這對于風能、光伏等可再生能源來說，是一場歷史級別的發展大機遇。

海上風電作為可再生能源發展的重要領域，是近年來全球風電發展的重點方向之一：

全球海上風電從2010年到2020年的年均增速達到近30%，國際可再生能源機構（IRENA）預測，2050年世界海上風電裝機容量可達1000GW。

我國正進入海上風電快速發展階段，已連續三年位居全球新增裝機容量第一，據全球風能理事會（GWEC）統計，中國截至2020年的累計裝機容量已達到9898兆瓦，距第一名的英國（10206MW）僅差308MW。

2021年上半年，我國風電新增并網裝機1084萬千瓦，其中海上風電新增裝機214.6萬千瓦，已超越英國位居全球第一。

國信證券在最新報告中認為，海上風電是十四五期間最后平價的新能源賽道，擁有更大的發展潛力，有望成為發展最快的新能源細分賽道。

我國發展海上風電優勢明顯、前景廣闊

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。而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。

 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。

海上風電將是十四五“最后平價、發展最快”的新能源賽道

自2009年國家能源局印發《海上風電場工程規劃工作大綱》以來，在國家政策的扶持之下，我國海上風電裝機量飆升。

 不過，海上風電對技術的要求遠超陸上風電，其建設、運維成本也較高，長期以來，高經營成本主要依賴電價補貼進行疏導。以0.85元/千瓦時的上網電價為例，度電補貼0.45元，補貼比例高達53%。

長期依賴補貼不可持續，在陸上風電退出補貼后，我國海上風電也即將迎來“成人禮”。

2019年5月，國家發改委印發了《關于完善風電上網電價政策的通知》，提出自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼；先前已核準但未在2021年底前完成并網的項目，國家不再補貼。

2020年1月發布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》指出，新增海上風電不再納入中央財政補貼范圍，按規定完成核準(備案)并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量海上風力發電，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。

與此同時，2020年以來東部省份相繼出臺十四五海上風電發展總體規劃和相關配套政策，其中廣東明確將推出地方補貼政策，浙江省也在醞釀地方補貼方式，其他各省通過大規模的平價開發規劃，積極支持本地區海上風電的降本增效和平價開發。

 這意味著，明年開始全國海上風電正式進入全面平價/地方補貼的時代，且時隔近一年，我國海上風電招標重啟，預示平價序幕拉開。

由于2019年和2020年一季度，國家補貼范圍內的海上搶裝項目進行了密集的設備招標，招標總量達到21.9GW，遠超2020-2021年11.5GW的實際吊裝需求，因此2020年2季度開始，海上風電主設備招標大幅減少，2020年下半年招標需求同比下滑88%至1.4GW，2021年上半年則為完全空白。

 2021年9月8日華潤電力重新開始就浙江蒼南400MW項目組織重新招標。近日，中廣核象山涂茨海上風電場項目和華潤電力蒼南1號海上風電項目整機采購相繼開標，整機商最低報價分別達到了3830元/千瓦、4061元/千瓦（含塔架），較2020年的7000元/千瓦的平均報價降低了40%左右。快速降本將提速海上風電平價發展。

 目前，新能源中光伏和陸上風電，都已實現平價上網，海上風電將是十四五期間最后一個進入全面平價時代的新能源，擁有更大的發展潛力。

 國信證券預計，2021年4季度廣東、福建也將啟動平價時代的海上項目招標，總容量或達到2GW以上，我國海上風電招標將進入新一輪平價增長期。

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。

預計2022-2025年我國將迎來海上風電平價大發展的黃金時代。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。

未來主要依靠關鍵技術突破以及產業規模培育降本

“平價時代”對風機運營的成本提出了更高的要求，對于崛起中的風機廠商來說，降本增效至關重要，同時也是巨大的機遇。

根據國信證券海上風電造價成本圖，海上風電投資大致分為主體工程投資（90%）和其他費用（10%），剔除其他費用，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。

 ①風機大型化是海上風電降本增效的關鍵，關鍵技術的突破是核心。

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。

值得注意的是，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。

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。

國信證券測算：

隨著2022年平價海上風電啟動招標，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，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。

 ②“規模化”發展也將成為海上風電降本的關鍵。

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。這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。

 國信證券測算，當開發規模由30萬千瓦增加到100萬千瓦時，關鍵部分投資將由14097元/千瓦降到12568元/千瓦，降低1529元/千瓦，降幅達到10.8%。

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。

 此外，我國平價海上風電項目的資本金收益率對發電小時數和造價都非常敏感，海上風電利用小時數每提高100小時，資本金收益率可以提高1個百分點，造價每下降500元/千瓦，資本金收益率可以提高1.4個百分點。

因此，成本下降的同時也可降低融資成本，從而進一步降低總體成本。