吳新竹

2022年起，海上風電項目不再享受國家補貼，沿海省份相繼出臺了海上風電省補政策，助推海上風電有序走向平價上網(wǎng)。國內(nèi)陸上風光基地項目加快建設的同時，深遠海海上風電基地建設也進入快速發(fā)展時期，示范項目接連實施。近期，國務院支持山東打造千萬千瓦級深遠海海上風電基地，有望推動漂浮式海上風電進程。

券商預測，2022年，全國海上風電吊裝容量將從2021年的14.2GW下降至6.5GW，2023年將迎來強勁反彈，2023-2025年年均新增裝機有望最高達到每年16GW。隨著海風招標的風機功率不斷提高，風機大型化帶來行業(yè)的升級機遇，整機廠商間競爭日益激烈，海纜市場需求量將增加。

廣東、福建、浙江等省份明確了“十四五”期間海上風電基地的發(fā)展規(guī)劃，規(guī)劃裝機量總規(guī)模接近100GW。2021年是海上風電項目納入中央財政補貼最后一年，截至該年年末，國內(nèi)海上風電累計并網(wǎng)裝機量達26.39GW。2022年，地方政府接力海上風電電價補貼政策，廣東、浙江和山東出臺了省補政策，海上風電的崛起將對傳統(tǒng)風電產(chǎn)業(yè)鏈產(chǎn)生全面影響。產(chǎn)業(yè)鏈上游為鑄件、主軸、軸承等零部件，中游為整機與相關塔架、海纜等設施，下游為海上風機的安裝與運維。近年招標的海上風電項目以6MW-8MW的機型為主，并出現(xiàn)了10MW-12MW的更大功率風機，風機大型化給產(chǎn)業(yè)帶來升級機遇。

據(jù)測算，風電整機單兆瓦鑄件的用量約為20-25噸，其中輪轂、底座、軸及軸承座、梁等合計約需15-18噸，齒輪箱部件約5-7噸，隨著風機向大型化演進，單個風機鑄件的用量會上升，而單兆瓦鑄件的用量將有所下降，預計于2026年單兆瓦鑄件用量將達到19噸。另一方面，風機軸承被國外主導，國內(nèi)主要占據(jù)中低端市場，海上風機功率的增加對軸承耐損耗性能提出更高的要求，而海上風電吊裝成本遠高于陸上風電，對軸承可靠性要求亦更高。功率越大，主軸尺寸增加，企業(yè)鍛造設備的轉換成本越高，因此目前大尺寸風機以鑄造主軸為主流。

國泰君安證券指出，獨立變槳技術是未來風機大型化背景下的發(fā)展趨勢，未來5MW以上的機型有望逐步采用獨立變槳技術，獨立變槳軸承的結構將從單排、雙排、球軸承向承載力更強的三排圓柱滾子軸承轉變，單套價值量也會有所提升。

從海上風電成本分布來看，包含零部件的風機占比40%、塔筒占11%、海纜占10%、安裝費用占20%。整機環(huán)節(jié)占比最高，2021年前三位海上風電整機廠商市占率超過80%，其他整機廠商紛紛加快了海上風機的研發(fā)進程，競爭將更加激烈。一方面，具備海上塔筒大規(guī)模產(chǎn)能的企業(yè)較少;另一方面，為降低物流費用，碼頭資源對相關企業(yè)來說至關重要。

海纜是區(qū)別海上與陸上風電的重要環(huán)節(jié)，海纜對防水防腐性、抗壓性、絕緣性和防海洋生物能力等特殊性能要求高。據(jù)統(tǒng)計，新一批海風項目平均離岸距離較2021年及以前平均增長34%，推動海纜需求提升。海纜重量是陸纜的數(shù)倍，需通過碼頭及專門的海纜敷設船運輸，2020年中國沿海港口萬噸級及以上泊位有2138個，其中10萬噸級以上港口泊位有440個，港口布局能為企業(yè)帶來成本和效率優(yōu)勢。

方正證券指出，相比交流輸電長距離的電容效應消耗，直流電纜長距離輸送容量更大，但需額外建設換流站。而柔性高壓直流輸電可通過使換流站設備模塊化、集成化降低換流站費用，實現(xiàn)輸電有效性和經(jīng)濟性的平衡。

全球大部分風資源位于水深超過60米的海域，國內(nèi)海上風電開發(fā)已經(jīng)拓展至超過40米水深的區(qū)域。目前，廣東陽江海上風電的開發(fā)已經(jīng)從近海淺水區(qū)向近海深水區(qū)延伸，這些項目的平均水深基本達到40米以上。

江蘇省2021年度海上風電項目競爭性配置結果顯示，射陽100萬千瓦海上風電項目、大豐85萬千瓦海上風電項目、大豐80萬千瓦海上風電項目場址中心離岸距離分別達到60km、33km、67km，超過了已建成常規(guī)項目的離岸距離，而離岸化往往對應深水化。

在海上風電場邁向深遠海之時，采用固定式基礎的傳統(tǒng)電場在技術和經(jīng)濟性上面臨更大挑戰(zhàn)，水深風機越大，固定式海上風機基礎的材料用量越多，且施工難度也會提升，當水深超過60米，業(yè)內(nèi)認為漂浮式比固定式更為適用。

漂浮式的基礎層通過系泊系統(tǒng)與海床相連，擺脫了復雜海床地形以及復雜地質的約束，受水深影響小，且同一海域的若干臺風機基礎可做成標準樣式，可以大幅提高建造效率、降低開發(fā)成本，運維也較為便利。這與固定式基礎的海上風電降本方式類似，單體規(guī)模的提升和單機容量的增加亦是漂浮式海上風電降本的核心手段。目前漂浮式海上風電發(fā)展相對領先的是歐洲和日本，韓國快速跟進，中國和美國開始布局。全球風能理事會已將2030年全球漂浮式海風累計裝機預期上調(diào)至16.5GW，據(jù)預測，從2026年開始，漂浮式海上風電進入新增裝機達到GW級的商業(yè)化階段。

目前漂浮式海風仍處于發(fā)展初期，單體規(guī)模不超過100MW，而深遠海風資源較好，更利于機組大型化，隨著采用固定基礎的海上風電基本實現(xiàn)平價，國內(nèi)漂浮式海上風電的發(fā)展進程有望加快。

2021年，中國首個漂浮式海上風電平臺，搭載全球首臺抗臺風型漂浮式海上風電機組，組成“三峽引領號”，在廣東陽江海上風電場成功并網(wǎng)發(fā)電;由中國海裝牽頭聯(lián)合中國船舶集團內(nèi)多家成員單位自主研制的國內(nèi)首臺深遠海浮式風電機組“扶搖號”浮體平臺成功下線。

2022年以來，明陽智能發(fā)布“OceanX”雙轉子漂浮式風電平臺;龍源電力漂浮式海上風電融合深海養(yǎng)殖關鍵技術研發(fā)與工程示范科技創(chuàng)新項目取得福建省科技廳立項批復，主體結構設計通過中國船級社審查批準。近期，水電水利規(guī)劃設計總院召開了萬寧漂浮式海上風電100萬千瓦試驗項目一期工程可行性研究報告評審會議，計劃分兩期建設：一期工程裝機容量20萬千瓦，計劃于2025年年底前建成并網(wǎng);二期工程裝機容量80萬千瓦，計劃于2027年年底前建成并網(wǎng)。

國務院近日印發(fā)文件支持山東大力發(fā)展可再生能源，打造千萬千瓦級深遠海海上風電基地。在全球能源低碳轉型的大背景下，漂浮式海上風電的興起或將成為趨勢。

漂浮式海上風電的核心制造環(huán)節(jié)包括風電機組、浮式基礎平臺、系泊系統(tǒng)和動態(tài)海纜。

中國海裝預測，到2025年，國內(nèi)漂浮式海上風電可能達到相對有競爭力的成本水平，投資成本有望降至每千瓦2萬元左右，預計在2030年前后降至與固定式海上風電相當?shù)乃?，達到每千瓦1萬-1.5萬元。

2021年12月，第一批風光大基地項目正式公布，規(guī)?？傆?7.05GW;2022年2月第二批風光大基地規(guī)劃正式公布，項目總量達455GW，顯著高于第一批。2022年一季度，中國東部各省計劃招標的已核準和待競配的海風項目總計超過25GW。

國信證券表示，2022年是中國海上風電平價第一年，由于2021年海風招標只有2.79GW，因此預期2022全國海上風電吊裝容量將從2021年年的14.2GW下降至6.5GW，但2023年將迎來強勁反彈，新增裝機容量同比增長85%，達到12GW，預計2024年海上風電新增裝機容量進一步增長至14GW，2025年新增裝機容量有望達到18GW。

據(jù)國海證券統(tǒng)計，截至2022年5月底，全國在建、前期啟動海風項目合計規(guī)模已超25GW，未來2023-2025年年均新增裝機最高有望達到每年16GW，各省市制定的海上風電規(guī)劃大多為下限目標，預計下半年風機招標量有望達10.7GW，2022年預計將有2.4GW項目實現(xiàn)全容量并網(wǎng)，2023年和2024年分別為6.8GW和8.1GW;綜合各省市的實際情況，2022-2025 年，新增裝機容量有望達到40-55GW，平均每年10-13.75GW，考慮到2022年并網(wǎng)量預計不超過5GW，那么平均新增裝機量在11.6-16.6GW。

按照全球風能協(xié)會的預測，到2025年，中國大陸以外的海外市場海上風電新增裝機有望達到15.4GW，2022-2025年海外市場新增裝機復合增速達到44%。

國泰君安證券認為，隨著鐵、銅等大宗原材料價格步入下降通道，未來海上風電建設招標進程有望進一步加速;原材料在海纜主要成本中占比超過90%，而銅和鋁作為最重要的基礎材料占比約80%，中國在銅鋁材供給方面較為穩(wěn)定，能夠響應招標進程加速帶來的大量需求。