我國電力系統脫碳目標：為實現碳中和的宏偉戰略目標，未來我國電力系統新增裝機以新能源發電為主，預計2030、3050、2060年我國清潔能源裝機分別增加至2570GW、6870GW和7680GW，2060實現超過96%電源為清潔能源。

未來10年在歐洲、中國、美國和日本的帶動下，全球海上風電滲透率快速提升的階段。預計到2025年，海外市場新增海上風電的滲透率高達29%，國內滲透率12%，全球綜合滲透率達到17%。從增速來看，無論是國內還是海外市場，海上風電市場從2022年將正式進入平價時代，吊裝需求快速提升；2022-2025年海外和國內新增裝機復合增速將分別達到35%和44%，全球復合增速為38%，全球實現景氣度共振。

根據國際可再生能源署（IRENA）的預測，全球要想達到本世紀下半葉將全球溫升較工業化之前控制在1.5攝氏度以內，需要更為激進的海上風電發展目標，全球2050年海上風電累計裝機需要達到2002GW，也就是在2030/2040/2050每個10年期間，全球海上風電年新增裝機容量平均值分別為35/75/87GW，而2020年全球海上風電新增裝機僅為不到7GW。

2.國內十四五海上風電平價趨勢分析

從能源體系來看，我國能源供應和能源需求呈逆向分布，在資源上（包括新能源資源）“西富東貧、北多南少”，在需求上恰恰相反。我國海上風電資源豐富，同時具有運行效率高、輸電距離短、就地消納方便、不占用土地、適宜大規模開發等特點，海上風電將成為我國大力發展可再生能源的必然選擇。

從資源上分析，我國海岸線長約1.8萬公里，島嶼6000多個。2010年國家氣象中心所編制的風能資源普查成果，我國近海水深5-25米和25-50米海域內，100米高風能資源技術可開發量分別為210GW和190GW，年運行小時數最高可達 4000小時以上；中國風能協會評估中遠期我國海上風資源技術開發潛力超過3500GW。（報告來源：未來智庫）

從需求上分析，我國海上風能資源主要處于東部沿海地區，以福建、浙江、山東、江蘇和廣東五個省份為主，當前上述省份電力供應緊張，用電增速較快，海上風電可作為綠色能源的重要補充，為大規模發展海上風電提供了足夠的市場空間。

從季節性上分析，中國工程院咨詢研究團隊預測，2030年中東部地區最大用電負荷將達到970GW，必須采取“集中開發、遠距離輸送”與“分布式開發、就地消納”并舉模式。緊鄰東部負荷中心的海上風電大規模開發，能夠減輕“西電東送”通道建設壓力；海上風電與“西電東送”的水電還能在出力上形成季節互補。

隨著平價階段海上供應鏈各個環節共同擠出搶裝期間過高的利潤水平，同時通過技術創新整體降本，2022年開始我國海上風電單位造價進入快速下降階段，單位造價從目前的1.4-1.8萬元區間趨近于1-1.4萬元/千瓦，加上東部地區綠電交易可獲得3-5分錢的減碳溢價，進一步提高項目投資收益率。2022-2025年我國將迎來海上風電平價大發展的黃金時代。

預計2025年我國海上風電年新增裝機將達到12GW，行業年均符合增速達到44%，三年累計增長200%，成為發展最快的新能源細分賽道。2025年底預計我國海上風電累計吊裝容量達到48GW。

海上風電投資大致分為主體工程投資（90%）和其他費用（10%）；未來主要依靠關鍵技術突破以及產業規模培育帶動全產業鏈各環節降本。

目前海上風電機組向著“大容量、輕量化、高可靠”趨勢發展，國外最大單機容量達到15MW，國內最大單機容量為16MW（明陽智能）；單機容量的增加可以顯著的降低單位容量的風機物料成本，從而降低單位容量的風機造價。雖然大型以后單臺風機造價成本更高，但由于整場所需要安裝的風機數量減少，在風機基礎、海底電纜、施工安裝及運營上的投入都會降低。同時分攤到單位容量的風機造價和其他環節的成本都會大幅下降。

通過放大葉輪直徑可以直接提高風機的發電量和利用小時數，但需要通過新材料、新結構來有效控制葉片的重量增加，同時保持良好的氣動性能。（報告來源：未來智庫）

以明陽智能海上風機系列產品參數為例，可以看到當風機從5.5MW升級到8.3MW，盡管配套的葉輪直徑也從155米放大到180米，但整體物料成本依然有明顯的下降，單位容量的成本得到有效降低。

由于風機和基礎合計占項目投資成本的60%左右，因此是最主要的降本環節。隨著2022年平價海上風電啟動招標，我們預計8-9MW產品平臺會快速取代當前搶裝階段的5-7MW平臺，同時2024年起10MW以上機組開始批量進入商業化階段。

隨著單機功率的不斷增加，我們測算未來15-16MW的風機銷售價格有望最多較搶裝時期的7000元/千瓦下降超過3000元/千瓦，同時風機基礎環節（單樁+風塔）也可以下降超過1600元/千瓦。

 未來海上風機能達到尺寸上限與多個因素有關，包括風機技術的創新、傳動鏈的優化、新材料、監管以及運輸和安裝的限制。

隨著風電場規模擴大，海上風電場關鍵部分投資總體上呈下降趨勢。當開發規模由30萬千瓦增加到100萬千瓦時，關鍵部分投資由14097元/千瓦降到12568元/千瓦，降低1529元/千瓦，降幅達到10.8%。海上風電的規模效益，一方面體現在開發規模擴大后，采購設備、施工、服務等環節有一定的議價空間；另一方面是通過規模化開發能夠統一設計、統籌安排組織施工，提升建設效率，降低單位千瓦投資水平。

勞倫斯伯克利實驗室的一項研究表明，除了降低度電成本之外，風機規格的增大可以提高風電對電力系統的價值，并提供其他“隱形”效益，包括輸電利用率提高帶來輸電費用的降低，風電輸出的穩定性提高可以降低電力系統的平衡成本，風電長期輸出的不確定性減少也將降低投資成本。

場內集電線路：當采用規模化方式開發海上風電場時，隨著項目規模擴大，一方面，能夠加開發商與海纜廠商及海纜敷設單位的議價空間；另一方面，由于規模擴大后，遠端風電機組與海上升壓站的距離增加，海纜投資上升。

送出海纜：當采用規模化方式開發海上風電場時，隨著開發規模增大，一方面，能夠增加開發商與海纜廠商及海纜敷設單位的議價空間；另一方面，由于規模擴大后，送出海纜所能承受的容量達到極限，需視規模增加送出海纜的回路數，因而增大了海纜投資。

3.歐洲海上風電發展情況

根據國際可再生能源署的統計，自2010年以來全球海上風電的度電成本以每年6.35%的將本速度累計下降了48%至8.4美分/千瓦時，約合人民幣0.54元/千瓦時。根據歐洲當前在建項目的上網電價，以及國內2022年以后平價項目的上網電價估算未來5年海上風電的度電成本還將進一步下降50%至最低4.2美分/千瓦時，約合人民幣0.27元，年化降本速度提升至13%。

導致成本下降的主要原因有：

技術進步推動機組大型化發展：1）風機臺數下降減少了風電機組基礎和施工安裝的工作量，并降低了后期運維費用；2）風機排布距離提高，海底電纜電壓等級提升增強了電力輸送能力，并降低了損耗；3）更大更先進的風電設備運輸船可減少來往港口的次數，進一步降低了安裝成本；4）海上作業裝備與技術進步大幅降低遠海的施工建設成本。

產業規模化發展：1）產業鏈各個環節如風電機組制造和安裝、風電機組基礎施工、海上升壓站、海底電纜等技術及產業不斷成熟并實現規模化發展；2）成熟的港口基礎設施為海上風電安裝船提供了更好的靠泊條件，并為設備預裝配提供更大的堆場，推動了海上風電制造、安裝和維護成本的降低。3）規模化形成協同效應，歐洲大型能源集團已初步在北海區域形成項目集群，新建項目與相鄰的投產項目之間能夠形成協同效應，共享人員、運維基地、辦公場所、倉庫、運維船只、直升機以及第三方服務費用等，運營成本隨之降低。（4）行業集中度提高行業領先者利用自身市場、技術和資金優勢，在工程建設、設備采購、運行維護等招投標中擁有強大的談判能力，進而在電價競標中取得優勢。

融資成本低廉：歐洲大型能源集團利用市場流動性充裕的窗口期，能夠以極低的成本鎖定較長期的歐元融資，顯著地杠桿效應可大幅提升競爭能力和風險承受能力。例如葡電 2016年 8 月發行 10 億歐元 7 年期債券，固定利率僅為 1.125%。

4.海上風電重點產業鏈——海底電纜

我國當前關于海上風電的規劃包括十四五各地方建設規劃（40GW以上），以及全國中長期海上風電資源修編（100GW）；我們假設2025年我國海上風電吊裝容量可達到12GW，對應海底電纜市場需求從今年的128億元增長到288億元；十四五期間我國繼續保持規模化、深遠海的開發模式，海底電纜的需求在2030年可達到540億元，對應年新增吊裝容量18GW。

歐盟委員會在2020年11月提出到2030年歐洲海上風電累計裝機從目前的24.2GW增加到105GW以上，到2050年增加到400GW的宏偉目標（包括英國和挪威）。隨著歐洲海上風電裝機容量的逐年增長，歐洲海底電纜市場需求也逐年遞增。在2030年之前單位GW對應的海底電纜投資額還將隨著深遠海的發展趨勢而小幅增加。我們預測歐洲海底電纜市場年產值將從2021年大約114億元增加到2035年前后的650億元以上，并持續到2045年前后。

5.海上風電重點產業鏈——風機基礎

根據鋼價在4000-5500元/噸的長期均價來測算，全球風塔和風機基礎的總需求在2025年有望達到1327萬噸，對應市場總額1200億元以上；毛利率方面風塔毛利率長期處于17-18%；風機基礎毛利率在20%附近。

我國風塔行業目前有四家上市公司，其中有三家截至目前已經上市近10年，盡管很早取得了資本市場的融資通道，但由于風塔行業過去存在產品同質化、下游分散、行業標準參差不齊、陸地運輸半徑等原因，行業集中度并未有效加強。2020年四家企業在國內的市場占有率僅為27%，在全球市占率為17%，屬于競爭型市場。

6.海上風電重點產業鏈——海上風機

中國已形成較為完備的風電設備配套產業鏈，零部件國產化率達到 95%以上。到2020年，中國陸上風電場主流機型單機容量已提高到2.0MW-2.9MW（最大為5MW），陸上風電機組平均單機容量達到2.6MW，比2010年增長76%；海上風電場主流機型單機容量已達到5.0MW以上（最大為10MW），海上風電機組平均單機容量達到4.9MW，比2010年增長85%。

在平價上網政策驅動下，中國風電機組的設計技術水平不斷提升，包括精細化的概念設計、先進的計算手段，不斷優化的控制策略，逐步完善的智能化水平，葉片、齒輪箱、發電機、變流器等關鍵部件設計技術和制造工藝的創新，提升發電量，降低載荷、減少成本，使得大型化、定制化、電網友好型的風電機組具有更優的技術經濟性。

未來隨著風機大型化發展，海上風機的單位kW成本和售價將快速下降，因此參考價格和銷量的綜合因素，我們預測2022年-2025年我國平價海風階段風機市場規模將從192億元增長到432億元，復合增速為31%；同期海外市場產值從690億元增長到1368億元，復合增速為26%；考慮到我國大量企業為海外海上風機提供零部件，我國海上風電零部件出口市場規模將從126億元增長到292億元。我國在全球海上風機市場的國產化空間將從2022年的378億元提升至924億元，年均復合增速35%。

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