海上风电行业研究

　　温馨提示：如需原文档，可在PC端登陆未来智库官网（www.vzkoo.com）搜索下载本文档。一、国内海上风电起航，产业链与陆上风电差异巨大
　　2018年8月，我们曾发布了本系列报告的第一篇《海上风电渐入爆发期，千亿市场有望逐级打开》，在报告中我们详细分析了海上风电的发展前景、欧洲海上风电的发展经验以及我国海上风电现状。我们认为，国内海上风电正趋于加速发展期，行业成长空间巨大。而本篇报告，我们将进一步重点分析海上风电国内相关产业链的具体情况，并对海上风电的各产业链环价值量进行了分析。同时，还对海上风电的投资收益、地方补贴可能性进行了讨论。
　　（一）近海风电爆发，20年开发征程起航
　　2018年，我国新增海上风电吊装容量1.7GW，同比增长95%。2017年底，我国海上风电累计并网投运2.15GW，吊装量2.79GW，2018年预计达到4GW。同时，已开工在建项目26个，合计超过7GW，另有13个项目近5GW已核准启动了开工前的相关招标。我国海上风电已呈现出爆发式增长的态势。
　　四大海域项目全面启动，已核准项及在建项目规模28GW。截至2018年底，我国海上风电公开可见项目已经接近120个，整体规模已达到96GW，这些项目将在未来五至十年内陆续启动。在我国渤海、黄海、东海、南海，公开可见项目（投运、在建、核准、前期规划）总规模已经达到51GW。截至2018年底，以江苏、广东、福建、浙江为主的六个省份的已核准未并网项目合计已达到28GW（不完全统计）。
　　从资源总量上看，我国近海风电（水深5-50m，高度70米）的开发潜力为500GW。此前，我国海上风电（潮间带、近海、远海）中潮间带项目已经接近饱和，近海风电因补贴更高、发电小时数更长，在技术突破下、成本下降的驱使下，项目收益性也开始反超潮间带项目。远海项目，离岸距离60km以上，因为需要直流传输等技术问题，暂时还不具备开发条件。若按照4年后每年10GW的开发总量估计，我国近海风电迎来了20年的开发征程起点。
　　（二）与陆上风电产业链差异巨大，多个细分行业迎来新机遇
　　海上风电的投资构成与陆上风电有着非常巨大的差异。陆上风电的投资中，风机及其安装工程在总投资中的产比超过了四分之三，而其他环节费用仅占不足25%。然而，海上风电的投资中，风电机组及相关设备的占比不足50%，并且增加了水下的基础及施工、海上升压站、海底电缆等环节。从单位投资上看，近海风电目前的单位投资多集中在1.8~2.1万元/kW这一区间，较陆上风电目前6000~7000元/kW的单位投资高出一倍以上。因此，海上风电爆发带来的千亿级市场，在带动原有风电产业的同时，还将衍生出众多细分市场，在未来十至二十年的开发历程中，有望衍生出巨大投资机会。本篇报告还将会就海上风电的主要工序环节及相关上市公司进行梳理。
　　二、蛟龙入水，施工船舶设备扎堆交付
　　我国海上风电已经走过近10年历程，各个工序环节技术一直在紧追全球领先技术。在这10年间，海底电缆、海工设备及技术、高可靠性电气设备、大功率海上风机等领域技术陆续取得突破，海上风电产业的国产化已经全面实现。
　　（一）近海风电施工复杂，打桩、吊装设备是关键
　　近海风电施工流程更为复杂。近海风电因水深大、离岸距离远、海上环境复杂，工序与设备要求更高，具体表现为，风电基础、升压站建设、风机吊装、高压海缆敷设。
　　与海工船舶相似，但需要较多专用船舶设备。显而易见的是，近海项目离岸距离较远，所有的施工均需要相关的施工船配合。海上风电工程的施工安装与海上石油平台、跨海大桥等其他海洋工程施工类似，都需要注入基础施工、混凝土搅拌等设备。但是在一些特殊环节仍然需要专用设备，例如基础打桩环节较为特殊，需要打桩锤、钻机（嵌岩海床）等设备。最为特殊的是风机安装部分，需要有吊装、运输等中船舶配合，目前主要由自升式作业平台、大型安装浮吊和一体式安装船三类专用船舶设备。而海缆敷设也需要专用船舶，此前这类船舶设备在我国也较为少见。
　　（二）各类施工船陆续交付，2020年装机量有望突破4GW
　　1、液压锤打击能力增加114%，支撑2020年4GW以上吊装量
　　风机基础涌现多种解决方案。从国外经验看，基础形式一般有单桩、重力式、多脚架、导管架、吸力桶、漂浮式等。其中单桩、重力式和导管架基础已经有成熟经验，而吸力式和漂浮式基础尚处于试验阶段。国内目前在用的基础形式主要为单桩、高桩承台、多脚架、导管架、吸力桶等。
　　2018年，国内新增10架液压锤设备，打击能力增加114%。单桩、多脚架、导管架基础形式，都需要使用液压锤打桩船，这一设备成为了前期基础施工的瓶颈。2017年11月，龙源振华采购了德国的MENCK3500S液压打桩锤，具备水下30米以内打桩的能力，该锤可满足近海风电场6MW-8MW大功率机型单桩的沉桩施工要求。目前，液压锤主要供应厂商为德国MENCK和荷兰IHC，截至2018年底，国内共有25搜液压锤打桩船，其中5搜MENCK，19搜IHC及1搜TZ，总打击能力43800kJ。2018年，我国新增的10架液压锤设备的总打击能力23300kJ，同比增加114%。
　　打桩能力可以支撑2020年至少4GW装机容量。2018年新增的打桩锤主要在二三季度发货，我们预计在2019年开始投入使用。2018年我国新增海上风电吊装容量1.7GW，打桩施工对应在2017年底至2018年初，若假设2019年同比2017年打桩能力翻倍，并考虑到单台风机容量从平均4.5MW增加至5.5MW，可以估算目前的打桩能力可对应4.1GW，支撑2020年吊装量。
　　福建、广东存在嵌岩海床，2018年国内新增嵌岩钻机4台。与江苏、浙江沿海海床不同，福建、广东地区的海上风电项目或其中个别打桩地点还需要嵌岩钻机。我国2018年新增3台嵌岩钻机，目前共有4台投入使用，一台正处于交易谈判中。国内嵌岩钻机的陆续交付投运，将会有力支撑福建、广东地区的海上风电开发。
　　基础钢部件不存在产能瓶颈，传统海工类公司受益。风机基础部件产品与其他海工部件重合度较高，国内已有近20家相关生产企业。海上基础部件主要为单桩、塔筒、导管架等，此类产品多为钢结构件，目前不存在产能瓶颈问题。
　　2、18年国内吊装能力增加77%，可以实现5.6GW吊装量
　　海上风机的安装难度主要在于吊装环节，海上环境复杂且风机单体重量更大。2018年，我国新增10搜吊装船，新增吊装能力9410吨，同比增加77%。截至2018年底，我国共有24搜海上吊装及自升式平台，总体吊装能力达到了21万吨。其中单体最大吊装能力为＂龙源振华三号＂自升式平台，单吊吊装量达到了2000吨。
　　通常来看，风机吊装的正常施工效率为3天/台套，最快纪录为12小时/台（龙源振华公布数据），考虑到实际可施工时间（海浪、天气情况限制）每艘吊装船每年吊装台套数量约在30~50台套左右。若按照平均40台套/年、5MW/台套的平均量估算，现有吊装能力可实现吊装量5.6GW左右。
　　3、海缆敷设率先爆发，19~20年合计并网量6GW
　　2017年开始，国内海上风电回传用220kV高压海底电缆招标就已全面启动。从所需的海缆敷设船来看，因此前其他领域的海缆敷设发展较早，海缆敷设船舶施工能力并不存在瓶颈。目前国内具有220kV海缆铺设能力的敷设船共8艘，已经可以充分保障国内。值得注意的是，除了以往在通信海缆领域和传统海工领域的敷设船外，东方电缆和中天科技也在2018年分别拥有了自己的海缆敷设船＂东方海工01＂和＂中天5号＂。这一变化也主要源自于，海上风电项目的海缆招标，已经从以往的制造、敷设独立招标转向＂制造+敷设＂整包模式。
　　2017年开始海缆市场迅速爆发，东方电缆海缆业务同比2017年增长9倍，中天科技、亨通光电、汉缆股份等公司海缆订单也陆续落地。海底电缆，特别是220kV高压海底电缆目前的交付周期在9~12个月，并且交付时点多于并网时间节点临近。因此，高压海缆的订单量是第二年的海上风电并网量的前瞻指标，从2018年订单来看，仅东方电缆一家中标海缆对应装机规模就达到了1.7GW，中电科技订单对应装机规模0.9GW、亨通光电、汉缆股份订单合计对应0.88GW（不完全统计）。初步估计2018年已有订单在2019年至2020年对应项目并网合计有望达到3.5GW。
　　2019年春节过后，粤电阳江沙扒海上风电项目（220kV）、中广核阳江南鹏岛项目（35kV）公布海缆至中标公示，其中粤电项目对应装机300MW。今年后三个季度，还将陆续看到电缆招标，对应2020年至2021年初的并网装机有望继续提高。我们认为，按照2018全年度的海缆招标量来看2019年海缆招标订单对应规模应不低于3GW，2019~2020年对应并网规模有望达到6GW以上。
　　三、四海乘风，百GW空间静待开发
　　（一）2020年将超额完成规划，2030年有望达到100GW并网
　　1、十三五规划2020年并网5GW，开工10GW
　　根据国家能源局《风电发展＂十三五＂规划》，2020年底我国海上风电累计并网容量达到5GW，开工10GW。然而，从实际开工规模来看这一目标或将期前实现。截至2018年底，我国已核准、在建、并网项目累计超过110个，总规模已达到33.56GW。
　　在建规模6.19GW，即将动工规模5.54GW。根据我们统计，目前我国海上风电的在建规模已经达到7.29GW，以江苏、广东、福建、浙江为代表的四大省份一开始全面启动近海海上风电的建设，这一数字已与规划目标相差2.76GW。2018年内，主体开工的项目合计装机容量达到了4.8GW，这些项目将会在今明两年启动后续环节施工，并2020年底至2021年底陆续并网。此外，已核准并启动相关前期招标的项目合计已达到了5.54GW，集中分布在江苏、福建、广东。从投资规模上看，已开工项目投资总规模达到了1130亿元，启动前期招标的项目总投资规模达到了578亿元。
　　江苏一次性核准6.7GW，总投资规模1223亿元。2019年1月16日，江苏省发改委一次性核准了24个海上风电项目，总装机规模6.7GW，总投资1222.85亿元。这批24个项目均不参与风电＂竞价＂，不通过竞争方式配置和确定上网电价。按照此前的政策要求，相关项目需要在2年内开工，也就是在2021年之前（2019、2020年）开工才能够享受原有标杆电价，否则就需要参与到对应年度的竞争性配置评分进行重新核准。
　　2018年年内，广东、福建、天津等地核准项目规模近10GW。2018年，广东、福建在四季度末集中批复了一批海上风电项目。这些项目总投资规模达到了1911亿元。其中，广东省启动规模最大达到了7.2GW。
　　2、各省规划大幅提高，2030年有望达到100GW
　　从各省规划来看，2030年总装机规模有望达到100GW。到2020年，江苏将开工建设1600万千瓦，主要区域包括如东、东台、大丰、射阳、滨海等；广东预计到2020年开工建设1200万千瓦，投产200万千瓦，到2030年投产3000万千瓦，主要规划区域包括汕头、揭阳、汕尾、惠州、珠海、江门、阳江、湛江等地。未来五年至八年，江苏、浙江、福建、广东、海南、山东、上海、河北、辽宁等省市海上风电开工规模总计将达到7800多万千瓦（78GW）。
　　目前，越来越多的海上风电项目向20km以上的区域发展。在已知离岸距离的项目中，已投运的鲁能江苏东台海上风电项目，中心离岸距离（以下简称＂离岸距离＂）达到了36km，在建的国华东台4期（H2）、国电投大丰H3离岸、三峡大丰距离分别达到了42km、43km、45km，正在建设中的华能江苏大丰项目是目前已开工项目中离岸距离最远已达到了55km。在其余项目中，虽然未得到准确数据，但整体来看离岸距离已经大概率将超过20km。
　　3、经济带动性强、配额制考核预期，地方政府意愿强烈
　　设备、部件陆运受限，沿海设厂带动地方经济。海上风电从基础部件到风机主体，重量体积都非常巨大，只可依靠海运。目前，国内福建、广东、江苏、山东和辽宁，都已启动建设海上风电产业园。若未来按照1.6万元/kW的投资强度、每年平均6GW的建设规模测算，每年投资规模都在千亿元左右，对应到地方的产值规模也至少在800亿元以上。可以初步估计，海上风电产业每年对于沿海省份的税收贡献在80~120亿元左右。
　　配额制预期压力，海上风电成为有效着力点。2018年，能源局先后下发了三版《可再生能源电力配额及考核办法》的征求意见稿。按照最新的配额制征求意见，广东、江苏、浙江、福建四个省份的约束性指标和电量要求都较高。我们按照各省目前每年5%的用电量增速，以2017年发电量占比作为基准，不考虑其他类型新能源发电或特高压输入电量，可以测算出到2020年各个省份对于海上风电的需求在32GW左右。如果按照40%比例依靠海上风电假设，那么也有接近13GW的装机需求。否侧，地方省份只能通过购买绿证方式完成配额制的考核要求。
　　（二）投资成本下降趋势显著，度电成本五年内向平价看齐
　　1、近海风电项目投资已落入合理区间
　　单位投资成本多集中在1.8~2.1万元/kW的区间。根据我们项目库的统计，海上风电不同项目之间的单位投资差别较大，闽粤地区造价普遍高于江浙及其他地区。主要因为闽粤地区海床打桩存在嵌岩形式，造价更高，因此也更加需要大功率风机以均摊打桩成本。从统计的均值来看，福建、广东单位千瓦投资分别为2.11万元、1.96万元，江苏、浙江为1.79万元/kW。同时，这一组数据与福建、广东、江浙地区依次递减的海风功率密度（或发电小时数）也成正比。
　　海上风机价格国产优势显现。此前3-5MW海上风电机组价格无论是国产还是国外品牌，龙头企业之间产品价格相差较小。风电机组单位容量价格差距主要在机型上，大容量机组价格偏高，如2.5-3兆瓦机组和4-5兆瓦机组之间单位容量价格差距在1000元/千瓦左右；对于5兆瓦以上机组，国外和国内品牌存在较大差异，如GE6兆瓦机组价格接近1万元/千瓦；此外，由于采用大容量机组并在防腐、抗台风、可靠性等方面要求更高，海上风电机组价格显著高于陆上风电机组，价格为其1.5-2倍。
　　产能逐步释放、管理专业化分工，成本下降仍有空间。在之前的章节，我们已经讨论了海上施工船舶设备在2018年陆续下水交付，这些设备的大规模投运将会进一步降低前期施工成本。其次，我们罗列出的各地的海上风电产业园项目中，众多海上风电配套设备生产基地也将陆续落成投产，这些沿海产能的投放，加之国产化替代，也将降低各类产品的价格。最后，随着国内主要开发商在海上风电开发、施工管理方面的专业化程度提升，在流程管理等方面的效率将会快速提高，也有望进一步降低近海风电的开发成本。
　　2、度电成本仍有下降空间，距离平价仍需下降40%
　　海上风电的度点成本影响因素，主要在于单位投资、发电小时数、运维成本。
　　发电小时数多在2500小时以上，大功率、大叶片机型有望提升利用小时数。从功率密度来看，我国福建台湾海峡地区风功率密度最高，其次为靠近的粤东地区，江浙与粤西地区较为一致。从发电小时看，江苏、上海地区发电小时数约2500~2900小时，福建地区普遍在3500小时左右，部分实验5MW机型已可达到等效4000小时的记录。
　　此外，随着5~8MW大功率风机、直径150m以上大叶轮（扫风面积提升）的投入使用，部分地区的发电小时数已经有了跃升。
　　目前，行业普遍估计海上风电运维成本在度电成本中的占比25~30%左右，这一比例远高于陆上风电10~15%的比例。海上风电离岸距离较远，运维需要使用专门的运维船，将运维人员和工具设备送至风电场，并且同时受到气候条件、潮汐变化等多种因素的制约，运维难度远高于陆上风电场。随着海上风电基地的集中开发，运维设备、人员的费用将有望均摊，从而进一步压低海上风电的运维成本。
　　距平价上网度电成本仍需下降40%。目前，江苏、福建、浙江、广东的平均脱硫脱硝煤电标杆上网电价分别为0.39、0.37、0.43、0.44元/千瓦时，而海上风电的成本仍在0.5元左右，若需要保证实现平价上网，仍需要45%左右度电成本降幅，也就是0.27元/kWh左右。我们按照度电价格0.45元/kWh、投资成本11000元/KW、发电小时数3000小时、运维成本180元/kW·年假设，项目20年全资税前收益率可达到8.5%。
　　（三）地方补贴可能性增加，竞争规则竞价空间有限
　　1、竞争性配置方案显示地方政府意愿
　　目前，已经在建项目基本已锁定了0.85元/kW的度电标杆电价（近海风电项目）。按照能源局2018年底的文件要求，2019年开始全国风电包括海上风电，将按照竞争性配置要求进行竞争核准，其中包括有电价评分项且评分权重不低于40%。福建、江苏、广东已出台相关政策（假设新的近海风电标杆电价下调至0.75元/kWh）：
　　竞争规则避免恶性竞争，保障近海风电收益率与开发强度。以福建省为例，如果近海风电标杆电价下调至0.75元/kWh，，最终竞争性配置评分中电价在0.64元便获得了40分满分，并且在0.71~0.64范围内每1分钱的评分贡献比例千分之二的比例（0.2分/100分），报价大概率将落入这一区间。同样的道理，江苏的报价大概率区间在0.7~0.71之间。广东因不舍最高上限，因此竞价区间大概率在0.7元以下，但的分边际贡献也只有千分之五（0.05分/100分），报价空间在0.65~0.7元/kWh左右。若按照上一节收益率表估计，这些省份项目的全资税前收益率大概率在8~9%左右。从这三个规则可以看出，地方政府也在尽可能的保证海上风电的开发力度，也侧面验证了我们前面的分析：近海风电的开发对于地方经济带动性强，并有希望缓解这些省份可再生能源配额制上的考核压力。
　　近海风电工期长，补贴调整影响2022年并网项目。今明两年，海上风电的并网项目均为2016~2018年已施工的项目，前期施工成本与运维成本较高，因此在0.85元的标杆。海上风电的施工周期在两至三年，2019年新核准项目开工节点应在2019年底至2020年初，吊装时间节点应在2021年底至2022年初。
　　2、补贴或将转向地方，地方政府有承担意愿
　　为测算海上风电产业发展与补贴的经济账，我们做出几点假设：1、海上风电在2026年实现平价；2、2021年起国内海上风电装机规模达到6~10GW；3、配额制落地实施，2020年平均度电绿证价格0.1元/kWh，逐年递减。
　　带动地方经济，沿海省份分享超100亿元税收。从中长期看，假设2026年实现海上风电的平价上网，此期间每年海上风电投资规模在6~10GW之间，单位投资在17000万元假设，每年投资规模达到900~1700亿元/年，其中设备需求在700~1300（80%）亿元/年，对地方的税收贡献在101~195亿元/年。与此同时，对于钢材等重型部件上游也有一定的带动性，上游税收仍有贡献。整体来看，海上风电对于东南沿海四省的经济、就业、税收带动性都非常强劲。
　　若我们按照度电平均0.3元补贴强度（对应江苏、福建、浙江、广东的平均上网电价0.69、0.67、0.73、0.74元/千瓦时）、每年新增8GW、平均发电小时数2700小时测算，海上风电的新增年补贴规模约为65亿元（0.2元补贴对应43亿元）。假设6年（2026年）后实现平价，那么六年间的新增补贴规模（按20年计算）在4000亿元左右。与此同时，海上风电产业在沿海地区20年的税收贡献约在2500亿元（年均125亿）。
　　海上风电未来20年可节省沿海四省购买绿证资金500亿以上。根据国家配额制（征求意见）要求，未来绿证价格将会市场化交易认购价格由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格，国家规定绿证的价格不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴（2018年标杆电价对应风电约不超过0.15元/度、光伏约不超过0.2元/度）。我们假设，未来交易绿证价格平均为0.1元/度，那么沿海省份在没有新增新能源发电基础上、2020年绿证交易资金需求约在96亿元。那么如果支持海上风电建设，对应20年的节省绿证购买资金至少也在500亿元以上。
　　按照我们以20年海上风电产业发展估算，海上风电的整体补贴资金规模在4000亿元左右，地方政府的获益资金规模在3000~3300亿元左右，仅存在1000亿元资金缺口，平均每年50亿元的资金缺口。考虑到未来几年，陆上风电、光伏平价后，国家可再生能源基金补贴有望转向重点支持海上风电的发展。