2021年全球中国海上风电行业发展前景及风机市场竞争格局研究报告（49页）.pdf

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1、 由于2019年和2020年一季度，国家补贴范围内的海上抢装项目进行了密集的设备招标，招标总量达到21.9GW，远超2020-2021年11.5GW的实际吊装需求，因此2020年2季度开始，海上风电主设备招标大幅减少，2020年下半年招标需求同比下滑88%至1.4GW，2021年上半年则为完全空白。 2021年9月8日华润电力重新开始就浙江苍南400MW项目组织重新招标，随后中广核也在浙江招标象山涂茨280MW平价海上风电项目主机设备。预期2021年4季度广东、福建也将启动平价时代的海上项目招标，总容量或达到2GW以上，我国海上风电招标将进入新一轮平价增长期。 随着平价阶段海上供应链各个环节共

2、同挤出抢装期间过高的利润水平，同时通过技术创新整体降本，2022年开始我国海上风电单位造价进入快速下降阶段，单位造价从目前的1.4-1.8万元区间趋近于1-1.4万元/千瓦，加上东部地区绿电交易可获得3-5分钱的减碳溢价，进一步提高项目投资收益率。2022-2025年我国将迎来海上风电平价大发展的黄金时代。 预计2025年我国海上风电年新增装机将达到12GW，行业年均符合增速达到44%，三年累计增长200%，成为发展最快的新能源细分赛道。 2025年底预计我国海上风电累计吊装容量达到48GW。 海上风电投资大致分为主体工程投资(90%)和其他费用(10%);未来主要依靠关键技术突破以及产业规模

3、培育带动全产业链各环节降本。 主体工程投资主要包括：风电机组(含塔筒)、风电机组基础、场内集电线路(阵列电缆)、送出海缆、海上升压站、陆上集控中心组成。 其他费用主要包括：征海征地费、前期工作费、工程建设管理费、科研勘察设计费、基本预备费、建设期利息等。 由于运行维护可达性差，同时考虑抗台风、防腐蚀等技术要求，海上风电机组需要具备很高的可靠性，因而其制造、运输、安装、运维环节的成本均较高。 受复杂的海洋环境影响，风电机组基础需要应对复杂的地质条件、海冰、海流、腐蚀等因素的长期作用，成本也较高。 其他部分占工程投资的比例均小于10%，但合计占工程投资的30%，对海上降本同样意义重大。 目前海上风

4、电机组向着“大容量、轻量化、高可靠”趋势发展，国外最大单机容量达到15MW，国内最大单机容量为16MW(明阳智能);单机容量的增加可以显著的降低单位容量的风机物料成本，从而降低单位容量的风机造价。虽然大型以后单台风机造价成本更高，但由于整场所需要安装的风机数量减少，在风机基础、海底电缆、施工安装及运营上的投入都会降低。同时分摊到单位容量的风机造价和其他环节的成本都会大幅下降。 通过放大叶轮直径可以直接提高风机的发电量和利用小时数，但需要通过新材料、新结构来有效控制叶片的重量增加，同时保持良好的气动性能。 以明阳智能海上风机系列产品参数为例，可以看到当风机从5.5MW升级到8.3MW，尽管配套的

5、叶轮直径也从155米放大到180米，但整体物料成本依然有明显的下降，单位容量的成本得到有效降低。 由于风机和基础合计占项目投资成本的60%左右，因此是最主要的降本环节。随着2022年平价海上风电启动招标，我们预计8-9MW产品平台会快速取代当前抢装阶段的5-7MW平台，同时2024年起10MW以上机组开始批量进入商业化阶段。 随着单机功率的不断增加，我们测算未来15-16MW的风机销售价格有望最多较抢装时期的7000元/千瓦下降超过3000元/千瓦，同时风机基础环节(单桩+风塔)也可以下降超过1600元/千瓦。 未来海上风机能达到尺寸上限与多个因素有关，包括风机技术的创新、传动链的优化、新材料、监管以及运输和安装的限制。