欧洲的海上风电已经平价中国何去何从

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欧洲的海上风电已经平价中国何去何从全球海上风电快速发展，欧洲率先迎来平价上网时代。政策、技术、规模化共振，国内海上风电快速崛起。全球海上风电快速发展，欧洲率先迎来平价上网时代。欧洲引领、中国快速崛起、美国潜力巨大，全球海上风电开始进入快速发展的成长期。欧洲是海上风电的先行者，风力资源优势叠加技术领先铸就了欧洲海上风电在全球的主导地位。2018年欧洲海上风电新增装机容量2.6GW（全球占比52%），截止2018年底累计装机18.5GW（全球占比84%）。随着技术进步，目前欧洲已实现了8MW风机的批量安装，主流风机的单机容量已经达到了6-8MW。在补贴政策支持和技术进步的推动下，欧洲海上风电的造价成本近3年下降了45%。目前已有4个海上风电项目实现“零补贴”的平价上网，并且随着8MW风机的批量安装，平价上网项目正在快速增加，欧洲海上风电已率先迎来了平价上网时代。政策、技术、规模化共振，国内海上风电快速崛起。海上风电补贴政策确定，国内海上风电发展前景明确。2019年5月24日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，对海上风电2018-2020年的电价补贴政策进行了明确。2018年密集核准的42.1GW的海上风电项目在2021年底之前并网的享受核准时的电价0.85元/千瓦时，在2022年及以后并网的需执行并网年份的指导价，并且要求项目开发企业承诺开工及全部机组完成并网的时间。因此，在2018年的抢核准潮之后未来三年国内海上风电将迎来三年的抢装并网潮，行业将持续维持高景气。长期来看，海上风电政策向欧洲靠拢，明确逐步推进市场化竞价机制，避免恶性竞争的前提下促进海上风电成本快速下降。技术上，风电机组单机容量大型化、产业链国产化，叠加整体产业成熟度的提升和规模效应，未来我国海上风电的单位造价成本将持续下降，有望复制欧洲模式，逐步走向平价上网时代。18

1海上风电技术要求高，关注核心产业链环节。海上风电的技术要求高、投资金额大，容易出现赢者通吃的局面，产业链各环节的市场集中度均较高，建议关注有核心技术的产业链环节。上游的原材料和零部件而言：叶片占据了风电机组成本的30%并且不断大尺寸化和轻型化，碳纤维成为关键材料。中游整机制造来看，单机容量快速大型化，技术领先的优势显著，因此市场高度集中（CR5大于95%），建议关注国内龙头；中游的海缆而言，国内四大厂商实现了技术突破，快速崛起实现了进口替代。下游海上风电开发运营看，投资大、期限长，主要被大型央企和地方能源企业垄断，目前补贴电价的背景下净资产收益率（ROE）十分可观。1、全球海上风电进入成长期，欧洲率先迎来平价上网时代1.1、欧洲引领全球、中国快速崛起，美国潜力巨大欧洲是海上风电的先行者，在全球海上风电市场占据主导地位。欧洲海岸线广阔，属于温带海洋性气候，常年盛行西风，并且欧洲地势较为低缓，风力资源优越。此外，欧洲海上风电开发时间早，全球主要的海上风电巨头均处于欧洲，技术优势显著。风力资源优越叠加技术领先铸就了欧洲海上风电在全球的主导地位。据世界海上风能论坛（WFO）发布数据，2018年全球海上风电市场新增装机容量498.8万千瓦，累计装机量达2205万千瓦。而据欧洲风能协会WindEurope最新统计，2018年欧洲海上风电新增装机容量260万千瓦，同比增长18%，全球占比达53%。欧洲目前共有105个海上风电场，遍布11个国家，累计装机量达到1850万千瓦，约占全球总装机容量的84%，处于绝对主导地位。2018年欧洲海上风电新增装机分布在英国、德国、丹麦、比利时、西班牙和法国。其中英国新增装机规模最大（222台，1312MW，26.3%），德国位居第二位（136台，969MW，19.4%），后续是比利时（8台，309MW）、丹麦（42台，61MW）、西班牙（1台，5MW）和法国（2台，2MW）。累计装机量来看，英国同样是世界海上风电第一大国，截至2018年底累计装机总量达8183MW，占全球装机总量的35.7%。德国后来居上成为海上风电第二大国，累计装机总量达6380MW，占全球比例为27.8%。18

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3中国快速崛起，2018年国内海上风电新增装机容量达到165.5万千瓦，成为海上风电第三大国。自2013年以来国内风电新增装机CAGR达到73.8%，持续高速增长，目前已成为世界第三大海上风电国。截至2018年底，国内海上风电累计装机444.5万千瓦，占国内风电装机2.12%，渗透率还很低，未来有望接棒陆上风电成为风电行业发展新引擎。国内海上风电发展的区域来看，江苏省占据主导地位，其次为上海、浙江和福建。2018年中国新增海上风电项目分布在7省的13个风电场。其中，江苏省新增装机容量最多，达到95.8万千瓦，占全部海上装机容量的57.9%，是我国海上风电发展规模最大的省份。浙江省和福建省以9.4%、9.3%的新增容量占比分居第二与第三，其余项目分布在广东、上海、河北、辽宁。累计吊装容量方面，截至2018年底江苏省海上风电累计装机容量突破300万千瓦，占比70.4%；其次为上海，占比达到9.1%，福建占比为6.5%，浙江占比4.5%，河北占比3.6%，其余4省累计装机容量占比合计约为5.8%。18

4美国海上风电起步晚，但具备巨大的发展潜力。美国海岸线长达19924km，潜在风力资源十分丰富。根据NREL统计，截止2016年美国五大海区（太平洋海岸、五大湖海岸、北大西洋海岸、南大西洋海岸和墨西哥湾海岸）海上风电总潜力装机容量可达108亿KW。如果按当前海上风电技术支持的可利用率来计算，美国五大海区可供开发的海上风电装机容量潜力达20.59亿千瓦，是中国的4倍多。2018年下半年以来，美国多个州政府均在积极寻求海上风电发展机会。其中，新泽西州政府目前有1100MW的海上风电规划，建成后将成为美国最大的海上风电项目。而纽约州则计划2030年实现海上风电装机容量达2400MW。据NREL统计，截至2018年6月底，美国海上风电待开发项目总计25.5GW，预计到2023年，将有200万千瓦的项目投产运营，未来发展潜力巨大。18

51.2、欧洲降本路径清晰，率先实现“零补贴”平价上网电价补贴转向竞价机制，欧洲降本路径清晰。政策方面，以英国为例，2002年英国开始推行可再生能源配额制：规定供电商所提供的电力中必须有一部分来自可再生能源，这一比例在2015年提升至15.4%。2014年，英国开始推行差价合约电价政策（CFD），发电商与政府签订价差合同，得到中标电价（反映可再生能源发电技术的发电成本）与参考电价（反映英国电力市场平均电价）的价差补贴，期限15年。差价合约制度提供了一个可预期的固定电价，补贴是滑动的，一方面保障了稳定、清晰的价格预期，另一方面又保留了市场机制对企业的激励作用。如果发电企业成本控制得当，就可以获得额外收入（市场平均电价与企业电价的差额），有效促进海上风电的投资开发积极性，同时引导开发成本下降。政策推动、技术进步叠加规模化发展的作用下，近3年英国海上风电开发成本下降超过50%。根据2015年-2017年英国海上风电项目招标情况，投产时间从2018年至2022年的不同项目，海上风电价格从119.89￡/MWh下降至57.50￡/MWh。德国方面，前期以固定电价政策为主，2004年发布《可再生能源修订法案》，海上风电价格固定为13欧分/kWh；2008年，进一步修订法案，将海上风电标杆电价进一步上调至15欧分/kWh，积极推动海上风电发展；2014年，德国再次修订《可再生能源法案》，将海上风电每阶段4欧元/MWh市场管理溢价补贴直接转化为上网电价，适用于2020前并网的发电项目。2017年，德国海上风电法规WindSeeG规定，2017年以后德国海上风项目将通过竞标确定市场补贴分配方式，竞标制度分过渡期和集中式两阶段实施。目前，德国已有3个海上风电项目通过竞标实现零补贴。18

6近十年欧洲新增装机平均功率翻倍，海上风场平均规模增长7倍，驱动欧洲海上风电成本下降。除了有力的政策支持，欧洲海上风电的快速发展离不开技术进步与规模化发展。海上风电机组方面，2018年欧洲新安装的海上风机平均单机容量达到6.8MW，相比2010年的3MW平均功率增加了一倍以上，其批量生产安装的单机容量已达8.0MW。此外，近十年欧洲在规模化发展上成效显著，海上风电场平均规模从2007年的79.6MW上升至2018年的561MW，增长达7倍。项目融资方面，得益于良好的电量消纳环境和海风项目风险可控性的提升，2018年欧洲海上风电项目平均融资杠杆率达到90%，一成“首付”充分说明项目ROE可观，开发商与融资方均具备较高积极性。整体来看，政策、技术、规模化等多重因素叠加之下，欧洲海上风电降本路径清晰，平均单位造价已由2015年的4500欧元/kW降至2018年的2500欧元/kW，降幅达45%，成本的快速下降为欧洲海上风电打开了广阔的发展空间。18

7欧洲已有4个海上风电项目实现“零补贴”，最早将于2023年投产。2017年4月，德国公布首轮海上风电竞标结果，四个中标项目中有三个获得“零补贴”电价，实现了平价上网。2018年3月，荷兰海上风电首轮竞标结果公布，HollandseKustZuid1&2成为全球第四个零补贴项目，根据规划，它将成为全球首个投产的零补贴项目，同时也是首个将运用10MW机型的海上风场。此外，HollandseKustZuid3＆4项目将在5月公布竞标结果，有望继续实现零补贴。随着8MW海上风机的批量安装，以及10MW及以上机型的逐步推出，欧洲海上风电正快速迎来平价上网的新时代。18

82、政策、技术、规模化共振，国内有望复制欧洲模式2.1、风电政策逐渐明朗，国内海上风电发展前景明确政策持续支持，沿海各省市相继发布海上风电“十三五”规划。根据国家能源局发布的《风电发展“十三五”规划》，到2020年，全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。2019年5月10日，国家发改委、能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，可再生能源配额制正式落地，为风电光伏平价成长保驾护航。根据新配额制政策，为落实新能源消纳比例，海风资源丰富的沿海经济发达省份发展海上风电的积极性提升。目前各省市海上风电发展相关规划均已出台，各省市的规划均超过国家能源局发布的规划。其中江苏省到2020年海上风电累计并网3.5GW；浙江省重点发展海上风电，“十三五”期间新增风电3GW；福建省海上风电总规划13.3GW，2020年前实现海上风电装机2GW以上，2030年实现海上风电装机3GW以上；广东省2020年底开工建设海上风电12GW以上，其中建成投产2GW以上，到2030年建成投产约30GW；山东省2022年开工建设海上风电规模达到3GW；天津市到2020年海上风电装机规模达1.16GW；辽宁加快推进庄河1.5GW海上风场；河北省2020年争取海上风电装机达到0.8GW；海南省争取2020年投产东方近海风电0.35GW。18

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11明确逐步推进市场化竞价机制，避免恶性竞争的同时促进海上风电成本快速下降，推动行业长期良性发展。2018年5月，国家能源局曾发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，从2019年起推行竞争方式配置风电项目，标志着中国风电从标杆电价开始进入竞价时代。我国早期的海上风电示范项目采用单独审批上网电价的方式，2010年首个海上风电示范项目上海东海大桥100MW项目执行0.978元/kWh上网电价。2010年，国家能源局、国家海洋局联合下发《海上风电开发建设管理暂行办法》，尝试开展首批特许海上风电项目的招标定价。但由于竞争激烈，首批4个项目的中标价过低，分别为0.7779元/千瓦时、0.7070元/千瓦时、0.6881元/千瓦时和0.6882元/千瓦时，远低于上海东海大桥示范项目的上网电价。彼时国内海上风电刚刚起步，建设成本较高，过低的上网电价导致项目盈利能力较差。自获批四年后，首批的3个项目均未完工，目前仅有东台项目投运。最新各省市竞争配置方案的评分体系来看，各省市都通过分档降价的细则设置来避免类似此前的恶性低价竞争现象，显示出对海上风电发展的长期支持与耐心。以广东和福建为例，按照广东省的竞价细则，降低1分/千瓦时可以得到20分，降低2分/千瓦时可以得到30分，降低2分/千瓦时之后，每降低2分/千瓦时得1分，分数的边际贡献极低。按照福建的竞价细则，降低2分/千瓦时即可得到相对较高的38分，降低2分/千瓦时之后，每降低1分/千瓦时得0.2分，分数的后续边际贡献同样极低。2019年5月24日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，海上风电上网电价政策得到明确。根据新规，海上风电标杆上网电价改为指导价，2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元，新核准的海上风电项目均通过竞争方式确定上网电价，不得高于上述指导价。针对2018年底前核准项目，2021年底前全部机组实现并网可执行每千瓦时0.85元的上网电价，2022年以后完成并网的，执行并网年份指导价。2019年5月30日国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》中，明确了竞争要素，要求申报电价权重不得低于40%。截至目前，共有广东、福建、上海、江苏、山东等5省市陆续出台海上及陆上风电相关竞争性配置办法。18

12同时对于2018年底前核准的海上风电项目，要求项目开发企业承诺开工及全部机组完成并网的时间，在此基础上梳理出2020年底前可建成并网的海上风电项目、2020年底前可开工建设的海上风电项目以及2021年底前可建成并网的海上风电项目。对比欧洲海上风电的降本路径，我国电价补贴政策由固定电价转向竞价机制，逐步向欧洲看齐。同时在竞价机制设置上合理引导电价稳步下降，有望推动国内海上风电复制欧洲的成本下降模式，逐步走向市场化平价时代。18

132.2、2018年国内核准规模达42.1GW，未来三年将迎抢装潮2018年海上风电项目密集核准投资超8000亿，未来三年将迎来抢装潮。受《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》影响，2019年开始核准的海上风电项目将采取竞价的模式，为争取高电价2018年成为海上风电项目的核准高峰期。据统计，国内主要省市海上风电核准规模在2018年大幅创历史新高，合计总装机容量42.1GW，总投资超8000亿元。其中广东省核准规模最大，核准项目达50个，总装机容量达30.736GW，总投资超6073亿元；第二是江苏省，核准项目31个，总装机容量8.6GW，总投资1385亿元；第三为福建省，核准项目5个，总装机容量1.712GW，总投资373.9亿元；第四为浙江省，核准项目4个，总装机容量0.934GW，总投资150.2亿元；第五为上海，核准项目1个，装机容量0.112GW，总投资17.7亿元。由于2018年核准的项目需要在2021年底之前实现并网才能享受核准时的上网电价，2022年及以后并网的需执行并网年份的指导电价。因此在2018年的核准潮之后，2019-2021年将迎来抢装的并网潮，未来三年我国海上风电将迎来景气度的大幅提升。2.3、技术升级、规模化双翼齐飞，打开国内海上风电成本下降空间18

14成本下降潜力决定海上风电发展空间，海上风电成本造价主要在风电机组、基础及施工。据水规总院数据统计，海上风电项目的造价成本构成中，风电机组设备费占比最高，达到40%左右。目前技术水平下，单机容量4MW以上的风电机组整机造价与单机容量呈正相关，单位造价区间在5051-7300元/kW之间，不过随着技术水平的提升，高功率风机的成本下降速度更快。风机基础及施工受地质情况、水深、离岸距离等因素影响，单个海上风电机组基础造价约为1000万-3000万元，占海上风电投资成本的24-33%。风电机组设备和基础及施工占据了海上风电投资总额的65%-70%。海缆方面，35kV的海缆造价基本上在60万到150万元每公里左右，220kV海缆造价在400万到500万元每公里左右。海上升压站的造价成本主要与建设规模大小呈正相关性，施工安装、电气设备等成本在20000-30000万元之间，单位造价随着规模提升显著下降。18

15技术升级角度看，风电机组大功率化、国产化趋势凸显。国家能源局《能源技术创新“十三五规划”》指出，“十三五”18

16期间要重点研究8MW-10MW海上风电机组关键技术，实现5-6MW等大型海上风电机组安装规范化和机组运维智能化。据CWEA数据统计：截至2018年底完成吊装的海上风电机组中，单机容量4MW机组成为主流配置，累计装机容量达到2.348GW，占比52.8%；5MW以上机组累计装机容量达到0.315GW，占比7.1%，较2017年，新增了单机容量为5.5MW、6.45MW、6.7MW的机组。欧洲领衔，海上风机大型化成为全球的发展趋势，国产风机厂商正在快速跟进。三峡兴化湾项目中，吊装的首台风机为太原重工自主研发的5MW机组，国产化率达90%。金风科技、中国海装等5MW机组已进入商业化运行阶段，2019年明阳智能的7.2MW机组已完成吊装。上海电气成功引入西门子6MW、7MW风机，8MW、10MW机组正在研制，还将与浙江大学合作研发10+MW级海上风机。风机单机容量大型化、产业链国产化均在快速推进。技术进步、规模效应两大因素驱动海上风电成本快速下降。一方面，海上风机研发的国产化摆脱了进口依赖，能够降低海上风场开发过程中的风电机组成本投入。据《科技展望》报道，进口海上风机单位造价较国产风机高50%以上，海上风机的国产替代，尤其是大容量海上风机的国产化有效降低了海上风电项目成本。同时，大功率机组在海上风电场的运用可以减少机组台数，显著降低运输、安装、电缆连接等前期配套成本及后期运维管理成本，同时还有助于提高风场的利用小时数，提升风场的经济性。随着风机制造技术成熟与批量化生产，以及吊装技术的成熟，海上风电场单位造价将持续降低。以上海东海大桥100MW海上风电示范项目为例，东海大桥风电场由34台单机容量3MW的风机组成，平均单机功率3MW，单位造价23186元/kW。而2018年我国各省核准的海上风电项目拟安装风机功率基本在5MW以上，部分项目将安装7MW风机，平均单位千瓦投资在15804元/kW，单位造价下降了32%。另一方面，我国海上风力资源丰富，水深5-50米海域，100米高度的海上风能资源潜在开发量为500GW，具备大规模开发条件。18

17政策扶持背景下，我国海上风电正逐步进入规模化发展阶段，累计装机规模由2013年的450MW增长至2018年的4445MW，增长近9倍，2018年新增装机规模位居世界首位。海上风电规模化发展促使建设成本持续优化、配套产业日趋成熟、产业服务体系不断完善，边际成本趋减，从而引导海上风电单位造价成本持续下降。据水规总院数据，经过近10年发展，我国海上风电造价下降趋势明显，2017年的单位千瓦投资已降至1.48万元，较2007年下降了45%。根据地域环境、地质条件不同，江浙地区近海的海上风电单位千瓦投资已降至14000-16000元/kW，闽粤地区单位千瓦投资则降至了16000-19000元/kW。未来随着单机容量的继续提升、全产业链的国产化以及规模效应带来产业成熟度的提升，我国海上风电有望复制欧洲模式带来单位投资成本的持续下降，迎来平价上网时代。18