来源：华创证券 2018-10-22 08:53中国投资咨询网 A-A+

海上风电具备较好的发展前景。海上风速一般相对陆地要高，风力稳定性也相对较好、沙尘较少;因此可以稳定的进行大功率输出，减少风机磨损。同时由于海上风电不占用土地资源，一般临近经济发达地区，不存在消纳困难，因此海上风电尤其适合拥有大规模海岸线的国家进行开发。

欧洲海上风电开发经验丰富，具备较大的参考价值。丹麦、英国、德国等欧洲国家为全球海上风电建设大国，累计装机容量以及新增装机容量在全球范围内都占据着举足轻重的地位。丹麦是全球风电使用占比最高的国家以及最早从事海上风电开发的国家，风电产业发展最为领先、完善。英国作为四面环海岛屿国家，通过政策引导，建立了目前全球最大的海上风电场。德国海上风电起步相较丹麦、英国晚，但通过一些列政策引导，推动了海上风电产业链的快速发展、健全，并通过引入竞价机制，最早实现了海上风电的平价上网。因此欧洲国家海上风电的发展，对于国内未来海上风电的发展具有十分重要的借鉴意思，对于预测未来国内海上风电发展方向具有重大的参考价值。

我国海上风力资源储备丰富，具备较高的开发价值。我国海岸线长约 18000 多公里，可利用海域面积 300 多万平方公里，拥有岛屿 6000 多个。近海风力资源主要集中于东南沿海地区及其附加岛屿。根据此前风能资源普查的结果显示，我国 5-25 米水深、50 米高度海上风电开发潜力约 2 亿 kW;5-50 米水深、 70 米高度海上风电开发潜力约 5 亿 kW。丰富的资源潜力，以及较好的消纳能力，决定了我国海上风电将大有所为。

海风开发渐入加速季。从 2007 年中海油渤海钻井平台 1.5MW 实验机组开始，我国海上风电发展至今已近 12 年。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。而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，国内海上风电开发逐步进入了加速期。2017 年国内海上风电实现新增并网容量 1164MW，同比增幅达 96.62%;累计并网容量达 2788MW，排名全球前 3，仅次于英国和德国。预计随着各地政策的持续加码，海上风电技术不断完善，投资成本的不断下降，国内海上风电正进入加速发展阶段。

一、海上风电源起欧洲，成本下行推动快速普及

世界上第一个真正意义上的海上风电场起始于欧洲的丹麦，以 1991 年投运的丹麦 Vindeby 海上风场为标志，海上风电发展至今已经有 27 年历史。Vineby 风场共计由 11 台 450kW 风机组成，机组距离海岸线仅 1.5-3kM，而目前新增的风机容量普遍达到 6-8MW，装机距离海岸线达数十公里。海上风电技术水平、成本控制都已经有了长足的进步，应用范围不断推广，展望未来海上风电前景非常广阔。

(一)海上风电的基本概述海上风电主要是指借助于建造在水中的风机进行风能发电，“海上”目前主要指沿海大陆架，但也包括内陆的湖泊、海峡、潮间带等。以 1991 年丹麦投建第一座海上风电起，全球海上风电已历经近 27 年发展，截至 2017 年底海上风电累计装机规模达 18.814GW，海上风电正呈现加速发展的趋势。

1、海上风电的三种基本形式

海上风电主要是指借助于建造于水中的发电机组进行风能发电，这里的“海上”主要是指沿海大陆架，但也包括内陆的湖泊、海峡、潮间带等区域。发展早期受制于风机技术、吊装能力以及海缆等因素，海上风电主要安装于距离海岸线较近的区域。而随着技术端不断成熟，以及开发经验的积累，海上风电开发已可以逐步走向近海及远海区域，可开发资源量大大增加。

目前海上风电的开发形式主要以潮间带、以及近海风电为主，也有少部分远海风电。潮间带主要是指平均最高潮位和最低潮位间的海岸，也就是海水涨至最高时所淹没的地方开始至潮水退到最低时露出水面的范围。而近海风电则为一般指海岸较近(10-50km)仍处于大陆架范围内建设的风电场,而远海风电则一般距离海岸线(>50km)。潮间带为我国特有的开发形式，我国发展潮间带风场主要因为我国东部临海沿海地区临近电力负荷中心，电网容量较大，能够节约电力传输成本，发展潮间带海上风电可以与陆上、中深海上风电进行成本比较，形成一条更适合中国的海上风电形式。而欧洲国家普遍以近海海上风电为主，由于欧洲海上风力资源远远好于陆上风能，因此海上风电新增的发电量能够覆盖海上风电开发所增加的成本。

2、海上风电开发难度远超陆上风电

由于海上相较于陆上更为复杂恶劣的自然环境：如盐雾腐蚀、海浪载荷、海水冲撞、台风破坏等因素，因此海上风电的设备要求远高于陆上风。

海上风机机组的功率以及叶片相较于陆上风电更大，且对于运行稳定性以及叶片的耐腐蚀性要求更高。目前陆上风电机组较为常见的为 2-3MW 机型，技术上以双馈为主有部分直驱机型，风机叶片相对较短;而海上风电普遍新增装机机组功率大于 5MW，主流的机组功率为 6-8MW，在研制的大型机组达到 10MW 或以上，技术上以半直驱或者直驱为主，叶片普遍长于陆上风电。

且由于安装于海水区域，塔筒基座相较于陆上风电要求更高，一般需要根据水深、水位变动幅度、土层条件、海床坡率与稳定性等一系列要求进行综合考虑进行设计安装。目前常用的基座类型主要包括单桩基础、重力式基础、桩基承台基础(潮间带风电机组)、高桩承台基础、三角架或多脚架基础、导管架基础等。

一般来说，海上风电基座随着水深增加结构趋于复杂，相对造价也就更为高昂;但同时随着水深的增加，风力资源相对更为优良，可利用小时数会有显著提升。

同时为了方便从海上向陆上电力输运，海上风电一般需要根据项目距离海岸线的长度使用专用输运电缆。通常潮间带项目(除海上潮间带)只需要 35kV 的场内海底电缆;近海项目(10-50kM)范围内，通常需要使用 220kV 回岸电缆;而远海项目，从国外情况看 100kM 以上的海上风电已经不适宜使用交流并网，而一般需要采用柔性直流输运。因此随着海上风电开发的深入，输运电缆的要求也会越发的严格。

因此海上风电一般主要可以 7 块部分：

1、发电机组

2、风电基础

3、矩阵电缆

4、海上配电站

5、海底电缆

6、陆上电缆

7、配电站.

其中 1-3 一般归属于项目开发商运营和维护，4-7 归海上输电业主运营和维护。与陆上风电相比，海上风电既有相同部分，也有自己专属和复杂的系统部分。

由于海上相对困难的施工条件，往往需要专门的吊装设备以及吊装工艺。根据欧洲地区海上风电施工公开报告显示，海上风电机组的安装方式主要分三种：1、千斤顶安装 2、半沉式安装 3、漂浮式安装，安装工艺的选择主要取决于海水深度、起吊机的能力和驳船的载重量。

同时相较于陆上风电，海上风电由于远离海岸，风电机组在恶劣的海洋环境下，螺栓等易损件失效加速，机械和电气系统故障率大幅上升，导致检修维护频次加快，一般需要定期进行检查和为主，而运行与维护需要特殊的设备和运输工具

3、成本持续下行，推动应用普及

海上风速一般远高于陆上风速，且风力持续性好于陆上，因此风电利用小时数一般高于陆上风电。海上风电不占用陆上土地资源，装机一般不受地形地貌影响。海上风速高、资源密度高，因此适合大型风电机组运行。且沿海地区一般经济较为发达，电力消纳能力强，因此海上风场一般距离负荷中心距离更近，可以有效避免高压线路的输运损失，也不存在消纳困难。因此基于以上的优点，虽然海上风电开发较困难，且成本亦远高于陆上风电，但仍有希望

通过提升发电小时数覆盖成本的提升。同时基于海上风电的一些特定优势，各国政府对于海上风电也较为青睐，出台了一系列扶持政策鼓励海上风电发展。而随着海上风电逐步发展，技术以及安装经验的成熟，其成本也有了较为显著的下降，尤其以海上风电打桩、风机调度成本，均出现了快速的下降。同时欧洲各国通过推动竞价机制推动海上风电成本的发现。虽然初期成本较高，但经过几年发展，欧洲海上风电逐步走向了平价。2017 年 9 月 11 日英国海上风电竞出了 57.5 英镑/Mwh(0.5 元/kWh)的价格，相较于几年前的价格下降约 50%，显示出了海上风电成本下降的潜力以及未来发展的巨大潜力。

成本的持续下行，也带动了海上风电的快速普及，全球主要沿海岸国家尤其是欧洲国家占据全球海上风电装机量一半以上，丹麦、英国、德国、西班牙等海上风电发展尤为迅猛。

二、欧洲主要海上风电装机大国发展回顾

欧洲海上风电发展至今，无疑是非常成功和值得借鉴的。目前欧洲海上风电每年新增装机容量仍在全球新增装机中占据着主导性地位。而中国海风资源丰富，能源局以及地方政府也规划了规模庞大的海上风电发展计划，因此回顾欧洲海上风电的发展对于中国海上风电的发展具有重要的借鉴意义。

(一)丹麦海上风电发展与规划

1、丹麦海上风电发展与回顾

丹麦是全球最早利用风力发电的国家之一，由于自然资源的缺乏，丹麦自 1891 年就开始了风电的研究。第一次世界大战期间，由于石油的短缺，刺激了丹麦风电行业的快速发展，至 1918 年丹麦 25%的发电设备为风力发电。而由于发展初期风机功率普遍较小、装机数量较多，2011 年巅峰时期，丹麦风机数量达到 6200 多台，其中一半以上单机功率不足 500kW。因此陆上土地资源很快面临瓶颈，拥有较长海岸线的丹麦将目光转向了海上风电。

1991 年丹麦建成了全球首个海上风电场(装机容量约 4.95MW)，成为全球第一个将风电延伸至海上的国家。随后丹麦开启了一系列的小型示范项目。

1997 年丹麦发布《海上风电行动规划》，建议在几个区域集中开发大型海上风电项目。该计划筛选出了未来适合建设海上风电场的五个区域。这五个区域主要基于前 2 个小型试点项目(Vindeby 和 Tuno)的经验以及政府委员会的 -100% -50% 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 装机容量 同比风电设备行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可(2009)1210 号 10 工作建议。由于与帆船航线等其他用海需求冲突，有 3 个海上风电规划区域随后被排除。主要建成了 Horns Rev I 和 Nysted 两个大型海上风电场，其装机容量分别达到 160MW 和 165MW。

2007 年 4 月，丹麦发布《2025 年未来海上风电场选址》，海上风电空间规划委员会详细分析了 23 个具体的可能选址(每个场址 44 平方)，而由于用海需求的不断变动，2011 年丹麦对于报告的选址进行了更新。根据报告选址规划进行推测可容纳装机容量达 4200MW，占丹麦电力需求的 50%。目前不少选址已进入实质开发阶段，如 Horns Rev 3(400MW)和 Kriegers Flak(600MW)。

由于近海风电开发性价比高于海上风电，2012 年丹麦从 2011 年开展的选址规划中筛选出 15 个近海风电场址，并进行了战略性环境评估，每个场址装机规模约 200MW。

2、丹麦在运行海上风电情况

丹麦海上风电场的建设项目部分由电力公司根据政府指令或通过招标建设而成，部分则为当地风机所有人协会部分或全资拥有。截至 2016 年底，丹麦接入电网的海上风电机组容量接近 1300MW，为全球最大的海上风电开发国家之一。而 Vindeby 海上风电场也于 2017 年运营 26 年后成功退役，丹麦海上风电发展积累了丰富的经验。

发展海上风电的同时，政府通过引入招标竞价机制推动丹麦海上风电场电价不断下降，从而也带动了海上风电的应用推广。2016 年丹麦推动了 2 轮风电竞标，第一轮 Vattenfall 以 17.5TWh(175 亿 kWh)电量 0.475 丹麦克朗/kWh 的电价中标(预期0.7丹麦克朗/kWh);而2016年底揭晓的 Kriegers Flak风电场更是进一步降至0.372丹麦克朗/kWh。招标一般由政府承诺以竞出的电价，在一定保障小时数以内进行全额收购。当企业发电量超出保障小时数之后，则需要以市场价格参与电力交易。

3、丹麦海上风电发展的总结与启示

2014 年丹麦风力发展占其电力供应总量的 39.1%，2015 年风电占比达到 42%，而 2017 年丹麦风电机组装机容量达到 5.3GW，全年风力发电量 14.7TWh，风能发电占比为进一步提升至 43.6%。预计到 2020 年这一数字将进一步提升至 50%，而到 2020 年丹麦海上风电装机容量有望实现翻倍，新增装机容量有望达到 1350MW。风力发电在丹麦能源结构中扮演愈发重要的角色，而海上风电发展也呈现良性的高速发展趋势，装机规模和占比不断提升。

丹麦海上风电装机容量占全国风电装机容量的约 24%，且预计这一比例仍将继续提升，丹麦的海上风电发展无疑是成功的，其发展经验主要在于：1、政府为企业做好初期海上风场的调研工作，作为公共服务，以降低海上风电开发成本，同时有助于企业的投资决策。2、由政府部门为企业投资、规划和建设提供一站式服务，提高开发效率。3、由政府部门牵头进行前期的环境和选址协商，避免后期由于开发涉及各利益主体，影响开发进度，从而降低企业开发的风险。

(二)绿证政策下的英国海上风电后来居上

1、英国海上风电发展与回顾

英国海上风电起步晚于丹麦，但由于丰富的海上资源、完善的政策扶持体系以及强大的消纳能力，2017 年末英国海上风电实现累计装机容量 6836MW，占据全球海上风电市场份额 36.3%，装机量全球第一。

1990 年英国开始实施的《非化石燃料义务政策》中，最早提出了发展海上风电作为提高非化石能源电力比例的一项重要措施。在这一政策指引下，2000 年 12 月英国第一个海上风电项目在 BlythHarbour 开始筹建，也由此拉开了英国海上风电发展的大幕。

2000 年 12 月英国启动第一轮海上风电建设，项目以开发商自由选址，向英国皇家资产管理局租赁海域的形式进行开发。租赁期 22 年，单个风场面积不超过 10km2，机组数不超过 30 台。2003 年 12 月第一个风电项目 NorthHoyle 竣工，以 2013 年 Teesside 项目实现并网标志着整个项目的全部竣工。第一轮海上风电项目建设前后历时 13 年，共涉及 16 个项目，总装机规模达 1200MW。

由于第一轮采取企业自由选址，在实际后期操作中存在着审批、规划困难等一系列实际问题。2002 年 7 月启动的第二轮风电计划吸取了这一教训，指定利物浦湾、泰晤士河口湾和北海的沃什湾三个海上区域作为特定开发区域。第二轮开发计划仍为 16 个项目，规划装机容量 6.4GW。2010 年 4 月 GunfleetStand2 项目竣工为该计划首个投产项目。

2008 年 6 月英国启动第三轮海上风电发展计划，此次共规划 9 个海域，总装机规模超 25GW，超过前 2 轮规模总和。

2010年5月，英国皇家资产管理局对于第一轮计划以及第二轮计划中的7个项目进行了扩展，扩展总容量达到12GW。

2、政策扶持下的海风迅速崛起

英国海上风电的快速发展离不开有力的政策支持，其中配额制的实施对于推动海上风电发展起到了非常重要的作用。 2002 年英国开始推行可再生能源配额制：即要求电力供应企业必须含有一定比例的可再生能源电力。2003 年这一比例设定为 3%。随着新能源的发展，这一比例不断提升，至 2010 年这一比例提升至 10.4%。并在 2015 年提升至 15.4%，而苏格兰政府计划在 2020 年进一步提升至 40%。

而电力生产企业每生产 1MWh 的可再生能源即可获得一定数量的“可再生能源义务证书”，证书可以用于交易，没达到配额制要求的企业需向拥有富余证书的企业进行购买或接受罚款。证书的价格从 2007-2008 年度的 34.3 英镑上涨至 2012-2013 年度的 40.71 英镑。为了促进海上风电的发展，英国规定 1WMh 海上风电电缆可以获得 1.5 个可再生能源证书，并在 2011 年将这一比例进一步上调至 2 个证书，远远高于其他可再生能源，因此对于推动海上风电的发展起到了强大的推动作用。

2012 年英国进一步推动可再生能源补贴的政策的发展，提出了“差价合约政策”，即成立国有的差价合约交易公司，可再生能源发电企业与差价合约交易公司自愿签订以固定电价出售电力的协议，不受电力价格的波动影响，差额由国家补贴解决，企业可以在配额制和“差价合约”中二选一。

除了配额制以及补贴政策扶持上，英国在审批管理、产业链扶持、技术研发补贴以及税收优惠上，均做了相应的规定，从而成功推动了英国海上风电的快速发展。根据投产时间，英国海上风电的价格从 2018 年的 119.89£/MWh 迅速下降至 57.5£/MWh，下降幅度超过 50%，取得了较大的成功。

3、英国海上风电发展对于中国的启示

英国仅用 10 余年的发展，就成为第一大海上风电国家，对于中国海上风电的发展具有重要的参考价值。首先，需要提升海上风电重视程度，明确发展计划，充分调动地方政府以及企业的积极性。其次，需要完善全产业链扶持政策，明确补贴方式。同时，政府的审批以及管理效率需要提示，才能加速海上风电的开发进度。最后，通过技术进步，不断推动发电成本下降，从而实现海上风电的平价化以及普及化。

(三)竞价推动下的德国海上风电走向平价

1、可再生能源法修订后的海上风电爆发

由于相对复杂的申请程序、严格的环保要求(至少离海岸线 30km 外进行海上风电开发)以及 2000 年出版的《可再生能源法案》不区分陆上风电与海上风电补贴标准，德国的海上风电起步相较于丹麦以及英国要晚，且初期发展速度远低于两国。

2004 年 8 月德国公布公布修订后的《可再生能源法》，其中明确将陆上风电与海上风电进行区分，海上风电电价达到了 13 欧分/kWh，当年德国在北海地区 Emden 建成了第一台 4.5MW 风机。

2006 年德国在波罗海 Rostock 新建一台 2.5MW 的风机，2008 年在北海地区 Hooksiel 新增一台 5MW 风机。

2008 年 6 月，德国再次修订《可再生能源法案》，将海上风电标杆电价进一步上调至 15 欧分/kWh，上调后的电费直接推升了海上风电的投资回报率，至此海上风电在德国开始了爆发性的增长。同月德国政府批准了一项气候变化政策—《气候与能源计划》，旨在实现到 2020 年比 1990 年降低二氧化碳排放量降低 40%的目标。

2010 年德国建成投运了第 1 个海上风电场 Alpha Ventus，位于 Borkum 岛西北 45km 处的北海，该风场由 12 台 5MW 机组构成，于 2010 年 4 月投入运行，8 月开始正式发电，是世界上第一座成功实现并网使用的 5MW 风电机组的海上风电场。同时 2010 年 9 月 28 日德国政府通过新法案，规划于 2020 年可再生能源发展占比由 16%提高到 35%，到 2030 年这一比例提升到 50%，到 2050 年则提高到 80%。由于德国陆上风电开发逐步趋于饱和，因此可再生能源发展重点落在了海上风电。德国政府计划 2015 年海上风电装机 300 万 kW，到 2020 年达到 1500 万 kW，2030 年达到 3000 万 kW，风场开发计划主要集中于北海以及波罗的海域。同时对于补贴电价进行了调整，对于 20 年的补贴期限设立了“标准”和“加速”两种电价模式：标准模式下，前 12 年属于第一阶段，固定上网电价为 150 欧元/MWh;剩下 8 年属于第二阶段，固定上网电价为 35 欧元/MWh。加速模式下，前 8 年属于第一阶段，固定上网电价为 190 欧元/MWh;后 12 年属于第二阶段，固定上网电价为 35 欧元/MWh。对于风场距离海岸线距离以及水深的不同可以延长第一阶段上网电价期限。发电商可以在标准模式以及加速模式下进行自主选择。

2014 年德国再次修订可再生能源法案，并将可再生能源发展目标进行了细化，提出 2025 年实现可再生能源消费比例至少占终端消费能源比例的 40-45%，2035 年实现 55-60%，2050 年实现 80%的目标。提出到 2020 年实现 650 万 kW 海上风电总装机目标。并将海上风电每阶段 4 欧元/MWh 市场管理溢价补贴直接转化为上网电价，适用于 2020 前并网的发电项目。

2、竞价机制导入下的海上风电平价上网

2017 年 1 月 1 日 EEG-2017 法案正式生效，开始引入了竞价招标模式。法案主要有三大目标：一、按照规划路径有序发展可再生能源 二、努力达成最低的能源总成本 三、通过竞标为所有参与能源开发者提供一个公平的市场环境。法案对于海上风电发展也提出了具体的目标：1、2021-2025 年，海上风电总招标装机容量为 1GW 2、从 2026 年开风电设备行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可(2009)1210 号 14 始，每年招标的平均装机容量为 840MW 3、到 2030 年实现海上风电装机容量 15GW 目标。对于海上风电的竞价也分为过渡期竞标，主要是为了解决一些已完成大部分审批流程，但不能在 2021 年 1 月 1 日前实现并网运行的海上风电项目;对于 2025 年以后并网项目采取则采取集中式竞标模式。

德国政府对于海上风电投标价格上限设定为 120 欧元，市场普遍预计竞价结果介于 100-120 欧元/MWh。2017 年 4 月 13 日德国政府公布了首轮海上风电竞拍结果，4 个风电项目中 3 个项目投标结果为补贴为 0，大大超出了市场预期。四个风电项目全部位于北海海域，总装机容量为 1449MW，世界最大的海上风电开发企业-丹麦东能源公司赢得了其中 3 个项目的开发权，分别为 OWP West(240MW)、Borkum Riffground West 2(240MW)、GodeWind(110MW)，合计规模 590MW，其中 OWP West(240MW)与 Borkum Riffground West 2(240MW)完全不依赖政府补贴;而德国电力公司 EnBW 也以零补贴获得了 HeDreiht 项目的开发权。这属于海上风电首次不需要政府补贴，具有重要的象征意义。这些项目最终投资决策将于 2021 年敲定，并计划在 2024 年投运。预计随着首批不需要补贴的海上项目的出现，后续更多的无补贴项目将陆续出现，从而推动海上风电的广泛发展。

3、德国海上风电发展的启示

德国海上风电从初期未有专门扶持政策，到逐步差异化对待海上风电与陆上风电，再到提升补贴推动海上风电起步，到引入竞价机制。德国成功地推动了海上风电的发展，并引导海上风电价格发现，从而成功实现了海上风电的平价化进程，对于中国海上风电的发展具有极大的参考价值。

首先，根据修订后的 EEG-2017 法案，2021 年之后并网的项目将由德国联邦海事和水文局 BSH 完成前期选址、地勘等基础性工作，这一方面降低了企的行政审批难度，且避免不同企业重复勘测所造成的资源浪费，大大降低了企业的开发难度和风险。

其次，由政府统一规划电力外送设施。德国海上风电场集群都由政府委托 TenneT 公司配套建设高压换流平台以提供并网服务，从海上到岸上的送出海缆及陆上输电系统也都由 TenneT 公司来建设。而风电场运营商仅需要安装风机、基础、场内海缆及场内交流升压平台等设施，而不需要投资建设外送电力设施。从而可以有效降低企业投资，间接降低电力成本。

最后，政府通过提供充分、完备的信息引导企业有序竞争。政府招标前将风场资源详细情况以及项目具体要求予以公开，并给予企业充分的时间进行测算和和评估，从而最终引导充分而良性的竞争。

三、中国海上风电崛起，千亿市场有望逐级打开

(一)国内海上风电的起源与发展

1、国内海上风电资源丰富，发展前景广阔

我国海岸线长达 18000 多公里，岛屿 6000 多个，近海风能资源主要集中在东南沿海及附加岛屿，风能密度基本都超 300 瓦/㎡，其中台山、平潭、大陈、嵊泗等沿海岛屿风能密度甚至超过 500 瓦/㎡。根据此前风能资源普查结果，我国 5-25 米水深、50 米高度海上风电开发潜力约 200GW;而 5-50 米水深、70 米高度海上风电开发潜力约 500GW，因此我国具备良好的海上风电开发资源基础。

台湾海峡海平面 90 米高度区域平均风速介于 7.5-10 米/s，部分地区年均风速超过 10 米/s，风场基本以 IEC I 类或 I+ 风电设备行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可(2009)1210 号 15 为主，具备极佳的开发价值。而沿台湾海峡往北的浙江、上海、江苏地区海域，海平面 90 米高度平均风速降至 7-8 米/s 之间，浙江以及上海地区海上风场大多属于 IEC II 至 I+类风场，而再向北部的江苏海域大多属于 IEC III 或 II 类。而从台湾海峡向南的广东、广西区域，海平面 90 米高度年平均风速降至 6.5-8.5 米/s，这些区域海上风电场大多属于 IEC I+类或 II 类。位于环渤海和黄海北部的辽宁、河北海域，海平面 90 米高度年平均风速基本介于 6.5-8 米/s 之间，该区域的海上风电场大多属于 IEC III 类。

目前具备较好海上风力资源的沿海城市经济普遍相对发达，电力消纳能力充足，几乎不会存在弃风、限电困扰，这也为发展海上风电带来了较好的应用前景，国内海上风电开发具备广阔发展潜力。

2、“十二五”期间海上风电发展总结

从 2007 年中海油渤海钻井平台 1.5MW 实验机组开始，我国海上风电发展至今已近 12 年，随着国产设备发展成熟，成本不断下降，海上风电发展逐步进入了加速期。

根据国家能源局“十二五”规划，2015 年国内建成海上风电 5GW，力争 2020 年海上风电装机容量达 30GW。并明确2017年以前(不含2017年)投运的近海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。但是由于初期缺乏开发经验，且海上风电开发难度相对较高，导致海上风电开发成本居高不下;且设备端国产化不够成熟，导致风机频繁出现事故。在当时的标杆电价下，海上风电场投资并不能获得较好的投资回报率。“十二五” 期间海上风电整体发展低于预期，截至 2015 年末国内海上风电实际并未容量仅 750MW，距离 5GW 目标差距较大，实际完成率仅 15%。

“十二五”期间由于国内海上风电产业链不完善，国产大型风电机组缺乏，大型吊装船只缺乏的一系列因素导致开发成本偏高。部分项目全生命周期度电成本甚至超过上网电价，因此实际发展情况远低于规划。

(二)政策持续加码，海上风电迎来加速发展期

1、政策扶持，海上风电迎来加速发展期

“十三五”期间为了推动海上风电的健康发展，同时吸取了“十二五”的一些教训，国家能源局制定的《风电发展 “十三五”规划》对于海上风电发展目标进行了调整，提出确保 2020 年实现海上风电并网 5GW，力争开工 10GW。同时为了保证海上风电的投资回报率，对于海上风电的标杆电价并未作下调，潮间带海外风电维持 0.75 元/kWh，近风电设备行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可(2009)1210 号 16 海风电维持 0.85 元/kWh。

同时能源局针对天津、江苏、浙江、上海、福建、广东、海南等制定了并网容量计划合计 5GW，并针对天津、辽宁、河北、江苏、浙江、上海、福建、广东、海南制定了“十三五”开工计划合计 10.05GW。

在能源局制定《风电发展“十三五”规划》之后，各地方政府也积极响应能源局号召，结合各省的资源情况，制定了本省的海上风电发展计划以及相应的扶持方案。

而目前已出台省内规划方案的省份有：江苏、浙江、福建、广东、海南、山东、上海、河北、辽宁合计 9 个省份，截至 2030 年已出台规划海上风电并网容量累计高达 96.12GW。

2、海上风电迎来加速期，千亿市场有望逐级打开

随着国家层面的扶持政策持续加码，以及各地方政府的发展细则陆续出台，海上风电的发展政策基本清晰。而海上风电开发经验的逐步积累，以及各环节设备国产化的持续推进，海上风电的开发成本持续下降;风机运行稳定也持续加强，发电成本不断下降，海上风电投资回报率逐步进入相对理想区间，装机量呈现爆发式增长。2017 年国内海上风电实现并网容量 1164MW，同比大幅增长 96.62%。截至 2017 年末，国内海上风电累计并网容量达 2.79GW，并网容量仅次于英国与德国。

根据统计，2017 年国内共核准海上风电项目 14 个，合计规模 4.07GW，主要以央企以及地方国企为主。而 2018 年 1-5 月份国内新增核及待核准项目准达 1800MW，在建项目达 1514.4MW，已公布造价项目平均建设单价 17.56 元/W。

随着国内海上风电核准指标的释放以及核准指标陆续进入开工建设期，“十三五”末国内大概率能够实现 10GW 以上的装机容量，因此 2018-2020 年国内有望实现新增 7-8GW，考虑到 17.56 元/W 的平价造价，对应 3 年市场空间有望达到 1229.2-1404.8 亿元。而考虑到 2030 年国内 96.12GW 的开工计划，以及海上风电未来的成本下降幅度，对应远期海上风电市场总空间有望超万亿。

而目前海上风电项目主要由设备费用、建设安装费用、其他费用(用海、用地费用、项目建管费用、生产准备费用)以及财务费用四部分构成。其中设备费用占比最大，一般超过 50%，其中主要有风电机组、塔架基础、线缆、电气设备(升压站、陆上集控中心)等构成。

海上风电巨大的装机量将带来国产设备以及安装运维广阔的市场空间。其中设备端：海上风机、海上基础架、海缆需求将出现巨大的增量需求;而安装运维端由于国内海上安装船只相对匮乏，专业的安装运维人员相对稀缺，也将催生巨大的市场空间。

参考欧洲三国海上风电发展经验，中国海上风电的健康发展需要政府与企业共同努力。政府方面需要从政策上给予扶持和引导，对于测风、手续审批、风场资源开发可研、电网接入等提供基本服务，可以降低企业的开发成本和避免不必要的重复劳动。企业方面也需要竞价机制的引入，不断推动更低成本的方案被发现、应用，从而实现降低发电成本下的良性扩张。