步入平价时代，未来有望趋于平稳增长262.海上风电可开发资源丰富，未来有望开启平价时代273.借鉴欧洲降本路径，海上风电平价可期294.地方补贴有望接力，海上风电将开启黄金 5 年33图表目录图表目录图图 1：海上风电工作原理海上风电工作原理4图图 2：欧洲海上风电发展历程欧洲海上风电发展历程4图图 3：英国新增装机量与度电成本英国新增装机量与度电成本趋趋势势5图图 4：欧洲各国海上风电市场份欧洲各国海上风电市场份额额(到到 2019 年末年末)5图图 5：各各省省“十三五十

3、三五”海上风电规划海上风电规划6图图 6：我国海上风电发展历程我国海上风电发展历程6图图 7：中国海上风电新增装机容量中国海上风电新增装机容量全全球领先（截至球领先（截至 2019 年末）年末）7图图 8：中国海上风电累计装机容量中国海上风电累计装机容量全全球第三（截至球第三（截至 2019 年末）年末）7图图 9：柔柔性直流输电用性直流输电用 XLPE 绝缘直流海底电缆绝缘直流海底电缆9图图 10：风电机组示意图风电机组示意图9图图 11：风电产业链风电产业链14图图 12：海上风电成本拆解海上风电成本拆解15图图 13：设备购置费用具体拆分设备购置费用具体拆分15图图 14：碳纤维进口平均

4、价格（美碳纤维进口平均价格（美元元/吨）吨）17图图 15：中厚板价格走势（美中厚板价格走势（美元元/吨）吨）17图图 16：海上风电运维成本分析海上风电运维成本分析17图图 17：国内风电项目潜力巨大国内风电项目潜力巨大（GW）19图图 18：国内风电新增装机量及未国内风电新增装机量及未来来预测预测19图图 19：2016 年以来弃风率持续下降年以来弃风率持续下降20图图 20：零部件厂商单季业绩零部件厂商单季业绩增增长长（亿元）亿元）21图图 21：风机厂商毛利率环比略有风机厂商毛利率环比略有上上升升21图图 22：中国海上风电新增装机容量中国海上风电新增装机容量21图图 23：中国海上风

5、电累计装机容量中国海上风电累计装机容量21图图 24：我国海上风电电价政策梳理我国海上风电电价政策梳理221图图 25：我国海上风电电价政策变迁我国海上风电电价政策变迁23图图 26：海上风电产业链环节海上风电产业链环节23图图 27：2019 年国内主要开发商招标情况年国内主要开发商招标情况（GW）25图图 28：2016-2019 国内开发商前十名合计国内开发商前十名合计份份额额25图图 29：2019 风电开发商市场份额风电开发商市场份额25图图 30：国内主要风机厂商海上份国内主要风机厂商海上份额额变化情况变化情况25图图 31：2019 国内主要整机厂商海上份额占比国内主要整机厂商海

6、上份额占比25图图 32：国内新增、国内新增、累累计并网容量计并网容量（GW）27图图 33：中东南新增装机占比逐渐中东南新增装机占比逐渐超超过三北地区过三北地区28图图 34：中国海上风电新增装机容量中国海上风电新增装机容量28图图 35：中国海上风电累计装机容量中国海上风电累计装机容量28图图 36：海陆风机累计装机容量对海陆风机累计装机容量对比比（GW）28图图 37：海陆风机新增装机容量对海陆风机新增装机容量对比比（GW）28图图 38：2010-2019 欧洲海上风电度电成本欧洲海上风电度电成本大大幅下降幅下降29图图 39：欧洲平均单机容量呈逐年欧洲平均单机容量呈逐年上上升趋势升趋

7、势30图图 40：明阳智能大功率风机销量明阳智能大功率风机销量大大幅提幅提升升(MW)30图图 41：金风科技大金风科技大功功率风机销量率风机销量大大幅提幅提升升(MW)30图图 42：2010-2019 欧洲海上风电单体规模欧洲海上风电单体规模增增长近一倍长近一倍31图图 43：我国海上风电运维特点我国海上风电运维特点32图图 44：2019 年国内海上风电开工年国内海上风电开工、核准项目核准项目34图图 45：广东省占广东省占 2019 年已招标项目半数以上年已招标项目半数以上34表表 1：我国沿海格式件近海区风资我国沿海格式件近海区风资源源情况情况8表表 2：风资源比较丰富的省区风资源比

8、较丰富的省区8表表 3：三种主流技术类路线三种主流技术类路线10表表 4：不同技术路线风电机组的定不同技术路线风电机组的定性性比较比较10表表 5：主要整机厂商采取的技术路线主要整机厂商采取的技术路线10表表 6：海上风机的主要构成海上风机的主要构成11表表 7：风电机组基础结构介绍风电机组基础结构介绍12表表 8：苏浙闽粤海上风电项目造价苏浙闽粤海上风电项目造价控控制范围制范围14表表 9：海上风电成本解析海上风电成本解析15表表 10：海上风电安装船海上风电安装船16表表 11：陆上风电上网电价调整方陆上风电上网电价调整方案案（元元/kwh）18表表 12：海上风电上网电价调整方海上风电上

9、网电价调整方案案（元元/kwh）19表表 13：国内外海上风电运维情况国内外海上风电运维情况对对比比33表表 14：沿海各省煤电价格及地方沿海各省煤电价格及地方补补贴意愿贴意愿3421、欧洲海欧洲海上风电进上风电进入入平价时代，海上风电迎来黄金平价时代，海上风电迎来黄金发发展期展期1.1 全球海全球海上风电快速上风电快速发发展，欧洲市场已进入平价时代展，欧洲市场已进入平价时代海上风能资源丰海上风能资源丰富富稳定稳定，全球风电开发呈现由全球风电开发呈现由陆陆上向近海发展的趋势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

10、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，再由陆上变电站将电力输送到 电网公司。图图 1：海上风电工作原理海上风电工作原理全球海上风电起全球海上风电起源源于欧于欧洲洲，现已开启平价现已开启平价时代时代。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）技技术术可可行行性性验验证阶证

11、阶段段（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）商业化开商业化开 发阶发阶段段（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）平平价价时时代代（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/K

12、W，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。图图2：欧洲海上风欧洲海上风电电发展历程发展历程3目前欧洲已步入目前欧洲已步入平平价时代价时代。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/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。我国海上风电起我国海上风电起步步较

13、晚较晚，“十二五十二五”期间发展相对缓慢。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。随着国家层面以随着国家层面以及及地方政府层面政策持续扶持地方政府层面政策持续扶持，以以及及设备技术逐步成

14、熟设备技术逐步成熟，开发经开发经图图3：英国新增装英国新增装机机量与度电成本趋势量与度电成本趋势图图4：欧洲各国海上风电市场份：欧洲各国海上风电市场份额额(到到2019年年末末)2.01.21.721.76 1.01.51.31 0.81.00.85 0.81 0.60.750.73 0.57 0.46 0.40.50.20.06 0.00.020102012201420162018新增装机容量（GW）度电成本（元/kwh）荷兰 其他比利时5%1%丹麦7%8%英国45%德国34%4验的不断积验的不断积累累，国内海上风电开发逐步进入国内海上风电开发逐步进入了了加速期加速期。2016年11月，国家

15、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。图图5：各省各省“十三十三五五”海上风电规划海上风电规划我国现已成为仅我国现已成为仅次次于英于英国国、德国的海风第三大市场德国的海风第三大市场。经过“十二五”时期的示范 探索，我国海上风电产业技术逐步成熟、

16、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。图图6：我国海上风我国海上风电电发展历程发展历程51.2 我国海我国海风资源丰富风资源丰富，开发潜力大开发潜力大我国海风资源丰富我国海风资源丰富，大部分近海海大部分近海海域域90米高度年平均米高度年平均风风速速可达可达6.5-8.5m/s，具备具备 较好的较好的风风能资源条件，适合能资源条件，适合大大规模开发建设海规模开发建设海上上风电场风电场。我国海岸线长约18000 多

17、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。根图图7：中国海上风电新增装机容量全球领：中国海上风电新增装机容量全球领先先（截（截至至2019年末）年末）图图8：中国海上风电累中国海上风电累计计装机容量全球第装机容量全球第三三（截（截至至2019年末）年末）比利时其他丹麦6%2%6%中国德国39%18%英国29%比利时荷兰其他5%4%1%丹麦6%英国33%中国25%德国26%67据风能资源普查成果，我国5-25米水深、5

18、0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。表表 1：我国沿海格式件近海区风资源我国沿海格式件近海区风资源情情况况省份省份90 米米高度海域的年平均风速高度海域的年平均风速（m/s）江苏省江苏省7.2-7.8浙江省浙江省7.0-8.0上海市上海市7.0-7.6福建省福建省7.5-10广东省广东省6.5-8.5辽宁（辽宁（大连）大连）7.4-7.6河北省河北省6.9-7.8山东省山东省6.6-7.3表表 2：风资源比较丰富的省区风资源比较丰富的省区陆上风陆上风资源资源近海风近海风资源资源省区省区风能资风能资源（源（GW）省区省区风能资风能资源（源

19、（GW）内蒙古内蒙古61.78山东3.94新疆新疆34.33江西2.93黑龙江黑龙江17.23江苏2.38甘肃甘肃11.43广东1.95吉林吉林6.38浙江1.64河北河北6.12福建1.37辽宁辽宁6.06海南0.641.3 海上风海上风电机组技术电机组技术各各异异，永磁半直永磁半直驱驱优势明显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。海缆以光电复合海缆以光电复合缆缆为主为主。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

20、线路海缆与220KV的输电线路海缆。海缆向直流海缆向直流化化、动态化方向发动态化方向发展展。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。图图9：柔性直流输柔性直流输电电用用XLPE绝缘直流海底电缆绝缘直流海底电缆风电机组由风电风电机组由风电机机舱舱(内装齿轮箱和发电内装齿轮箱和发电机机)、轮轮毂毂、叶叶片片和和塔塔筒筒等等构构件件组组成成。风电

21、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能输出。图图10：风风电电机机组组示示意图意图主流技术路线包主流技术路线包括括双馈异双馈异步步、永磁直驱永磁直驱和和永磁半直永磁半直驱驱。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8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

22、驱和永磁半直驱这三种技术路线。表表3：三种主流技三种主流技术术类路线类路线技术路线技术路线永磁半永磁半直驱直驱永磁直驱永磁直驱双馈异步双馈异步特点特点风轮机 通过低 变速 比齿 轮箱与 永磁半 直驱 电机 相连；定子侧有全功率变 换器风轮机 与转子 绕组直接 相连，转子为永磁体励 磁；定子侧有全功率变换 器；无增速齿轮箱风轮机通过增速齿轮箱连接至 转速较 高的双馈 异步发电机转子，转子额 的励磁 绕组通 过转子侧 和网侧 变换器 连接至电 网不同技术路线各不同技术路线各有有千千秋秋，直驱与半直驱更适直驱与半直驱更适应应风机大型化趋风机大型化趋势势。双馈异步技术成 熟度较高，具有运输维护成本低、

23、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。表表4：不同技术路不同技术路线线风电机组的定性比较风电机组的定性比较重重量量/体积体积可靠性可靠性运维成本运维成本发电效率发电效率电网兼电网兼容性容性度电成本度电成本半直驱半直驱低中低高高低直驱直驱高高中高高中双馈双馈中低高低低高半直驱与直驱路半直驱与直驱路线线受到主流整机厂商青受到主流整机厂商青睐睐。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

24、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。表表5：主要整机厂主要整机厂商商采取的技术路线采取的技术路线明阳智能明阳智能机型MY1.5/2.0MWMySE3.0MWMySE4.0MW及以上9技术路线双馈半直驱紧凑型半直驱紧凑型金风科技金风科技机型GW 2SGW 3S/4SGS 6S/8S技术路线直驱直驱直驱Vestas机型2MW4MWEnVentus技术路线双馈双馈半直驱GE机型2MW3MWCypr

25、ess技术路线双馈双馈双馈Siemens Gamesa机型2MW5MWSWT-6.0技术路线双馈双馈直驱永磁半直驱同步永磁半直驱同步风风电机组技术路线与我国目前海上风电机组技术路线与我国目前海上风电电发展情况更契合发展情况更契合。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

26、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。表表6：海上风机的海上风机的主主要构成要构成零部件零部件示意图示意图介绍介绍叶片叶片叶片直径决定了风电机组的功率。当前，主流的海上风机发 电容量在3 5MW之间，风机 叶片长度在4560m之间。为 有效利用海上风能，风机叶片要长期在恶劣的环境中不停地 旋转做功，叶片必须具有重量 轻、抗疲劳、耐腐蚀、高强度 等性能。机舱机舱轮毂在风机的最前端，可转动，其上安装风叶，内部有轴 系联结齿轮箱；风机舱中安装 有发电机、齿轮箱、低速轴、高速轴、高速闸、油水冷却装置和维修设备等。10塔筒塔筒塔筒一般由空心管状钢

27、材制成，设计主要考虑在各种风况 下的刚性和稳定性，根据安装地点的风况、水况和风轮半径 条件决定塔身的高度，使风叶 片处于风力资源最丰富的高 度。3MW以上的风机，塔筒 高度超过80m。基础基础基础结构的主要作用是固定风 电机组，主要有四种基本形 式：陆地基础、单桩基础、基 脚架基础和浮式基础。风电机组的基础风电机组的基础选选型对推动海上风电成本下降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保障风电机组长期安全运行起重 要作用要作用。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 境的严酷考验

28、。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。表表 7：风电机组基础结构介绍风电机组基础结构介绍基础结构基础结构示意图示意图简介简介优劣势优劣势单桩单桩应用最为广泛，在欧洲海 域所占份额高达 81%适用条件：水深 0-30m 的 海域优势：技术成熟，经济性 好，适应性强劣势：结构刚度小，易变 形，受海床冲刷影响大11多桩承台多桩承台普遍使用钢筋混凝土机 构，是海岸

29、码头和桥墩基 础的常见结构适用条件：0-30m 的近岸 海域优势：施工技术成熟，防 撞性能好，软土地基适应 性好劣势：海上施工时间长，程序复杂，不适用于深水海域重力式重力式是海上风电机组基础结 构的主要形式之一适用条件：水深 0-30m 的 海域优势：结构简单，稳定性 好，现场安装工作量小 劣势：对海床地质条件要 求高，需要较深、隐蔽条 件较好的预制码头和水 域条件多脚架式多脚架式分为三脚和多脚架式基 础，以三脚架为例，采用 标准的三腿支撑结构适用条件：水深 0-30m 的 海域优势：对船机设备要求不 高，成本介于单桩基础与 导管架基础之间，稳定性 好劣势：若用于浅水区，易 与船只发生碰撞导管

30、架导管架通常有 3-4 个桩腿，桩腿 之间用撑杆相互连接，形 成稳定的空间结构使用条件：水深 20-50m的海域优势：结构刚度较高，对 地质要求低，工艺成熟，综合风险低劣势：建造及运维成本高吸力筒吸力筒分为单筒和多筒结构，由 筒体和外伸段两部分组 成适用条件：水深 30-60m 的 海域，软黏土和松散砂土地质优势：不需要打桩，施工 速度快，针对深远海域的 开发有降本潜力劣势：对筒体下沉控制要求较高，施工较大12漂浮式漂浮式被称为下一代海上风电 新技术，是飘浮在海面上 的平台，利用系泊或锚针 在海底进行位置的固定 适用条件：水深大于 50m 的海域优势：能被安装在固定基 础风机无法到达的水域，从

31、 而 有更 大面 积的 海上 风能可被利用劣势：难以维持基础稳定性、限制基础位移，安装 运维成本较高1.4 海上风海上风电电产业链更产业链更长长，降本增效空间大，降本增效空间大海上风海上风电电产业链长，降本产业链长，降本增增效空间大效空间大。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。图图 11：风电产业链风电产业链整整体体来来看看，单单位位造造价价成成本本仍仍有有较较大大下下降降空空间间，拐拐点点仍仍未未到到来来。受益于产业链国有 化及成本优势，叠加在勘探设计、

32、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。表表 8：苏浙闽粤海上风电项目造价控苏浙闽粤海上风电项目造价控制制范围

33、范围13省份省份单位千单位千万投资（万投资（元元/千瓦）千瓦）江苏省江苏省14400-16300浙江省浙江省15600-16500福建省福建省17300-18500广东省广东省16200-17600具体来看，成本端占比最大的两项分别是设备购置费（50%）和建安费用（35%），以下具体分析。表表 9：海上风电成本解析海上风电成本解析费用类别费用类别主要构成主要构成占比占比单位千单位千瓦成本瓦成本设备购设备购置费置费风电机组及塔筒42.5%7500-8500 元/千瓦送出海缆2.5%500 元/千瓦相关电气设备5%1000 元/千瓦建安费用建安费用/35%6000-7000 元/kW其他费用其他费

34、用项目用海用地费、项目建管费、生产准备费等10%1600-1900 元/千瓦利息利息/5%/合计合计17000-20000 元/千瓦建安费用约占总建安费用约占总成成本的本的 35%，单位千瓦成本约单位千瓦成本约 6000-7000 元元/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。目目前前，海上风电吊装能力仍受安装船海上风电吊装能力仍受安装船数数量的制量的制约约。根据中国海洋工程咨询协会海图图 12：海上海上风风电电成成本拆解本拆解图图 13

35、：设备设备购购置置费费用具用具体体拆分拆分其他 10%利息 5%建安 35%设备购置 50%海缆海上升压站5%10%风电机组及塔筒85%14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

36、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。表表 10：海上风电安装船海上风电安装船交通类型交通类型型号型号快艇渔船交通船游艇直升飞机可靠性可靠性低低高高高时效性时效性高低中中高经济性经济性中高高低低设备购置费约占设备购置费约占总总成本的成本的 50%，降本空间降本空间大大。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

37、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。整机中零部件成整机中零部件成本本占比最大的是叶片和塔筒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、中厚板是塔筒生产的主要原材料，均属于成本导向型行业。因

38、此钢材和碳 纤维等原材料价格对叶片、风塔的制造成本及出售价格影响极大。自 2012 年以来，我国进口碳纤维价格一路走低，目前在 1.6 万美元/吨附近波动；玻璃纤维价格企稳。2019 年钢材价格稳中有降，中厚板价格处于 540 美元/吨附近，处于 行业价格中高位水平，在钢材加工业经历产能过剩和去产能两阶段后，钢价趋于 稳定。总体来看，上述原材料价格整体呈现企稳或小幅下降的趋势，意味着风电 制造的主要原材料价格处于平稳下行通道。15送出海缆约占设送出海缆约占设备备费用的费用的 5%，单位千瓦成本约单位千瓦成本约 500 元元/千瓦千瓦。海上环境恶劣，对 海缆的制作工艺、运输安装、后期维护等要求高

39、。目前 35kV 海缆单公里费用约 为 70-150 万元（考虑不同截面），220kV 海缆单公里费用在 400 万元左右，相比之下，陆缆单公里费用仅为 25-70 万元。随着海上风电的发展，国内大截面高压海缆制造能力也在不断提升，近 5 年 220kV 高压海底电缆价格已从每公里 700 万 元下降到 400 万元，未来海缆价格有望进一步下降。海上升压站约占海上升压站约占设设备费用的备费用的 10%，单位千瓦成本约单位千瓦成本约 1000 元元/千瓦千瓦。海上升压站的 防腐要求较高，为提升经济性，比起陆上升压站，需要选择高可靠性、免维护的 电气设备。考虑到海上升压站需要大型船机设备完成升压站

40、基础以及电气设备安 装，安装费用较高，因此海上升压站的设计需要更为紧凑，面积小，以降低成本。提高海上风电运提高海上风电运维维效率效率，降低运维成本是降低海上降低运维成本是降低海上风风电成本的关键因素之一电成本的关键因素之一，也也 是提升投资回报是提升投资回报的的重要手段重要手段。海上风电运维的难点主要是可达性差，故障待修时 间长，发电量损失大；缺乏专业装备，运维效率低，安全风险大；受环境及场地 限制，导致大部件维修困难多，费用高；海洋气象预测精度尚不满足现有长距离 海上风电运维的现状；多主机运维队伍资源共享尚存在经济性壁垒。由于国内海 上风电处于初步发展阶段，国内海上风电尚无长期运营经验和成本

41、数据积累，海 上运维市场尚处于起步阶段。根据目前国内已建成的海上风电场运维情况看，海 上运维工作量是陆上的 2-4 倍，费用远超陆上风电。尽管海上运维门槛高、起步 晚，但随着我国海上风电的发展，未来将形成陆上运维和海上运维市场的细分格 局，通过前瞻性布局，提高海上风电运维效率，降低运维成本。图图 16：海上风电运维成本分析海上风电运维成本分析图图 14：碳纤维进口平均价格（美碳纤维进口平均价格（美元元/吨）吨）图图 15：中厚板价格走势（美中厚板价格走势（美元元/吨）吨）5000045000400003500030000250002000015000100002011 2012 2013 20

42、14 2015 2016 2017 2018 201980070060050040030020020152016201720182019162、风电：风电：抢装期行抢装期行业业量价齐升量价齐升，风机盈利能力有望风机盈利能力有望触触底回升底回升2.1 风电抢风电抢装开装开启启上上行行周周期，行业景气度上行期，行业景气度上行风电抢装开风电抢装开启启上上行行周期，行业景气度上行周期，行业景气度上行。2019 年 5 月国家发改委发布关于 完善风电上网电价政策的通知，政策规定“2018 年底之前核准的陆上风电项目，2020 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019 年 1 月 1 日至 2020

43、年底前核准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。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”。在此背景下，2021 年开始陆上风电将迎来平价上网，同时国内风电行业迎来抢装大周期，我们认为 2020 年风电装机需求将高增长。表表 11：陆上风电上网电价调整方案陆上风电上网电价调整方案（元元/kwh）2009-201420152016-20172018201920202021类资类资源区源区0.510.490.470.400.340.29平价上网类资类资源区源区0.540.520.500.450.390.34类资类资源区源区0.5

44、80.560.540.490.430.38类资类资源区源区0.610.610.600.570.520.47海上风电起步晚海上风电起步晚空空间大间大，政策支持仍较政策支持仍较强强。根据国家发改委发布的关于完善风 电上网电价政策的通知，“对 2018 年底前已核准的海上风电项目，如在 2021 年 底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022 年及以后全部机组完 成并网的，执行并网年份的指导价。”辅助辅助设备设备 9%17监测监测与调查与调查 1%运维运维船维护船维护 19%保保险险 19%大部大部件故障件故障 12%风机风机运维运维 23%管理管理成成本本 17%表表 12：海上风电上

45、网电价调整方案海上风电上网电价调整方案（元元/kwh）2009-2014 年年2014-2019 年年2019 年指导价年指导价2020 年指导价年指导价2021 年年近海近海特许权招标0.850.80.75不得高于 当年指导价潮汐带潮汐带/0.75不得高于所在资源区陆上风电指导价已核准已核准存存量项目充足，新量项目充足，新增增装机有望高增长装机有望高增长。根据彭博新能源数据，截至 2019 年底，国内陆上和海上在建带补贴存量项目约 47.5GW，市场已核准竞价项目3.6GW，已核准常规型平价项目 4.51GW，已核准及规划分散式项目 12GW，已获得 批复或明确投资主体的风电大基地项目 32

46、GW，已核准海上项目约 33GW，存量项 目开发空间充足，为未来几年风电增长奠定基础。政策政策驱驱动，疫情后行业动，疫情后行业将将恢复增长恢复增长。在政策的驱动下，2019 年来行业招标量持 续创记录，行业订单饱满，2019 年风电新增装机量达到 25.8GW。2020 年上半年 疫情期间装机受到一定限制，上半年装机量达 6.32GW，但疫情恢复后，我们预 计装机会恢复正常水平。总体我们预计 2020 年国内新增风电装机有望 30GW，年 均增长超过 20%。其中最重要的表现为三北地区装机的复苏和海上风电的崛起。图图 18：国内风电新增装机量及未来国内风电新增装机量及未来预预测测图图 17：国

47、内风电项目潜力巨大国内风电项目潜力巨大（G W ）5047.54540353233302520159.5103.64.52.550存量在建竞价平价已核准分散式已规划分散式大基地海上182.2 弃风改弃风改善三北解禁善三北解禁，风电厂商盈利能力提升风电厂商盈利能力提升全国弃风电量和全国弃风电量和弃弃风率持续风率持续“双降双降”。2019 年全国平均风电利用小时数 2082 小 时，全国弃风电量 169 亿千瓦时，同比减少 108 亿千瓦时；平均弃风率 4%，弃风率同比下降 3 个百分点。2020 年上半年，全国风电利用小时数 1123 小时，同比减少 10 小时。在经历了 2015 年 15%、

48、2016 年 17%的弃风率高峰之后，弃风率 已连续三年实现下降。另外，作为传统弃风率较高的省份，新疆、甘肃、内蒙古、吉林、宁夏、黑龙江等主要风电资源区弃风率同比均有下降，证明消纳能力不断 改善，将为新增风电项目的投资建设提供巨大空间。叠加在特高压建设持续推进 的背景下，我们预计风电消纳能力仍将继续提升。零部件零部件企企业单季业绩持续业单季业绩持续增增长，整机厂即将迎长，整机厂即将迎来来拐点拐点。受国内风电行业在 2018 年下半年开始强劲复苏以及国际市场开拓顺利推进，零部件厂商单季度营收开始6.2 13.8 18.9 17.6 13.0 16.1 23.2 30.8 23.4 19.7 21

49、.1 25.0 30.0-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%0510152025303520082009201020112012201320142015201820192020EGW新增装机20162017同比增速图图 19：2016 年以来弃风率持续下降年以来弃风率持续下降2,500小时18%20742095208216%2,00019291890190019481728174214%12%1,50010%11238%1,0006%5004%2%00%2011201220132014201520162017201820192020H1利用小时数弃风率19加速增

50、长。同时，随着 2018 年以来钢价开始下行，以钢材为原材料的中游铸件 和塔筒企业的单吨毛利开始提升，风电零部件企业业绩高速增长。2020 年上半 年，整机厂商毛利率环比略有提升，主要由于前期积累的低价订单逐步消化，同 时出货量的增长也一定程度压缩了费用率，盈利情况明显好转。图图 20：零部件厂商单季业绩增长（零部件厂商单季业绩增长（亿亿元）元）图图 21：风机厂商毛利率环比略有上升风机厂商毛利率环比略有上升企业名称2019H12020H1金风科技11.3%12.2%运达股份12.4%12.5%明阳智能18.5%19.4%海上风电发海上风电发展展迅迅速速，政策支持力度政策支持力度强强。从 20