海上风电行业专题报告：蓝海崛起海上风电迎来黄金发展期

1、内容目录 HYPERLINK l _TOC_250016 1、 欧洲海上风电进入平价时代，海上风电迎来黄金发展期 4 HYPERLINK l _TOC_250015 全球海上风电快速发展，欧洲市场已进入平价时代 4 HYPERLINK l _TOC_250014 我国海风资源丰富，开发潜力大 7 HYPERLINK l _TOC_250013 海上风电机组技术各异，永磁半直驱优势明显 8 HYPERLINK l _TOC_250012 海上风电产业链更长，降本增效空间大 14 HYPERLINK l _TOC_250011 2、 风电：抢装期行业量价齐升，风机盈利能力有望触底回升 18 HYP

2、ERLINK l _TOC_250010 风电抢装开启上行周期，行业景气度上行 18 HYPERLINK l _TOC_250009 弃风改善三北解禁，风电厂商盈利能力提升 20 HYPERLINK l _TOC_250008 平价上网为指导价，海上风电有望进入全新发展阶段 21 HYPERLINK l _TOC_250007 海上风机厂商集中度稳步提升，国内外技术差距缩小 23 HYPERLINK l _TOC_250006 3、 陆上风电平价后趋于稳定增长，海风潜力大，补贴有望延续 26 HYPERLINK l _TOC_250005 陆上风电步入平价时代，未来有望趋于平稳增长 26 HY

3、PERLINK l _TOC_250004 海上风电可开发资源丰富，未来有望开启平价时代 27 HYPERLINK l _TOC_250003 借鉴欧洲降本路径，海上风电平价可期 29 HYPERLINK l _TOC_250002 地方补贴有望接力，海上风电将开启黄金 5 年 33 HYPERLINK l _TOC_250001 4、 投资建议： 35 HYPERLINK l _TOC_250000 5、 风险提示： 35图表目录图 1：海上风电工作原理 4图 2：欧洲海上风电发展历程 4图 3：英国新增装机量与度电成本趋势 5图 4：欧洲各国海上风电市场份额(到 2019 年末) 5图 5

4、：各省“十三五”海上风电规划 6图 6：我国海上风电发展历程 6图 7：中国海上风电新增装机容量全球领先（截至 2019 年末） 7图 8：中国海上风电累计装机容量全球第三（截至 2019 年末） 7图 9：柔性直流输电用 XLPE 绝缘直流海底电缆 9图 10：风电机组示意图 9图 11：风电产业链 14图 12：海上风电成本拆解 15图 13：设备购置费用具体拆分 15图 14：碳纤维进口平均价格（美元/吨） 17图 15：中厚板价格走势（美元/吨） 17图 16：海上风电运维成本分析 17图 17：国内风电项目潜力巨大（GW） 19图 18：国内风电新增装机量及未来预测 19图 19：2

5、016 年以来弃风率持续下降 20图 20：零部件厂商单季业绩增长（亿元） 21图 21：风机厂商毛利率环比略有上升 21图 22：中国海上风电新增装机容量 21图 23：中国海上风电累计装机容量 21图 24：我国海上风电电价政策梳理 22图 25：我国海上风电电价政策变迁 23图 26：海上风电产业链环节 23图 27：2019 年国内主要开发商招标情况（GW） 25图 28：2016-2019 国内开发商前十名合计份额 25图 29：2019 风电开发商市场份额 25图 30：国内主要风机厂商海上份额变化情况 25图 31：2019 国内主要整机厂商海上份额占比 25图 32：国内新增、

6、累计并网容量（GW） 27图 33：中东南新增装机占比逐渐超过三北地区 28图 34：中国海上风电新增装机容量 28图 35：中国海上风电累计装机容量 28图 36：海陆风机累计装机容量对比（GW） 28图 37：海陆风机新增装机容量对比（GW） 28图 38：2010-2019 欧洲海上风电度电成本大幅下降 29图 39：欧洲平均单机容量呈逐年上升趋势 30图 40：明阳智能大功率风机销量大幅提升(MW) 30图 41：金风科技大功率风机销量大幅提升(MW) 30图 42：2010-2019 欧洲海上风电单体规模增长近一倍 31图 43：我国海上风电运维特点 32图 44：2019 年国内海

7、上风电开工、核准项目 34图 45：广东省占 2019 年已招标项目半数以上 34表 1：我国沿海格式件近海区风资源情况 8表 2：风资源比较丰富的省区 8表 3：三种主流技术类路线 10表 4：不同技术路线风电机组的定性比较 10表 5：主要整机厂商采取的技术路线 10表 6：海上风机的主要构成 11表 7：风电机组基础结构介绍 12表 8：苏浙闽粤海上风电项目造价控制范围 14表 9：海上风电成本解析 15表 10：海上风电安装船 16表 11：陆上风电上网电价调整方案（元/kwh） 18表 12：海上风电上网电价调整方案（元/kwh） 19表 13：国内外海上风电运维情况对比 33表 1

8、4：沿海各省煤电价格及地方补贴意愿 341、 欧洲海上风电进入平价时代，海上风电迎来黄金发展期全球海上风电快速发展，欧洲市场已进入平价时代海上风能资源丰富稳定，全球风电开发呈现由陆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 1：

9、海上风电工作原理数据来源：GWEC， 财通证券研究所全球海上风电起源于欧洲，现已开启平价时代。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）技术可行性验证阶段（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）商业化开发阶段（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-

10、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）平价时代（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/KW，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2：欧洲海上风电发展历程数据来源：公开资料，财通证券研究所目前欧洲已步入平价时代。欧洲平均度电成本现已低

11、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3：英国新增装机量与度电成本趋势 图4：欧洲各国海上风电市场份额(到2019年末) 2.01.72 1.76 1.2荷兰 其他1.51.00.85 0.81 1.31 1.00.80.6比利时丹麦7%8%5% 1%英国45%0.50.00.75 0.46 0.73 0.57 0.06 0.40.20.0德国34%20102012201420162018新增装机容量（GW）度电成本（元/kwh）数据来源：财通证券研究所数据来

12、源：财通证券研究所我国海上风电起步较晚，“十二五”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。随着国家层面以及地方政府层面政策持续扶持，以及设备技术逐步成熟，开发经验的不断积累，国内海上风电开发

13、逐步进入了加速期。2016年11月，国家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5：各省“十三五”海上风电规划数据来源：公开资料，财通证券研究所我国现已成为仅次于英国、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

14、、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6：我国海上风电发展历程数据来源：公开资料，财通证券研究所图7：中国海上风电新增装机容量全球领先（截至2019年末）图8：中国海上风电累计装机容量全球第三（截至2019年末）丹麦6%6%2%德国18%中国39%比利时其他比利时荷兰其他5%4%1%丹麦6%英国33%中国25%英国29%德国26%数据来源：CWEA，财通证券研究所数据来源：CWEA，财通证券研究所我国海

15、风资源丰富，开发潜力大我国海风资源丰富，大部分近海海域90米高度年平均风速可达6.5-8.5m/s，具备较好的风能资源条件，适合大规模开发建设海上风电场。我国海岸线长约18000多公里，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。根据风能资源普查成果，我国5-25米水深、50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 1：我国沿海格式件近海区风资源情况省份90 米高度海域

16、的年平均风速（m/s）江苏省7.2-7.8浙江省7.0-8.0上海市7.0-7.6福建省7.5-10广东省6.5-8.5辽宁（大连）7.4-7.6河北省6.9-7.8山东省6.6-7.3数据来源：海上风电发展研究，财通证券研究所表 2：风资源比较丰富的省区陆上风资源近海风资源省区风能资源（GW）省区风能资源（GW）内蒙古61.78山东3.94新疆34.33江西2.93黑龙江17.23江苏2.38甘肃11.43广东1.95吉林6.38浙江1.64河北6.12福建1.37辽宁6.06海南0.64数据来源：海上风电发展研究，财通证券研究所海上风电机组技术各异，永磁半直驱优势明显海上风电场主要由一定规

17、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。海缆以光电复合缆为主。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的集电线路海缆与220KV的输电线路海缆。海缆向直流化、动态化方向发展。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

18、广泛。图9：柔性直流输电用XLPE绝缘直流海底电缆数据来源：东方电缆官网， 财通证券研究所风电机组由风电机舱(内装齿轮箱和发电机)、轮毂、叶片和塔筒等构件组成。风电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，叶片和风机将图10：风电机组示意图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。数据来源：财通证券研究所主流技术路线包括双馈异步、永磁直驱和永磁半直驱。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

19、方式可分为永磁同步风表3：三种主流技术类路线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、永磁直驱和永磁半直驱这三种技术路线。技术路线永磁半直驱永磁直驱双馈异步风轮机通过增速齿轮箱风轮机通过低变速比齿风轮机与转子绕组直接连接至转速较高的双馈特点轮箱与永磁半直驱电机相连；定子侧有全功率变相连， 转子为永磁体励磁；定子侧有全功率变换异步发电机转子，转子额的励磁绕组通过转子侧换器器；无增速齿轮箱和网侧变换器连接至电网数据来源：财通证券研究所不同技术路线各有千秋，直驱与半直驱更适应风机大型化趋势。双馈异步技术成熟度较高，具有运输维护成本低、供应链成熟等优势，

20、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4：不同技术路线风电机组的定性比较重量/体积可靠性运维成本发电效率电网兼容性度电成本半直驱低中低高高低直驱高高中高高中双馈中低高低低高数据来源：财通证券研究所半直驱与直驱路线受到主流整机厂商青睐。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表5：主要整机厂商采取的技术路线平价上网的压力，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

21、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。明阳智能机型MY1.5/2.0MWMySE3.0MWMySE4.0MW及以上技术路线双馈半直驱紧凑型半直驱紧凑型金风科技机型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2MW3MWCypress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数据来源：财通证券研究所永磁半直驱同步风电机组技术路线与我国目前海上风

22、电发展情况更契合。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6：海上风机的主要构成零部件示意图介绍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

23、度在4560m之间。为叶片有效利用海上风能，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。塔筒一般由空心管状钢材制成，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、水况和风轮半径塔筒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。数据来源：中外能

24、源，财通证券研究所风电机组的基础选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。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 7：风电机组基础结构介绍基础结构示意图简介优劣势单桩应用最为广泛，在欧洲海域所占份

25、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，受海床冲刷影响大多桩承台普遍使用钢筋混凝土机构，是海岸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

26、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

27、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，安装运维成本较高数据来源：公开资料，财通证券研究所海上风电产业链更长，降本增效空间大海上风电产业链长，降本增效空间大。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 11：风电产业链数据来源：公开资料，财通证券研究所整体来看，单位造价成本仍有较大下降空间，拐点仍未到来。受益于产业链国有化及成本优势，叠加在勘探设计、设备研发制造和工程

28、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 8：苏浙闽粤海上风电项目造价控制范围省份单位千万投资（元/千瓦）江苏省14400-16300浙

29、江省15600-16500福建省17300-18500广东省16200-17600数据来源：公开资料，财通证券研究所具体来看，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 9：海上风电成本解析费用类别主要构成占比单位千瓦成本设备购置费风电机组及塔筒42.57500-8500 元/千瓦送出海缆2.5500 元/千瓦相关电气设备51000 元/千瓦建安费用/356000-7000 元/kW其他费用项目用海用地费、项目建管费、生产准备费等101600-1900 元/千瓦利息/5/合计17000-20000 元/千瓦数据来源：公开资料，财通证券研究所建安费用约占总成

30、本的 35，单位千瓦成本约 6000-7000 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。 图 12：海上风电成本拆解 图 13：设备购置费用具体拆分其他 10%利息 5%海缆海上升压站5%10%建安 35%设备购置 50%风电机组及塔筒85%数据来源：公开资料，财通证券研究所数据来源：公开资料，财通证券研究所目前，海上风电吊装能力仍受安装船数量的制约。根据中国海洋工程咨询协会海表 10：海上风电安装船上风电分会统计数据，2020 年中国海

31、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。交通类型型号快艇渔船交通船游艇直升飞机可靠性低低高高高时

32、效性高低中中高经济性中高高低低数据来源：公开资料，财通证券研究所设备购置费约占总成本的 50，降本空间大。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

33、 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。整机中零部件成本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

34、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。 图 14：碳纤维进口平均价格（美元/吨） 图 15：中厚板价格走势（美元/吨）5000045000400003500030000250002000015000100002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 201980070060050040030020020152016201720182019数据来源：wind，财通证券研究所数据来源：wind，财通证券研究所送出海缆约占设备费用的 5，单位千瓦成本约 500 元/千瓦。海上环境恶劣，对海缆

35、的制作工艺、运输安装、后期维护等要求高。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。海上升压站约占设备费用的 10，单位千瓦成本约 1000 元/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基础以及电气设备

36、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。提高海上风电运维效率，降低运维成本是降低海上风电成本的关键因素之一，也是提升投资回报的重要手段。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

37、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 16：海上风电运维成本分析大部件故障 12%风机运维 23%管理成本 17%运维船维护 19%保险 19%监测与调查 1%辅助设备 9%数据来源：公开资料，财通证券研究所2、 风电：抢装期行业量价齐升，风机盈利能力有望触底回升2.1 风电抢装开启上行周期，行业景气度上行风电抢装开启上行周期，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， 20

38、20 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019 年 1 月 1 日至 2020 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 11：陆上风电上网电价调整方案（元/kwh）2009-201420152016-20172018201920202021类资源区0.510.490.470.400.340.29平价上网类资源区0.540.520.500.

39、450.390.34类资源区0.580.560.540.490.430.38类资源区0.610.610.600.570.520.47数据来源：国家发改委，能源局，财通证券研究所海上风电起步晚空间大，政策支持仍较强。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。”表 12：海上风电上网电价调整方案（元/kwh）2009-2014 年2014-2019年2019年指导价2020年指导价2021 年近海特许权招标0.850.80

40、.75不得高于当年指导价潮汐带/0.75不得高于所在资源区陆上风电指导价数据来源：国家发改委，能源局，财通证券研究所已核准存量项目充足，新增装机有望高增长。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 32GW，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。 图 17：国内风电项目潜力巨大（GW）32339.53.64.52.55047.5454035302520151050存量

41、在建竞价平价已核准分散式已规划分散式大基地海上数据来源：彭博新能源，财通证券研究所政策驱动，疫情后行业将恢复增长。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 18：国内风电新增装机量及未来预测GW30.8 30.0 25.0 23.2 23.4 18.9 19.7 21.1 1

42、7.6 16.1 13.8 13.0 6.2 353025201510502008200920102011201220132014201520162017201820192020E新增装机同比增速140120100806040200-20-40数据来源：CWEA,， BNEF， 财通证券研究所弃风改善三北解禁，风电厂商盈利能力提升全国弃风电量和弃风率持续“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

43、。在经历了 2015 年 15、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。 图 19：2016 年以来弃风率持续下降小时20742095208219291890190019481728174211232,50018162,00014121,5001081,00065004200201120122013201420152016201720182

44、0192020H1利用小时数弃风率数据来源：国家能源局，财通证券研究所零部件企业单季业绩持续增长，整机厂即将迎来拐点。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加速增长。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 20：零部件厂商单季业绩增长（亿元） 图 21：风机厂商毛利率环比略有上升金雷股份日月股份双一科技天顺风

45、能东方电缆企业名称2019H12020H1金风科技11.312.2运达股份12.412.5明阳智能18.519.44.543.532.521.5 10.5019Q119Q219Q319Q420Q120Q2数据来源：wind, 财通证券研究所数据来源：wind, 财通证券研究所海上风电发展迅速，政策支持力度强。从 2013 年至 2019 年，我国新增海上风电装机容量年均符合增速逾 60，截止 2019 年末，国内海上风电累计装机容量达 5.93GW，已成为仅次于英国和德国的第三大海上风电国家。2020 年上半年国内海上风电新增装机容量达到 1.06GW，同比大幅增长 165。 图22：中国海上

46、风电新增装机容量 图23：中国海上风电累计装机容量250万千瓦300800万千瓦80699.0 200150198.0 165.5 25020070060050070593.0 60444.0 50100500116.4 59.2 36.1 6.0 13.61 0.81 2.7 22.9 106.0 150100500400300200100026.1 42.7 40279.0 30163.0 20101.5 100201020122014201620182020H1新增装机同比增速201020122014201620182020H1累计装机同比增速数据来源：CWEA，财通证券研究所数据来源：

47、CWEA，财通证券研究所平价上网为指导价，海上风电有望进入全新发展阶段电价是风电产业发展的基石性经济政策，在支撑我国风电产业持续健康发展中起到了重要的作用。以 2008 年上海东大桥 102MW 海上风电场核准为标志，我国海上风电行业已经经历了十二年发展历程。纵观我国海上风电的发展，我们认为我国的风电电价机制大体可分为三个阶段：无固定电价政策阶段（试验阶段）；标杆电价阶段；标杆电价为指导价的竞争性资源配置阶段。未来海上风电发展有望进入平价上网为指导价的竞争性资源配置阶段。 图 24：我国海上风电电价政策梳理数据来源：国家能源局，发改委，财通证券研究所我国海上风电发展初期，相关政策较少，早期的海

48、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。2014 年，国家发改委出台关于海上风电上网电价政策的通知，这标志着海上风电行业发展进入了第二阶段。文件规定非招标的海上风电项目，2017 年前投运的近海海上风电项目上网电价为 0.85 元/kWh，潮间带风电项目上网电价为 0.75 元/kWh。2018 年 5 月，国家发布了国家能源局关于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知，正式开始推行竞争方式配置风电项目。竞价仍以原标杆价为参照， 由于海上风电成本仍较高，竞价水平约在 0.850.75 元

49、/kWh 价位区间内。2019 年 5 月 21 日，发改委颁布国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知，文件明确了海上风电的上网电价：（1）将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价；（2）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 0.8 元/kWh，2020 年调整为 0.75 元/kWh。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。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

50、价。如果按照每年退坡 0.05 元/kWh 来推演，我们预计 2021、2022 年新核准项目指导电价同步降至 0.7 元/千瓦时、0.65 元/千瓦时。从风电电价政策十余年历程看，政策出台、调整和实施一方面体现了价格政策的稳定性，使行业预期明确，另一方面根据成本变化情况进行适时适度的电价退坡，既提升了国家补贴资金的使用效率，又实现了引导行业技术进步和产业升级。 图 25：我国海上风电电价政策变迁数据来源：GWEC，财通证券研究所海上风机厂商集中度稳步提升，国内外技术差距缩小海上风电产业链结构与陆上风电相似，大致可分为上游的原材料生产与零部件制造，中游的整机与相关海缆建设以及下游的风电运营商三

51、个环节。但由于海上风电技术壁垒高，产业链企业先发优势明显，容易出现赢者通吃的格局，行业集中度高。 图 26：海上风电产业链环节数据来源：公开资料，财通证券研究所海上风电的开发运营前期投入高、项目周期长，开发商主要由大型电力央企主导。目前海上风电的开发运营商主要为大型电力央企，与陆上风电相比，海上风电的技术壁垒更高，且前期投入资金大、项目周期长。据统计，500MW 的风电场总投资金额约为 90-100 亿，整个项目总投资回收期周期往往超过 10 年时间，对开发商的风资源开发能力、资本金、債务融资能力和融资成本要求较高。不仅如此，海上风电的开发流程更为复杂，涉及海洋工程，需要相关部门的协调审批，因

52、此对开发商的风电开发经验有较高要求。国内主要的开发商为五大集团及其下属能源公司，包括南方电网综合能源有限公司、华能、大唐、申能、国家电投、三峡、中核、中广核等。随着海上风电补贴逐步退坡，对开发商的专业化能力和精细化管理能力的要求在不断提升，开发商逐步呈现头部化趋势，行业集中度不断攀升。2019 年，中国风电市场公开招标量达 68.38GW，其中陆上风电公开招标量为 52.17GW，海上风电公开招标量为 16.21GW。排名前 8 的开发商合计招标容量为 50.96GW，占全部招标量的 75，行业集中度较高。2019 年，国家电投风电总招标量达 13.71GW，较上年增长超过 5 倍，位列八大开

53、发商之首。其中，陆上风电招标量 11.81GW，海上风电招标量 1.90GW。排名第二的是华能集团，风电招标量达 7.95GW，其中，陆上风电 5.70GW，海上风电 2.25GW。中广核风电总招标量为 7.10GW，在各大风电开发商中排名第三,其中陆上风电招标 5.01GW，海上风电招标 2.08GW。 图 27：2019 年国内主要开发商招标情况（GW）海上风电招标量陆上风电招标量招标总量13.717.957.15.125.07 4.3 4.924.081.92.22.03.011.00.30.316851614121086420国家电投 华能集团中广核 国家能源集团华润电力 三峡集团 华

54、电集团 大唐集团数据来源：公开资料，财通证券研究所 图 28：2016-2019 国内开发商前十名合计份额 图 29：2019 风电开发商市场份额67%70%75%59%国内风电开发商前十名合计份额国家电投80%70%60%50%40%30%20%10%其他26%大唐集团4%华电集团6%三峡集团20%华能集团12%中广核10%0%20162017201820197%华润电力7%国家能源集团8%数据来源：CWEA，财通证券研究所数据来源：CWEA，财通证券研究所整机厂商行业集中度稳步提升，国内外技术水平逐步缩小。在政策的指引下和海上风电高补贴电价的吸引下，我国海上风电行业发展步入快车道，国内外技

55、术水平差异逐渐缩小，目前海上风电机组已进入大功率时代，单机容量从 4MW 快速迭代到 6MW 以上。未来海上风电的发展趋势是深水远海化，这将对风电机组的研发、制造、安装运维、相关装备制造等环节提出更高的要求，掌握核心技术的龙头企业有一定先发优势，目前行业集中度较高。从我国海上风电行业已公布中标结果的项目统计数据来看，排名前三的整机制造商合计市场份额已经接近 85 。从市场份额来看，我国海上风电整机厂商呈现四强鼎力的竞争格局，上海电气、远景能源、金风科技和明阳智能的占比分别为 29、27、26和 22。随着海上风电行业的发展，行业的技术和市场门槛将得到进一步提升，核心企业将随着行业规模的扩张不断

56、布局新产能，未来行业集中度有望继续攀升。 图 30：国内主要风机厂商海上份额变化情况 图 31：2019 国内主要整机厂商海上份额占比0.90.80.70.60.50.40.30.20.10上海电气金风科技明阳智能远景能源2016201720182019远景能源26%明阳智能21%上海电气28%金风科技25%数据来源：CWEA，财通证券研究所数据来源：CWEA，财通证券研究所海缆行业壁垒高，先发优势强，竞争格局较为稳定。海缆行业的特性决定了其进入门槛较高：因运输需要，海缆企业往往需要临近港口；海缆技术壁垒高，尤其是高压海缆，220KV及以上海缆技术复杂，研发生产周期长；下游开发商对海缆企业的筛

57、选条件严格，海缆招标中较为看重企业的历史工程业绩，有一定的业绩门槛。目前我国的海缆制造企业所占市场份额较为稳定，主要海缆企业包括东方电缆、中天科技、亨通光电、汉缆股份等。近年来，我国海缆制造领域的国产化推进顺利，基本实现了国产替代进口。从海上风电项目的海缆招标情况来看，已逐步由以往的制造、敷设独立招标转向“制造+敷设”整包模式，拥有整包能力的海缆企业在中标项目过程中将更有竞争力。3、 陆上风电平价后趋于稳定增长，海风潜力大，补贴有望延续陆上风电步入平价时代，未来有望趋于平稳增长陆上风电进入平价时代，产业收益率可能下滑。2021 年开始陆上风电的国补将退出，尽管补贴的退坡直至退出充分考虑到了行业

58、的实际情况，最大程度上避免了电价水平波动过大对产业造成的冲击和影响，但对于陆上风电产业链来说仍是一次巨大的挑战，产业链将进一步整合，淘汰过剩产能。根据目前风电的投资水平，如果按照 I、II、III 类资源区平坦地区初投资 7000 元/千瓦、IV 类资源区山地丘陵地区初投资 8000 元/千瓦测算，在 2019 年指导价水平下，四类地区的风电场年等效利用小时数需要分别达到 2385、2079、1885、1782 才可以保证基本收益。平价后陆上风电的销售规模和盈利能力可能出现不同程度的下滑。如按照上述测算，预计 2022 年底可消耗大部分陆上风电补贴项目，2023 之后并网的项目将转为平价项目，

59、制造业环节的销售规模与盈利能力可能出现不同程度的下滑，行业发展将迎来一次洗牌，拥有核心技术、成本控制能力及规模化发展的优质企业或将迎来黄金时代。 图 32：国内风电行业新增及累计并网容量（GW）34.18 25.74 20.05 20.59 16.65 17.42 15.19 15.10 15.50 11.98 40250352003025150201510010505020102011201220132014201520162017201802019新增并网（GW）累计并网（GW）数据来源：国家能源局，财通证券研究所从发展潜力看，我国风力资源最为丰富的三北地区，陆上风电项目前期开发竞争日益激

60、烈，开发潜力日趋枯竭。截止 2019 年，我国陆上风电累计装机容量为 204.12GW，海上风电累计装机容量为 5.93GW，陆上风电占风电比重高达 97.18。然而从开发潜力看，陆上风电的可开发资源仅为海上风电的 1/3，预计未来陆上风电将趋于稳定发展，海上风电将接力陆上风电，开启风电发展新篇章。海上风电可开发资源丰富，未来有望开启平价时代海上风电有望接力陆上风电，成为风电发展新引擎。目前陆上风电已步入成熟的发展阶段，而海上风电虽然起步较晚，但凭借海风资源的稳定性和发电功率大等特点，随着政策扶持叠加技术进步，海上风电行业现已进入规模化发展阶段，经济优势开始凸显，有望接力陆上风电，成为风电发展