（报告出品方/作者：广发证券，陈子坤、纪成炜、曹瑞元）一、大型化推动平价进程，海风发展东风已至（一）海风时代全球化，扬长避短突破制约近十年来全球海风市场呈现向荣状态，装机容量稳步提升。
风力发电是实现“双 碳”目标的重要手段，全球减碳大趋势下，风电行业发展确定性强。
据GWEA数据， 全球海上风电新增装机从2012年1.2GW增长至2021年的22.5GW，年均增长率基本 保持在20-30%之间，我们预计2022-2026年新增装机量CAGR可达37.83%，到2026 年全球海上风电累计装机容量将突破145GW，发展前景明朗。
欧洲各国海风装机略有波动，海上资源禀赋优越。
根据GWEC数据，2016-2021 年各国每年新增海上风电装机容量略有起伏，英国和德国在2019年及以前占欧洲海 风市场大头，2021年欧洲整体新增装机量达3.3GW，其中英国新增装机2.3GW，欧 洲其他国家新增装机量达1.0GW。
欧洲海风稳步发展，我们预计欧洲市场2022-2026 年新增装机量分别为2.8/5.1/2.4/6.6/11.6GW。
根据欧洲风能协会2021年统计数据， 全年风电发电量达458TWh，占全部发电量16.4%，其中海上风电占3%，据估算， 欧洲海上风电年利用小时数已近4000h，海上资源丰富。
国内及全球海风历史装机弹性发展，未来市场规模逐步增长。
从增长趋势来看， 中国和全球海风发展基本同步，预测在2022-2025年弹性增长，2026年后发展趋于 稳定，新增和累计容量增速基本保持在10%-12%。
从市场规模来看，我们预计到2025 年中国海风新增装机规模达16.0GW，相比于2020年中国海风新增装机CAGR可达 32.0%，累计装机容量达79.0GW；我们预计到2025年全球海风市场新增规模达 35.1GW，累计装机容量达141.4GW，发展势头迅猛。
中国近海风能资源富足，区域间有强弱等级。
依据国家气候中心模拟给出的中 国近海风能资源分布，中国近海的风能资源非常丰富，四大海区中东海风能资源最 优秀，然后依次是南海、渤海和黄海。
而各个海域中台湾海峡资源最丰富，平均风 速在8.5m/s以上，局部地区超过9m/s；其次是浙江中南部沿海、广东中东部沿海和 渤海辽东湾，平均风速均在8m/s以上；其它海域平均风速大都在7.5m/s以上；北部 湾北部和黄海中部风能资源相对一般，平均风速在7-7.5m/s之间。
同时不同海域平 均风速与最大风速情况并不存在等比关系，风况具有明显特殊性，如平均风速强度 排序第一位为东海，而最大风速强度排序第一位为南海。
海上风电开发需考量气象灾害因素。
自然灾害的存在是制约海风发展的一大原 因，对风电运维、工程进程、机组寿命等都会造成一定的威胁。
强度低的热带气旋 及外围环流能够使风电场处于“满发”状态，但台风却会对风电场带来极大破坏， 除此以外，在风电场建设过程中还应该考虑不同区域特有的气象问题，如东海、南 海的盐雾带来的机组腐蚀问题，海风资源与风险并存，需要针对性解决相关困难。
海风相对陆风存在多方面优势。
比较来看，海风有更高的系统可靠性、更强的 环境保护能力、更广阔的资源利用空间、更有利的风速条件。
海上风电机组有更长 的使用寿命、高出陆风约20%的合理利用小时数。
从分布区域和占地方面来看，海 上风电场机组传输损耗更低，占地面积更小。
国内海风发展存在一定制约因素。
由于离岸距离远，海上变化大等原因，将导 致前期施工以及后期维护的困难，包括海上气象灾害对风电场造成的腐蚀等损失、 后续人员维修的难度、恢复运营的时长等，都会对海上风电安装费用、维护费用产 生重要影响，成为度电成本的一部分，制约海风发展。
根据CWP风电回顾与展望2021 报告，中国近海风资源相较于欧洲国家差，单机容量较国外平均单机容量小，关键 零部件产能受限，安装施工设备限制，这些都会对中国海上风电成本产生影响。
今 后为进一步降低成本降低和实现平价，仍需在技术研发、制造能力、配套产业和运 营维护等方面作出更大努力。
（二）大型化趋势驱动成本降低，政策护航海风发展风机大型化趋势明显。
根据CWP风电回顾与展望2021报告，2020年中国海上 风电场主流机型单机容量已达到5.0MW以上（最大为10MW），平均新增单机容量 达4.9MW，相比2010年增长85%。
GWEC预计2025年全球新增海上风电机组平均功 率将达到11.5MW，全球海上风电的先行者Henrik Stiesdal预测下一代风电机组将在 2030年之前出现，功率在20MW左右，叶轮直径达到275米，风机大型化趋势保持。
海上风电机组大型化降本效果显著，海风经济性凸显。
据Rystad Energy的研究 项目推算，对于1GW的海上风电项目，采用14MW的风电机组将比采用10MW风电 机组节省1亿美元的投资，由此可见，风机的大型化将带来风电成本的下降。
从全球 海上风电平均装机成本和LCOE变化来看，与风机装机容量呈反方向变动趋势，装机 成本由2010年4706美元/KW下降为2020年3185美元/KW，LCOE由2010年0.215美 元/KWh下降为2021年0.085美元/千瓦时，海风经济性凸显。
多重国家政策出台指引海风行业发展。
自2021年起，海风行业新增项目不再纳 入中央财政补贴范围，补贴逐步退坡，推动平价上网发展，实行电价市场化竞争机 制。
依据风电头条，2021年进入新的平价时代，海上风电补贴最后一年，风电抢装 风潮由陆转海，《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》 建立消纳责任权重引导机制、并网多元保障机制、保障性并网竞争性配置机制三大 长效性机制。
2021年底“3060”再次明确，绿色金融支持政策跟进，明确碳排放量 要求，指引海风行业未来发展。
补贴情况接棒进行，多省“十四五”海风规划明确。
广东省发布的《促进海上 风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，是我国第一份由地方省份行政 单位出台的补贴政策，明确自2022年起，广东省财政对省管海域未能享受国家补贴 的项目进行投资补贴，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价（平价），推动项目 开发由补贴向平价平稳过渡。
继广东后，山东省能源局副局长在山东省政府新闻办 新闻发布会上也明确表示，对2022-2024年建成并网的“十四五”海上风电项目， 省财政将进行适度补贴。
根据2021多省出台政策来看，“十四五”期间海风装机容量规划明确，广东17GW， 山东10GW，江苏9.09GW，浙江4.5GW，广西3GW，海南3GW。
江苏环境影响评 价第二次公示较第一次公示规模下降3.03GW，较2020年规划情况上升1.09GW。
广 西获国家能源局批复的海上风电规划共7.5GW，其中自治区管辖海域内全部4个场址 共1.8GW，要求力争2025年前全部建成并网；自治区管辖海域外择优选择5.7GW开 展前期工作，要求力争到2025年底建成并网1.2GW以上。
海南省依据《海南省“十 四五”能源发展规划》《海南省海上风电场工程规划》，制定了海上风电场11个、 总装机1230万千瓦的海上风电项目招商（竞争性配置）方案。
（三）海上风电经济性测算风电机组、风机基础及施工占海风项目投资比重高。
江苏、广东、福建三省的 风电机组及安装、风机基础及施工的平均投资占比为68%，在投资成本中占比较高。
其余的投资部分还包括塔筒、施工费、电缆、海上升压站、陆上集控中心、用海（地） 费用等其他项目。
降低造价是海上风电是否具备竞争优势的关键，由于海上风电产 业链较长，各个节点都存在降低成本的可能性，从而进一步降低整体成本和风险。
海上风电项目建设成本已达到一定的降幅。
根据北极星风力发电网的数据， 2020年海上风电项目的建设成本平均为16550元/千瓦，而2022年在建的华润电力苍 南#1海上风电项目的建设成本大约为12400元/千瓦，其中风力发电机组（含塔筒） 为4061元/千瓦，风机基础及风机安装施工为5491元/千瓦，总建设成本相比于2020 年的平均水平降幅达到25%，建设成本的下降已取得一定成效。
LCOE的计算公式可以大致表示为（建设成本现值+运维成本现值+财务成本现 值+税收成本现值）/发电量现值。
以华润电力苍南#1海上风电项目的建设成本为基 础，在运营规模为400MW，有效发电小时数为3000小时/年，贴现率为5%等各种假 设下，能够得到苍南#1项目的各成本现值，并计算出LCOE大约为0.57元/千瓦时。
风机大型化能够降低海上风电LCOE。
风机大型化能够影响海上风电项目的建 设成本、运维成本以及发电量，进而使得LCOE发生变化。
随着单机容量的增大，单 位兆瓦下塔筒以及风机基础等零部件的投资下降，使建设成本得以降低。
此外，由 于达到目标功率所需要的风机数量也随之减少，运维成本也相应降低。
同时，风机 大型化也会带动发电量的提升。
在以上各环节的作用下，风机大型化最终能够实现 LCOE的降低。
通过假设风机兆瓦数、发电量现值、建设成本现值与运维成本现值在 大型化趋势下上升或下降相同幅度，下表展现了不同风机兆瓦数变化幅度下，LCOE 的相应变化情况。
发电量是影响海上风电平价的关键因素。
在对海上风电项目的LCOE做单变量 敏感性分析后，发现发电量的变化是影响LCOE变化的关键因素。
发电量现值平均上 升1%，能够使得LCOE下降0.86%；相比较而言，建设成本现值和运维成本现值分 别平均下降1%，能够使得LCOE下降0.44%和0.24%。
未来全球海风发展中国居重要地位。
根据GWEC预测数据，2026年全球海风市 场新增装机量中亚洲稳居第一，在亚欧北美三洲中占比直逼50%。
细化来看，亚洲 市场中中国占据主导地位，且到2030年仍保持重要地位。
分析各国政策，到2030年 底，日本海上风电目标累计装机为10GW，韩国为12GW，印度为30GW，英国为 40GW，距中国预测近60GW的海风规模均有差距。
中国提出的可再生能源目标为 2030年非化石能源占一次能源消费比重降至25%；2030年风电、太阳能装机容量超 过1200GW，在政策推动之下，未来海风市场发展中中国将发挥巨大作用。
二、海上风电大型化趋势所带来的产业链变化（一）风机大型化引导各产业链的主要发展方向风机大型化趋势明显，降本空间的扩大推动收益率提升。
在2008-2021年期间 的新增装机中，大容量机组的占比不断提升，金风科技的3/4S和6/8S机组销售量占 比也逐年增加。
根据CWEA发布的《2021年中国风电吊装容量统计简报》，截至2021 年年底，在风电累计装机中3.0MW及以上风电机组累计装机容量占比达到23.4%， 比2020年增长了10.9%。
大容量机组还可通过减少机组安装数量来降低运维成本、 风电场建设成本。
根据施耐德电气在2021CWP风能大会上的数据，当机型从2.0MW 提升至5.0MW时，收益率可从4%提升至8.6%，而典型海上风机的容量大于5.0MW， 因此可以带来较高的收益率。
永磁同步机组是海上风电的主要机组类型，我国永磁同步机组容量占比呈上升 趋势。
由于永磁直驱式机组省去了齿轮箱，降低了损耗，具有效率高、噪音低及低 电压穿越能力强等优点，已广泛运用于海上风电场，并成为深远海和大容量海上风 电机型的主流选择。
永磁半直驱机组在保留了永磁直驱式机组优点的基础上，减轻 了体积和重量，并拥有更高的转速，也开始投入到海上风电商业运行中。
2018年我 国永磁直驱式和永磁半直驱式机组在新增装机容量中占比为42%。
风机大型化推动高塔筒、大叶片趋势。
风机的大型化要求更高的塔筒来给予支 撑，根据风能协会的数据，2018年风电机组平均高度为91m，最高风机达140m；2019 年平均高度为96m，最高达147m，风电机组的高度逐年稳步提升。
作为风电机组的 关键部件，塔筒在提升风机高度、保障机组安全中发挥着重要作用。
在相同功率的 风电机组中，风轮直径呈增大趋势，2MW风电机组的平均风轮直径从2007年的79m 增大至2018年的118m。
大叶片使得叶轮直径越长，扫风面积越大，进而增大发电量。
随着海上风电机 组单机功率的增大，需要更大的叶片来达到大功率的发电效果。
东方电气自主研制 的B1030A型风电叶片长度为103米，是目前我国已下线的最长风电叶片。
根据北极 星风力发电网，明阳智慧正在研发的16MW的海上风机叶片长度为118米，国际整机 商维斯塔斯将推出单机功率为15MW的海上风机叶片长度为115.5米。
目前中国海装 的H256-16MW海上风电机组拥有全球最大的风轮直径，为256米。
叶片轻量化能为其大型化带来更高的效用。
叶片长度的提升使其重量快速增加， 虽然通过增大扫风面积提高了发电效率，但重量的增加也加重了对主机和塔筒的荷 载，因此轻量化成为大叶片的重点发展方向，其中长度在百米以上级别的叶片必须 用到碳纤维材料。
碳纤维是一种具有质量轻、高强度、耐腐蚀、抗疲劳等优异性能 的材料，将其应用于叶片中，将能够有效减轻叶片质量，增加叶片强度，在海上高 盐高湿的环境下，叶片中碳纤维材料也能够提升耐腐蚀性能，适应海上风电恶劣的 气候条件。
风电叶片已成为碳纤维材料需求量最大的应用领域。
碳纤维在风电叶片中的需 求量已从2016年的1.8万吨上升至2021年的3.3万吨，在碳纤维成为百米级叶片的刚 性需求背景下，风电大规模使用碳纤维是大势所趋。
根据《2021全球碳纤维复合材 料市场报告》的数据，风电叶片用碳纤维需求量占总需求量的28.0%，是碳纤维所 有应用领域中占比最高的行业。
受海上风电快速发展的影响，碳纤维企业也迎来新 的发展机会。
目前国内风电叶片应用的碳纤维主要以卓尔泰克等国外厂商为主，随 着国产化碳纤维技术的成熟，存在国产替代空间。
相关企业有吉林碳谷、光威复材、 上海石化、吉林化纤，其中吉林碳谷拥有多种类型的碳纤维原丝系列产品，年产能 达6.55万吨，在建产能2万吨，预计于2022年中期完工。
碳纤维规模化应用仍存在难题，未来国产碳纤维需与风电行业形成互动。
在补 贴退坡的海上风电行业中已经形成降本压力，碳纤维的经济性在未来叶片发展中有 着重要的作用。
但目前碳纤维的供给无法覆盖需求，价格迎来上涨，根据上海电气 风电集团在2021北京国际风能大会上所述，2021年碳纤维价格涨幅约为50%，这体 现出碳纤维批量供应的不稳定性。
目前风电叶片对碳纤维的应用需求为碳纤维行业 提供了良好的契机，如果未来碳纤维的批量供应能与风电行业的批量应用形成良好 互动，将有助于两个行业的共同发展。
（报告
