前言

中國“十二五”規劃將海上風電納入能源發展目標后，海上風電體系才日趨進步。2017 年，中國海上風電累計裝機量達到2.79GW，占全球海上風電累計裝機量14.8%，正在對歐洲形成追趕之勢。

一、資源與儲備豐富，發展規劃逐漸明晰

1、國內海上風電資源豐富

國內海上風能資源比較豐富，海岸線長度為1.8 萬公里，在近海水深5-50 米范圍內，100 米高度風功率密度達到300w/m2 以上，可滿足要求的潛在開發量在5 億kw 左右。從區域分布看，臺灣海峽是風能資源最豐富的區域，風功率密度在6 級以上，國內近海風功率密度基本都在4 級以上，與陸上三北地區風功率密度最高的區域接近。

2、政策及項目規劃逐漸明確，裝機規模開始加速

國內海上風電最早的項目為上海東海大橋一期項目102MW，2008年獲得發改委核準，2010年7月完成并網發電，由34臺華銳3MW的風機組成，總投資23.7億元。2010年以來，國內對海上風電逐漸出臺專項政策并不斷細化，明確了海上風電的核準和開發流程。

2012年的風電發展十二五規劃中提出到2015年海上風電投產運營規劃5GW的目標，到2015年末海上國內海上風電累計裝機為1.02GW，實際裝機情況比預期慢，主要原因在于開發成本較高以及項目不確定因素較大，各部門之間協調難度大于陸上風電，因此開發商更愿意先開發陸上項目。雖然海上風電前期發展低于預期，但從2014年起，海上風電裝機明顯提速，每年新增裝機的增速均維持在50%以上，并且呈現不斷加速的趨勢，2017年新增裝機達到1.16GW。

從2014年起，海上風電裝機明顯提速，主要原因包括以下幾方面：

一是2014年6 月海上風電上網標桿電價出臺，確定2017 年以前投運的近海風電項目上網電價0.85 元/kwh，潮間帶項目上網電價0.75元/kwh，通過確定標桿電價可以促進先開發優質資源，開發商也能更容易評估投資收益率。在2016 年12 月發改委出臺的電價調整通知中，明確了海上風電標桿電價維持不變，而自2014 年以來陸上風電標桿電價已經經歷了三次下調。隨著初始投資成本的下降，以及前期的項目開發后經驗和技術的積累，海上風電的投資回報率逐步提升，開發速度得以加快。

二是2014年12 月能源局印發了全國海上風電開發建設方案(2014-2016)，結合了風能資源、項目前期工作和電價政策，確定了44 個項目總計裝機容量1053 萬千瓦，為海上風電的開發做了充足的準備。之后的2015 年9 月，能源局發布海上風電項目進展的通報，提出高度重視海上風電發展。截至2015 年7 月底，納入海上風電開發建設方案的項目已建成投產2 個、裝機容量6.1 萬千瓦，核準在建9個、裝機容量170.2 萬千瓦，核準待建6 個，裝機容量154 萬千瓦，其余項目正在開展前期工作。

在公布的2014-2016風電建設方案10.5GW 的項目中，江蘇省的規劃項目達到3.5GW，其次為福建的2.1GW 和廣東的1.7GW。從風資源情況而言，福建平均風功率密度最高，開發潛力巨大，但受海底地貌、臺風、軍事等因素影響，開發難度較大，對技術和成本控制有更高的要求。江蘇省風資源比較好，開發難度相對小，也比較少受臺風影響，初始投資成本具備一定優勢，因此處于前期開發中性價比最高的區域。所以在海上風電的整體規劃和前期開發中，江蘇省處于全國的前列。截至2015 年7 月的開發方案進展中，江蘇省已有進展的項目規模遙遙領先，其中已建成61MW，已核準在建1.65GW，核準待建600MW。由于開發建設方案原則上需在2 年內核準，否則需重新申報納入開發建設方案，因此2016 年底海上風電開發建設方案中的項目迎來了核準高峰，核準項目的增加給海上風電的加速開發帶來的充足的儲備。

3、貼近用電負荷端，各省發展積極性高

在風電十三五規劃中，提出重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設，積極推動天津、河北、上海、海南等省的建設，到2020 年全國海上風電開工建設規模達到10GW，力爭累計并網容量達到5GW 的水平。其中最主要的江蘇、浙江、福建、廣東四省的海上風電建設，開工建設規模均達到1GW 以上，四省開工建設規模占全國目標的85%，累計并網規模占全國目標的90%。

2017 年1 月，國家能源局和國家海洋局印發《海上風電開發建設管理辦法》，明確國家能源局不再統一編制全國海上風電開發建設方案，海上風電的核準權限下放到各省，各省編制管理海域內海上風電發展規劃，落實電網接入方案和市場消納后進行核準，所以各省的規劃和布局是海上風電發展的重要依據。沿海各省的十三五規劃中對于海上風電都有較高的重視程度，其中江蘇、廣東和福建三省就明確了到2020年合計完成海上風電并網7.5GW的目標，高出海上風電十三五并網規劃50%。截至2017年6月底，海上風電累計并網裝機容量2.7GW，主要集中在上海300MW、江蘇2.25GW、福建140MW。按照各省規劃及目前并網規模測算，到2020年底國內至少還具備5GW新增海上風電項目并網的空間。

從發展海上風電的動力而言，沿海省份對于海上風電的重視程度都比較高。國內三北地區風力資源豐富風電發展趨勢，但是遠離用電負荷中心，當地消納能力不足，需要進行長距離輸送，如何解決消納的問題始終是三北地區風電發展的一個困擾。但海上風電的發展區域主要位于東部沿海，與用電負荷中心相匹配，東部沿海五個省份都是屬于電力凈輸入省，存在省內建設電源的需求。在新建火電嚴格管控的條件下，對于建設可再生能源的積極性較高。

2018 年7 月能源局明確可再生能源配額制年內出臺，同時引入綠證交易制度。而根據此前2018 年3 月公布的配額制征求意見稿測算，目前東部五省的各自省內非水可再生能源發電量距離配額指標的差距都比較大。根據能源局可再生能源電力發展監測評價報告，綜合考慮了本地生產、本地利用以及外送電力消納可再生能源的情況下，東部五省跟可再生能源開發利用目標引導制度提出的消納目標也都有一定差距。除了使用外省可再生能源電量、購買綠證外，加快本省可再生能源裝機建設也是提高省內可再生能源消納比例的重要方式，這也將構成東部省份提升可再生能源新增裝機的動力。

二、 投資吸引力提升，風機大型化是趨勢

1、 國內項目核準與開工加快

海上風電在前幾年開發進程緩慢的主要原因是初始投資成本過高，開發經驗不足導致施工周期長，施工難度大，降低了企業的開發意愿。在初始投資成本降低和開發經驗逐步成熟的背景下，海上風電的投資吸引力正在逐步提高，特別是對于大型發電集團而言，開發海上風電的積極性較高。大型發電集團面臨配額制考核，有提升清潔能源裝機占比的需求，海上風電單個項目裝機規模和發電量大，需要的資金實力和技術壁壘使得其進入門檻比較高，因此更加適合大型發電集團去開發。

從國內最大的風電運營商龍源電力的布局可以看出其在江蘇省的開發重點已經由陸上逐步轉向海上，2017年底龍源在江蘇省海上風電實現并網980MW，2018年龍源在江蘇省的大豐200MW、蔣沙灣300MW均有望實現全面并網，在福建的南日島項目首批200MW也將實現并網。

截至2017年6月國內海上風電累計并網的2.7GW中，2.25GW位于江蘇地區，其中包括632MW潮間帶項目，2011-2015年間的海上風電裝機主要以潮間帶為主，潮間帶的開發成本及利用小時數介于陸上風電與近海風電之間，在早期技術不成熟時，企業更多的選擇開發難度較小的潮間帶區域，潮間帶的電價為0.75元/kwh，低于近海的0.85元/kwh，利用小時數也低于近海，而且潮間帶對于灘涂的海洋經濟資源有較大的占用。隨著技術的成熟，開發成本逐步下降，近海風電開發的經濟性不斷增強，2016年以來海上風電新增裝機已經全部是近海項目。

在2015年7月公布的海上風電開發建設方案(2014-2016)的項目統計中，江蘇省已有進展的項目包括已建成61MW，已核準在建1.65GW，核準待建600MW，福建僅有一個50MW的項目核準待建，廣東省的項目均處于前期工作中。但隨著開工條件的成熟，這些區域的項目取得快速進展。

2017以來海上風電的核準與開工繼續呈現加速狀態，2017年海上風電核準項目16個，規模達到4.5GW，之前開發進程相對與江蘇較慢的廣東、福建和浙江已經迎頭趕上，核準數量大幅增長，在開工項目數方面廣東和福建也居于領先地位，且大部分2017年核準的項目均已經在當年開工，表明海上風電的施工已經不斷成熟，且投資回報率已經具備足夠吸引力，南方近海施工和并網氣候條件差、海底狀況復雜等不利因素也已經能夠逐漸克服。

2018年海上風電維持快速核準，廣東上半年已經核準600MW，其中三峽與粵電各300MW，此外還有國電投合計900MW的三個項目有望近期核準;山東上半年核準三峽300MW;福建上半年核準三峽402MW，目前2018年新核準項目已經合計達1.3GW，再加廣東、福建等區域今年核準可能性較高的項目，2018年新核準項目有望達到至少2.5GW以上。江蘇海上風電開發已經趨于平穩，廣東與福建發展后勁十足，預計廣東和福建在未來2-3年內會是海上風電裝機規模增長最快的省份。

2、福建海上風電加快建設，配套項目不斷落地

以福建為例，2016年起福建海上風電核準速度就快速提升，且單個項目的建設規模基本都達到200MW以上。2015年底以來福建已經累計核準2.4GW的項目。在2018年7月福建發改委印發的《關于2018年福建海洋強省重大項目建設實施方案的通知》中，包含了18個風電項目，總投資358億元，也表明了福建省政府對于海上風電的重視。

除了在海上風電場方面加速布局以外，福建海上風電配套項目方面也不斷落地，海上風電裝備單體重量和體積巨大，不適合長距離運輸并且運輸成本高，通過在當地建立海上風電配套項目，能夠將風資源稟賦和海上風電產業有效結合，構建完整的海上風電產業鏈，降低裝機與運維成本，提升海上風電投資回報率。

2015年6月，三峽集團與福建省人民政府、福州市人民政府、福能集團、金風科技在福州簽訂合作框架協議。在海上風電項目方面，三峽與福建能源集團共同出資設立海峽發電公司，承擔福清興化灣、莆田平海灣、長樂外海、漳州六鰲等海上風電項目開發建設，整體儲備規模合計約5GW。在海上風電配套裝備方面，三峽在福州市打造福建省海上風電裝備產業園區，主要建設風機廠三家、葉片廠一家、鋼構廠一家和配套設備廠二家，年產海上風電設備1.5-1.8GW。目前已經與金風科技、江蘇中車、西安風電簽訂入園協議，與GE、LM簽訂入園合作意向協議，2018年廠房建設將陸續完成。

在三峽控股開發的興化灣一期項目中，作為樣機試驗風場總共布局了14臺國內外大功率風機，總裝機容量為77.4MW，包括了各家風機企業5MW以上的風機，目前項目已經實現并網，5MW以上樣機的并網運行數據對提升國內海上風電風機功率有重要作用，有助于加快海上風機大型化的速度。

上海電氣在莆田已經設立裝配基地，有望實現150套6MW風機的裝配能力，預計2018年就能夠完成項目驗收。海上風電項目核準速度加快和海上風電配套項目的不斷落地表明了福建對于海上風電的扶持，海上風電的裝機成本下降的背景下，作為國內海上風資源最好的區域，福建海上風電的項目建設將加快。

3、項目收益率已經具備吸引力，成本存在下降空間

目前在江蘇地區的近海海上風電初始投資約為13-14元/w，利用小時數在2400-2500小時左右，項目收益率已經完全能夠滿足開發要求。在福建、廣東地區的海上風電初始投資約為18-20 元/W，但在風況較好的區域利用小時數能夠達到3500 小時以上，在成本控制比較好的情況下能夠獲得很高的項目收益率。將福能股份在建的莆田陸上風電和海上風電項目為參考吊車公司，以相對保守的海上風電利用小時數進行測算，目前福建的海上風電投資回報率也足夠達到開發要求。在莆田陸上風資源較好的區域，利用小時數就能夠達到3500 小時以上。福能股份臨近莆田平海灣的石塘48MW 陸上風電場項目，2017 年的利用小時數達3850 小時，毛利率達77.92%，因此平海灣F 區項目利用小時數有望超出盈利測算的3251 小時，以3500 小時測算，項目全投資的IRR 有望達到10%以上。

隨著產業的成熟，海上風電存在成本下降空間。主要來自兩方面，一是初始投資成本，二是運維成本。初始投資成本降低又可以分為設備成本的下降和施工成本的下降。平海灣F 區海上風電場總投資為36.84 億元，單位投資成本為18.42 元/W;莆田潘宅陸上風電場總投資為7.08 億元，單位投資為8.33 元/W，但在初始投資構成上有較大不同。平海灣F 區的初始投資中設備占比在50%左右，其中風機占44%，風塔3%，而潘宅項目初始投資中設備占比接近70%，其中風機占55%，風塔7%。

海上風機和陸上風機價格差別較大，國內陸上2-2.5MW功率的風機目前招標價格已經降至3500元/KW左右，而海上風機5MW以上功率的風機招標價格在7000-8000元/KW左右風電發展趨勢，目前國內風機企業的5MW以上產品主要處于試樣和試運行階段，隨著國內企業海上風機產業化成形后，5MW以上風機招標價格有望逐步下降。

海上風電初始投資中工程費用遠高于陸上風電。平海灣F區36.8億初始投資中，工程費合計為11.3億元，占比為31%，潘宅陸上項目的工程占比則為20%，海上工程費占比高的原因在于海上基礎施工和吊裝。國內大容量的海上風電施工和吊裝船較為稀缺，尤其是在海上作業條件復雜的福建、廣東區域，目前僅中交三航局、龍源振華、中鐵福船等公司的吊裝船具備在南方海域進行海上吊裝的能力，海上風電開工速度加快后，對于吊裝船的需求大幅提升。2017年以來，中鐵福船已經有兩艘大型吊裝船完成交付，2018年5月，世界最大的風電施工平臺振華三號也進行了交付，隨著大型吊裝船的交付，海上施工能力不足的現象將會緩解。海上風電開發建設管理辦法中明確鼓勵海上風電項目采取連片規模化方式開發建設，連片開發有助于降低單位施工成本，施工周期也能夠加快。在后續運維中，連片開發也能夠降低運維成本，運維費用是海上風電在運營過程中顯著高于陸上風電的部分。

歐洲單個海上風電平均建設規模從2007年的79.6MW提升至2017年的493MW，目前英國全球最大的Hornsea One項目已經開始建設，裝機容量達1.2GW，有望在2020年實現并網，海上風電單個項目規模擴大的趨勢在歐洲海上風電的發展過程中已經清晰展現。國內目前海上風電已并網的單體最大的項目是華能如東300M項目，已核準最大的單體項目是華能嘉興2號402MW和三峽漳浦六鰲402MW項目吊車公司，與歐洲單體項目規模相比還有較大提升空間。英國海上風電隨著海上風電場規模的擴大和風機功率的提升，施工速度大幅提升，0-100MW的風電場平均每天吊裝0.17MW，100-300MW的風電場平均每天吊裝0.36MW，300MW以上的平均每天吊裝0.62MW。

4、海上風機行業集中度高，大型化有助于降低成本

海上風機比陸上風機有更高的使用壽命和耐久性要求，所處環境惡劣，需要抗腐蝕抗鹽霧，因此在產品研發和設計方面的要求遠高于陸上風電，運營商在進行海上風機選擇是更注重產品的品牌和質量，價格不是最首要的考慮因素，具備較強研發實力的龍頭企業才能在海上風機市場中獲得領先優勢，海上風機的行業集中度遠高于陸上。

截至2017年底，國內所有吊裝的海上風電機組中，4MW 機組占據最主導地位，累計裝機容量達到1.53GW，占海上總裝機量的54.8%，5MW 機組市場份額逐步提升，目前累計裝機容量為200MW，占海上總裝機量的7.2%，6MW 的風機還是樣機，尚未達到批量吊裝。歐洲2017 年海上風機新增裝機的平均功率已經達到5.9MW。目前海上風機龍頭西門子海上風機訂單非常飽滿，2018 年3 季度的整體風機訂單量達33億歐元，同比大幅增長135%，主要原因就在于跟英國HornseaTwo 項目簽訂165 臺8MW 風機訂單。單體項目規模擴大和風機單機功率持續提升是海上風電發展和降低度電成本的趨勢所在。

國內企業在大功率風機方面也在積極布局，作為國內海上風機的絕對領導者上海電氣，持續引進西門子大功率海上風機，2018 年上海電氣引進西門子8MW-167海上風機，將國內海上風機引入8MW 的時代，別的企業也紛紛推進大功率風機的研發，預計國內海上風機在2-3 年內會由目前4MW 占絕對主導地位發展為5-6MW占主導地位的趨勢。

從技術路線來看，永磁路線在國內海上風機中占據上風，主要原因在于海上風電運維成本較高，而永磁風機擁有更高的穩定性，能夠有效降低運維成本。雙饋式風機需要定期檢修齒輪箱與更換潤滑油，而海上作業的成本遠高于陸上風電。

大功率風機的初始成本高于較小功率的風機，單體的吊裝難度和吊裝成本也較高，但在單體風電場規模擴大的趨勢下，采用大功率風機能夠提升施工效率，減少風機基礎和施工安裝的工作量，降低整體工程成本，隨著大噸位高精度的吊裝船陸續下水，大功率風機難以吊裝的問題也在不斷解決。在風電場整體規模確定的情況下，采用大功率風機減少風機總臺數，后續運維成本存在一定優勢。

三、開發壁壘較高，競爭格局穩定

與陸上風電相比，海上風電的運營商更加集中，運營商中大型央企占據絕大部分比重，地方能源集團利用當地的資源優勢占據少部分份額，幾乎沒有民企的身影出現在海上風電運營商中。海上風電集中度高的主要原因在于開發技術壁壘高，項目開發風險與后續運維成本遠高于陸上風電;單體項目初始投資高，施工周期長，海上風電從項目前期工作到完成并網大部分都需要至少3 年以上;各部門之間協調更復雜，除了正常的風電項目所需的土地、環保等核準以外，海上風電還需要海洋、海事、軍事等部門的管理和審批，在能源局文件中也多次提到積極做好各部門協調溝通。因此綜合而言，同時具備技術優勢、資金優勢和資源優勢的大型央企在海上風電開發中具備絕對的主導地位，而隨著海上風電技術的逐步成熟，擁有當地資源優勢的地方能源集團也逐步加快海上風電的開發步伐，福建福能、廣東粵電等地方能源集團在海上風電的新增核準和開工中進度加快。

2018 年5 月國家能源局出臺2018 年度風電建設管理有關要求，提出尚未印發2018 年風電度建設方案的省新增集中式陸上風電項目和未確定投資主體的海上風電項目應全部通過競爭方式配臵和確定上網電價。已印發2018 年度風電建設方案的省(自治區、直轄市)和已經確定投資主體的海上風電項目2018年可繼續推進原方案。從2019 年起，各省新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配臵和確定上網電價。

對于已經確定投資主體的海上風電項目，在2018 年核準才能夠享受目前電價，為了享受目前較高的固定電價，條件較為成熟的海上項目核準速度有望加快，對未來幾年的海上風電新增裝機做好充分儲備。隨著海上風電技術的成熟和成本下降，2018 年底前核準的海上風電項目有享受超額收益的可能。

歐洲的競價機制對于海上風電平價上網起了很大的推動作用，預計國內競價政策的推進也將加快海上風電成本下降的速度。國內海上風電的競爭格局相對穩定，主要參與主體都是大型央企與地方國企，項目的開發體現的更多的是綜合實力的競爭而不僅僅是價格競爭，在開發成本和風險都高于陸上的情況下，預計參與主體仍然會以央企國企為主，項目能夠保持穩定的收益率。