1 海上风电方兴未已迎接加速建设期

　　1.1 我国已成为全球最大风电市场

　　风电已成为我国新能源发电的重要组成部分。发电侧，根据国家能源局披露，截 至 2021 年，我国风电发电量为 6,526GWh，2011-2021 年的复合增速为 25%，占全 国总发电量的比例已从 2011 年的 1.5%增长至 7.9%;装机侧，2021 年我国风电累 计装机量为 328GW，2011-2021 年的复合增速为 22%，占全国总发电设备装机容量 的比例从 2011 年的 4.4%增长至 13.8%，在清洁能源中仅次于水电，已成为我国主 要的清洁能源。

　　根据 GWEC(全球风能协会)披露，2021 年我国新增风电装机容量为 47.6GW， 占全球总风电新增装机容量的 51%。海上风电方面，海上风电新增装机量与累计装 机量均位列全球第一。

　　海风装机量创新高，增速领先世界。2021 年是我国海上风电项目享受家补贴的 最后一年，新增装机量创历史新高;根据 GWEC 披露， 2021 年我国海上风电新增 风电装机量达到 16.9GW，同比+452%。2010-2021 年我国海上风电累计装机容量接 近 28GW， 2010-2021 复合增速为 60%，同期世界海上风电累计装机容量复合增速 为 23%，增速远高于世界整体水平。

　　1.2 海风招标规模充沛，市场空间广阔

　　受我国沿海气候影响，中大型海风项目的建设周期需 2~3 年，个别小型项目 可在 1~2 年内完成。由于 2021 年是国补的最后一年，2019 年的海风招标体量庞 大，达 15.6GW，同比+225%。海风招标加速重启，规模创新高。进入 2022 年，随着地方补贴的出台，以及 风机大型化加速，带动海风项目收益率提升，需求趋势向好;招标规模创历史新高， 装机需求明确。根据不完全统计，2022 年我国海上风电招标规模达 25GW(含框 架竞标)，为历史新高且同比大幅增长。

　　“十四五”规划充沛，中长期发展可期。截至 2022 年，我国沿海省市已发 布“十四五”海上风电发展规划，整体规划新增装机规模有望突破 55GW，2021- 22 年我国海风新增装机约 21GW，对应 2023-25 年装机规模约 34GW。考虑到部 分地区相关海风项目已实现平价上网，海风降本超预期，再结合广东、山东、浙江 等地区已出台地补政策支持海风建设，我们预计海风需求以及新增装机或超过沿海 地区规划规模，中性假设条件下，2023-25 年我国海风新增装机规模有望超 40GW， 2023 年在行业充沛的招标量下，新增装机规模有望达 10GW，同比实现翻倍增长。根据风芒能源统计，我国已出台的海上风电规划体量接近 200GW，中长期发展空 间广阔。

　　1.3 地补+风机大型化持续助力海风降本

　　陆上风电已实现平价，海上风电仍有距离。自 2011 年风电项目开始享受补贴 以来，我国风电价格政策历经“标杆→指导→平价”阶段，2017-2018 年间，陆上 风电已出现平价项目，并于 2021 年起全面退补;海上风电的 LCOE(度电成本) 与平价仍有差距，仍需下降 9%-26%左右。

　　各省平价进程不一，部分地区已具备平价条件。由于各沿海省市情况不同，各 地的实现平价的进程不一致。广东、福建、海南得益于较好风力资源与较高的标杆 电价，已具备平价条件，江苏距离平价约有 1 分钱/kWh 的差距。

　　2014-2021 年，海上风电建设享有国家补贴，沿海地区含税燃煤电价为 0.37- 0.46 元/度电，而海上风电近海项目补贴后的上网电价在 0.75-0.85 元/度电，高额补贴过去助推了我国海上风电快速发展。2022 年起国家补贴退坡，开发商建设意 愿减弱。我们认为国补退出后，我国海上风电主要通过 1)产业链降本;2)地方 补贴支持实现平价并提升项目性价比。

　　1.3.1 风机大型化多维度降低度电成本

　　风机大型化是降低度电成本的最根本方式。度电成本可作为评价一个项目效益 的重要指标，风机大型化可以从三个维度降低成本：1)整机制造维度：降低单位 制造成本;2)风场运营维度：减少所需风机台数，降低 LCOE;3)发电效率维度：增加风机利用小时数从而提升发电量，驱动度电成本降低。

　　整机制造维度：降低单位制造成本。风机是风电项目最核心的成本组成，根据明 阳智能披露，风机构成我国海上风电项目 38%的成本。以金风科技和三一重能为例， 金风科技 3~4MW 的风机成本降至 2500 元/kW 附近，较 1.5~2MW 的风机平台在功 率提升一倍后单位成本降幅约 25%。三一重能 4MW 和 5MW 风机成本已经分别降 至 1800 元/kW 和 1600 元/kW,与 2MW 和 2.5MW 的风机平台相比，功率提升一倍， 单位成本降幅达 30-40%。

　　风场运营维度：减少所需风机台数，降低 LCOE。在同等规模的风电场下，单机 功率的增长，可降低所需风机台数，有效解决点位不足的问题，同时推动建设成本与 运维成本的降低。根据风电与光伏技术经济发布的《风电平价后时代项目投资特点与 趋势》披露，当机组单机容量由 2MW 提升至 4.5MW 时，静态投资成本显著可降低 14.5%，全投资 IRR 提升 2.4pct，LCOE 下滑 13.6%。

　　发电效率维度：核心零部件升级，增加利用小时数从而提升发电量。伴随风机的 大型化的是核心零部件升级。叶片尺寸更长，促使降低对风速的要求，也扩大扫风面 积，发电量也随之增大;塔筒高度提升，推动切变值提升，高层风速的利用价值越高。

　　风机大型化趋势不减。2021 年我国新增海上风机单机平均功率为 5.6MW。2022 年招标的海上风机项目中，有超过85%的海上风电项目机组单机平均功率大于8MW， 平均功率超 8.5MW。

　　1.3.2 地补进一步刺激海风建设热情

　　国补退坡翘盼地补接力，有望提升产业链降本动力。自 2022 年起，我国新增 海上项目将不再享受国家补贴，转由地方政府给予补贴。国家补贴时期，高电价可 保障企业利润，推动地方政府税收增加，因此降本意愿较低;国补退坡地补接力后，地方政府有动力推动产业链成本下降，来保障企业利润以及税收收益。

　　若考虑地补，广东的海上风电项目 LCOE 可下降 10%。2022 年，若假设广东 省海上风电的补贴标准为 1500 元/kW,若考虑地补，LCOE 降 0.05 至 0.42 元/kWh, IRR 提升 1.0 pct 至 5.9%;山东省 2022 年海上风电的补贴标准为 800 元/kW，若 考虑地补，LCOE 降 0.03 至 0.61 元/kWh, IRR 提升 0.4 pct 至 1.7%。

　　1.4 欧洲海上风电中长期市场空间广阔

　　需求端：关注欧洲海风中长期市场空间。2020 年 11 月，欧盟委员会宣布将海上 风电装机量从 12GW 增长到 2030 年的 60GW，到 2050 年达到 300GW。2022 年 1 月俄乌冲突后，欧洲多国陆续提速海风规划装机量。根据 GWEC 测算，预计 2022- 31 年间欧洲海风新增装机总计将达 141GW，CAGR 为 24%。