海上风电发展契合产业链参与方发展诉求，伴随海风平价加速实现，“十四五”时期沿海省份海风迎来全面发展。但从长期电力结构转型以及实现双碳目标来看仍需要更大幅度开发海上风电，新的海风资源释放较为关键。我们认为国内通过专属经济区内释放海风资源是长期趋势，我们预计推进后近1-2年有望释放200GW+资源量，中长期可开发资源体量有更大空间。我们预计专属经济区的海风资源有望为“十四五”后期海风装机带来小幅增量，并为“十五五”建设足量项目做好资源储备，推动“十五五”海风年均新增量达到30GW左右。

摘要

专属经济区的海风资源释放是长期趋势，推动海上风电向深远海发展。当前中国专属经济区内海风项目尚处于相对早期阶段，但该区域内海风资源释放是长期趋势，推进后近1-2年有望释放200GW+资源量。后续海风走向深远海后，风机大型化加速推进、海缆用量提升、风机基础重量增加，同时中远期随着水深大幅增加后，我们预计漂浮式风电技术的应用也将成为重要方向，当前漂浮式风电降本和规模化开发正在积极推进。   

平价时代，我们对海上风电产业链主要环节展望如下：

1）  海风风机：市场参与者数量有所增加，订单份额也与补贴时期存在差异，我们预计机组大型化推进仍有进一步降本空间；

2）  海风塔筒和风机基础：风机基础用量与海风新增装机量增速基本匹配，海风塔筒和风机基础在2023年开始步入上行周期，行业饱满增量产能陆续于2023-2025年释放，产能实际投产及爬坡节奏影响行业未来盈利水平；

3）  海缆：短期行业整体产能利用率尚未达到饱和状态，我们预计后续有望伴随项目进度加速而改善，产品验证周期长和高压产品生产壁垒高，海缆订单仍有望维持头部集中，二线企业拿单量取决于行业需求景气度。

风险

海风建设进度不及预期；海风资源释放节奏不及预期；行业竞争加剧。

海上风电发展契合各方诉求

平价时代海风资源有待更快释放

海上风电发展契合产业链参与方发展诉求

中长期国内海上风电潜在开发空间大，海上风电发展契合产业链参与方发展诉求。根据国家气候中心研究团队评估统计，截至2020年底我国100m高度海上风电资源潜在可开发量达2253GW，其中近海/远海资源可开发量分别为1195GW/1058GW。就资源量而言，国内海上风电资源储备丰富，能够支撑海上风电后续较为长期的持续高速装机增长，而具体海上风电开发节奏则受到政府、电力运营商及装备制造企业三方之间共同的需求推动。其中，政府掌握海上风电项目核准权和省级补贴制定，往往出于对当地电力供应、能源结构调整以及带动当地就业及经济发展等宏观维度的考虑来调节把握当地海上风电资源释放量及节奏。电力运营商权衡项目开发经济性以参与海风资源竞争性配置并推动项目后续建设推进，而装备制造企业承担了海风设备的产业化供应作用，相较陆风产品目前相对低的盈利能力，海风产品成为产业链头部企业追求更高利润率的主要发力点。

图表：海上风电产业链主要参与主体示意图

资料来源：公司公告，中金公司研究部

图表：2020年底沿海省份潜在海上风电可开发容量

资料来源：Assessment of wind and photovoltaic power potential in China (Yang Wang,   2022)，中金公司研究部

地方政府：海上风电靠近用电需求侧且投资额较大，契合沿海省份提高当地电力供应及创造就业的诉求。

图表：2021全国主要沿海省份全社会用电量占比

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

图表：2021年四大沿海省份电力缺口情况

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

装备制造企业：海上风电竞争格局较陆上风电更优，盈利能力相对更优。

图表：金风科技陆上/海上风机产品毛利率对比

资料来源：金风科技公告，中金公司研究部

图表：2022年陆上及海上塔筒桩基单吨净利对比

资料来源：海力风电、天顺风能公告，中金公司研究部

电力运营商：海风发电小时数和电价均高，短期消纳无压力，单体大规模项目开发契合电力国企开发模式。

图表：三北及沿海地区主要省份标杆电价对比

资料来源：各省发改委，中金公司研究部

图表：光伏/风电/海上风电年平均利用小时对比

注：福建地区海上风电利用小时数以中闽能源披露自有风电场数据为例资料来源：中闽能源公司公告，国家能源局，中金公司研究部

海上风电发展历史复盘：电价补贴驱动行业发展，十三五后期进入规模化高速增长阶段

国内海上风电执行电价先后经历核准电价-特许权招标-固定电价-竞价上网阶段。

图表：2011-2021年国内海上风电新增装机及同比增速变化

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

国内海上风电历史降本速度较慢，过往装机量增长主要由电价及政策规划驱动。

图表：2010/2020年中国海上风电平均单位造价对比

资料来源：IRENA，中金公司研究部

图表：2010/2020年中国海上风电平均度电成本对比

资料来源：IRENA，中金公司研究部

海上风电开发建设由江苏向其他沿海省份持续推进，十三五末期海上风机大型化趋势开始加速。

图表：2017/2021年我国海上风电分省累计装机分布

资料来源：IRENA，中金公司研究部

图表：2011-2021年国内海上风电新增装机平均功率

资料来源：CWEA，中金公司研究部

海上风电国补取消后：风机大型化推动海风平价加速到来，海风新资源规划有待更快释放

风机大型化推动海风降本，整机报价较国补时期降幅50%左右。在当前整机报价下，风机+塔筒+桩基价格已经来到5000元/kw附近，叠加海上施工成本恢复抢装前正常水平等其他环节进一步贡献降本空间，当前沿海省份海风项目单位造价已经在10,000-13,000元/千瓦，基本实现海风平价。

图表：海风国补项目整机中标价格（2020年）

资料来源：国家发改委，国家能源局，北极星风力发电网，中金公司研究部

图表：平价海风项目整机中标（截至2023年1月）

资料来源：采招网，中金公司研究部

平价海风项目陆续推进。截至2023年1月底，我们已经从采招网及主要省份能源局官网上统计到超26GW明确并网时间的海风平价项目和另外46GW左右已经明确项目名称和投资主体但尚处于建设前期手续阶段的平价海风项目。

图表：中国平价海上风电项目列表（截至2023年1月末）

注：预计并网时间为项目环评或设备招标公告披露，其中部分项目实际并网时间可能根据建设进度出现调整 资料来源：国家能源局，招标网，中金公司研究部

沿海省份“十四五”现有规划已可支撑2022-2025年均新增11GW装机规模。目前主要海上风电开发省份均已发布正式版本的“十四五”海上风电发展规划，“十四五”期间整体规划海上风电新增并网规模超过55GW。剔除2021年部分省份已完成建设并网的海上风电项目容量，我们测算2022-2025年国内累计新增海上风电规划容量达45GW，已经可支撑后续四年国内年均新增11GW左右海上风电并网的规模。

“十四五”沿海省份海风全面发展，但仍需释放新的海风资源。根据各省“十四五”规划，山东、广西、河北、上海和海南作为海上风电发展较晚的省份，均规划了相较于2021年抢装时期更高的年均新增装机规模，而国补时期发展较好的江苏、山东和福建地区则回归到相对平稳的装机规划。我们认为，大部分省份“十四五”海风规划更多与自身省管海域可开发资源有关，实际从长期电力结构转型以及实现双碳目标来看仍需要更大幅度开发海上风电。考虑到海风项目从规划到建设周期较长，部分区域受环保、航道等因素影响，目前首要推进的是更多海上风电资源的释放。

图表：国内“十四五”海上风电并网规划梳理

注：标*省份十四五海上风电规划并网容量不含2021年当年并网的海上风电容量 资料来源：各省发改委，中金公司研究部

专属经济区开发是长期趋势

推动深远海海上风电资源逐步释放

我国对专属经济区资源利用有主权权利，领海基线的划分导致各省省管海域海风资源体量差异

专属经济区（Exclusive Economic Zone，EEZ），又称经济海域。根据1982年签订的《联合国海洋法公约》，沿海国在其专属经济区拥有“利用海水、海流和风力生产能源等的主权权利”。随着海上风电建设规模增加，专属经济区的海风资源利用是海上风电发展的长期趋势。

图表：《联合国海洋法公约》所确立的海洋区域划分方式

资料来源：CWEA，中金公司研究部

我国拥有开发海上专属经济区风力资源的主权权利。根据《中华人民共和国专属经济区和大陆架法》，我国的专属经济区范围为“中华人民共和国领海以外并邻接领海的区域，从测算领海宽度的基线量起延至二百海里（约为370.4公里）”。根据1982年签订的《联合国海洋法公约》，沿海国在其专属经济区拥有“利用海水、海流和风力生产能源等的主权权利”；根据《中华人民共和国专属经济区和大陆架法》，我国“在专属经济区进行其他经济性开发和勘查，如利用海水、海流和风力生产等活动，行使主权权利”。

领海基线划分导致沿海各省的省管海域海上风电可开发资源体量有所差异。《联合国海洋法公约》将海洋由靠近陆地一侧开始依次由近至远划分为内海、领海、毗连区、经济专属区和公海。在海上风电开发维度，省管海域为内海及领海部分，国管海域为在省管海域之外的毗连区和专属经济区。根据《联合国海洋法公约》规定，领海的宽度为12海里（约22.224km），则不同省份省管海域面积大小主要取决于内水宽度及领海基线长度。我国目前采用直线基线确认领海基线，由于国内沿海地区海岸线曲折且岛屿众多，每个作为领海基点的海岸或岛屿与陆地距离不同，导致沿海各省领海基线的离岸距离长度有所不同。例如，辽宁、山东等区域国管海域一般自离岸40km以外开始，江苏、广东、浙江等区域国管海域一般自离岸70km以外开始，进而导致沿海各省省管海域可开发海上风电资源规模有所差异。

海外海上风电较早进入专属经济区开发阶段，用海政策明确及经济支持是主要发展着力点

海外较早进入专属经济区海上风电项目开发阶段，英德等欧洲国家海上风电装机已主要由专属经济区资源贡献。

► 德国：海上风电开发基本直接自专属经济区起步，已投运海风项目90%+容量来自专属经济区。受自然资源保护问题限制，欧盟自然保护区（Natura 2000）内禁止开发海上风电，而德国内海及领海范围内分布有较多自然保护区，导致德国商业化海上风电项目开发基本直接从专属经济区海域起步推进，内海及领海区域整体开发偏少。德国首个商业化开发海上风电项目Alpha Ventus于2010年并网，离岸距离达56公里，位于德国专属经济区海域内。根据德国海上风电研究机构Wab及全球风能协会数据统计，截至2020年底德国累计海上风电装机容量7.7GW，其中领海区域仅有526MW海上风电项目，即专属经济区海上风电装机容量占海风总装机容量的93%。从发展规划上，德国政府规划2030年累计海上风电装机目标达到30GW以上，新的项目大部分位于专属经济区内。

► 英国：较早步入专属经济区海风开发，2000年实现首个专属经济区项目投运。英国海上风电自起步就建设于专属经济区海域，最早的两个海上风电项目Blyth、Scroby Sands均位于北海专属经济区，分别于2000年和2004年投运，根据英国商业、能源和工业战略部和RenewableUK数据，截至2021年末，英国已投运的专属经济区海域海上风电项目规模达到6,915MW，占海风总装机容量的66%。在建及规划的项目中位于专属经济区的比例进一步提高，目前已确定的专属经济区海上风电项目超过18GW，规划将于2030年及之前陆续并网，项目水深基本在30-40m左右，平均离岸距离在60-70km左右。

图表：英国海风在建及规划项目水深与离岸距离（截至2021年末）

注：气泡大小代表项目容量大小

资料来源：英国商业、能源和工业战略部，RenewableUK，中金公司研究部

图表：德国海风投运项目离岸距离（截至2020年末）

注：气泡大小代表项目容量大小

资料来源：WAB，中金公司研究部

海外已有相对成熟的专属经济区海上风电开发实践，用海政策确立及经济支持是主要发力点。

► 德国：明确专属经济区和内海领海项目开发权属，电价补贴提高项目开发经济性。德国是欧洲最早制定海洋资源空间规划的国家，较早明确有专属经济区和内海领海海上风电项目审批开发全流程各环节的责任权属。专属经济区海上风电开发由联邦海事和水文局（BSH）及联邦网络管理局（BnetzA）负责项目场址规划及推进，内海领海项目由当地联邦州政府负责推进。经济性方面，伴随离岸距离和水深的进一步增长，海上风电项目开发成本有所提高，德国专属经济区海上风电开发初期享受有政府电价补贴支持。根据德国可再生能源法，离岸距离超过12海里的海上风电项目每多增加1海里可以延长初始电价半个月，水深超过20米的海上风电项目每多提高1米水深可以延长初始电价1.7个月，德国通过差异化调整初始电价的时长来加大对离岸较远、水深较深项目的经济支持力度。

► 英国：已形成较为完善的海上风电项目开发审批流程，并通过调整电价的政策保障项目开发的利益。英国海上风电项目开发需要经过三个关键审批流程：海床租赁、规划许可和发电许可。其中，海床租赁由英国皇家财产局负责，开发商在获取海床租赁权后需要进行广泛的环境影响评估，以获取由政府规划主管部门审批颁发项目开发许可证以及由英国天然气与电力市场办公室颁发的项目发电许可证。为提高运营商开发海上风电项目积极性，英国2014年引入差价合同机制（CfD），由政府专门设立LCCC（英国政府专门管理的低碳合同公司）与运营商签订固定电价合同，保障运营商项目开发的经济性及收益稳定性。

图表：英国海上风电项目审批开发流程

注：LCCC指英国政府管理的低碳合同公司（Low   Carbon Contracts Company)

资料来源：《英国海上风电市场投资指南》（德勤英国、德勤中国能源、资源及工业行业等，2019），中金公司研究部

图表：德国专属经济区海上风电项目审批开发流程

注：BSH指德国联邦海事和水文局，BNetzA指德国联邦网络管理局

资料来源：BSH，中金公司研究部

国内专属经济区内海风开发尚在前期阶段，推进后近1-2年有望释放200GW+的资源量

我国专属经济区海风发展处于前期准备阶段，需要后续政策支持

我国已有多个省市出台了深远海的海上风电发展规划，但大多缺少具体推进计划。根据我们的不完全统计，截至2022年底，已有山东、福建、广东、河北、上海、江苏、浙江、广西等多个省份及下属城市出台了涉及专属经济区海域或国管海域的海上风电发展规划，将深远海的海上风电作为中长期发展的重点，大力支持专属经济区海域的海上风电项目启动开发。除了山东规划了相对明确的开发规划外，其他各省的规划主要集中于前期工作，缺少更为具体的实施方案和推进计划。

图表：中国各地区国管海域/深远海海上风电发展规划

资料来源：各地区发改委，中金公司研究部

现有专属经济区内海风项目已有启动，整体进度处于前期准备阶段。截至2022年底，我们统计到明确位于专属经济区内的海上风电项目共有7个，分别位于山东、浙江和广东，离岸距离普遍在40-90km，项目数量相对较少。其中，山东半岛北四个项目在持续推进并完成了多项可研报告及专题技术服务咨询的招标工作，渤中E场址已完成可行性研究及前期工作全过程服务的招标，浙江苍南3号仅启动了勘测设计一项公开招标工作，广东汕头中澎项目在环境影响评价公示后，2022年没有公布后续的推进进展。整体来看，现有项目的建设进度基本都处于前期准备阶段，有待审批完善后更快推进开工建设。

图表：已披露国管海域海上风电项目现有进度

资料来源：招标网，中金公司研究部

专属经济区范围的海风开发需要出台专门管理办法。由于获得用海预审和海域使用权是在目前我国的海上风电管理体系下建设海上风电项目所必需的审批事项，但我国的《海域使用管理法》的适用范围是“在中华人民共和国内水、领海持续使用特定海域三个月以上的排他性用海活动”，即对于领海以外的专属经济区的使用许可不在现有的海域使用权的管辖范围之内。后续随着我国海上风电逐步向远海发展，进入专属经济区范围后需要出台专门的管理办法。

我国专属经济区海风近1-2年有望释放200GW+资源量，中长期可开发资源体量有更大空间

海上风电项目在专属经济区内推进后，将打开海上风电短期和中长期资源空间。根据中国电建华东勘测设计研究院的统计，“十四五”期间各沿海主要省份已经披露了约67.8GW专属经济区内项目的开工目标，目前基本处于很早期的规划阶段，其中绝大多数项目尚未启动前期手续。短期内，按照大部分省份在专属经济区内开发到离岸100km，江苏、广东、浙江等省管海域范围较大的省份开发到离岸120-140km的范围，结合中国电建华东勘测设计研究院的数据，我们保守估算专属经济区内近1-2年有望释放200GW+资源量，中长期伴随技术进步降本的更好实现，向专属经济区的更远区域（离岸150-400km）开发后，我们预计可开发资源体量空间能够更上一个大的台阶。

专属经济区内海风资源的释放有望给“十四五”后期海风装机带来小幅增量，并为“十五五”建设足量项目做好资源储备，推动“十五五”海风年均新增量达到30GW左右。由于海风项目从资源释放到完成建设并网通常需要2-3年甚至更长的周期，我们认为专属经济区内的海风资源的推进已经是行业尽快需要发展的方向，这是主要沿海省份在2025年开始仍有足额可以开工项目的重要保证。如果未来1-2年内专属经济区相关的海上风电项目开始推动，我们认为将大幅打开海上风电资源空间。如果推进顺利，我们预计“十四五”后期就有望实现小批量专属经济区内的项目并网，给2025年当年在原有省管项目基础上带来5GW左右的增量，也为“十五五”开始的海风建设做好资源储备，有望推动“十五五”海上风电年均新增量达到30GW左右，相较于“十四五”的年均12-13GW左右实现高增。

图表：各省海上风电“十四五”期间新增开工及新增规划目标

资料来源：《海上风电市场造价水平及项目经济性测算》（中国电建华东勘测设计研究院，2022），《江苏省“十四五”海上风电发展前景展望》（中国电建华东勘测设计研究院，2022），中金公司研究部

海上风电走向深远海后产品用量呈现变化

漂浮式风电成为中长期重要方向

海风风机大型化快速推进，海风风机基础和海底电缆单位用量分别与水深和离岸距离高度相关

海上风机大型化在平价时代快速推进。平价时代开启后，海风风机快速由国补时期主流的5-6MW机型升级至8-10MW，零部件的平台化设计带来机组单位千瓦成本的大幅下降，也带来机组价格的大幅下降，降幅相比于国补时期超过50%。

2023年初中国电建海上风机集采招标报价创新低，10-16MW产品线有望在2023年批量交付。根据招标文件，中国电建本轮1GW海上风机采购要求竞标整机企业可选择10MW以下或10MW以上平台机型进行报价，竞标均价为2900元/kW，最低报价为2353元/kW，由金风科技报出。2021-2022年平价海上风电项目最低中标价格为3306元/kW（含塔筒），剔除塔筒的风机价格大致在2800元/kW左右，本轮集采中金风科技报价刷新此前行业报价最低水平。我们认为：海上风机报价的进一步下降主要来自机组大型化持续贡献的降本，2023年以广东、福建和浙江区域为代表的海上风电项目有望进入12-16MW平台海上风机的批量交付阶段。

图表：部分海风项目风机参数明细（平价前后对比）

注：统计样本不全对结论可能存在小幅偏差

资料来源：各项目环评报告书，中金公司研究部

塔筒和风机基础合计重量与项目水深关联度更高，整体在平价前后单位用量变化不大。平价前后，伴随风机功率的大幅提升，风机塔筒单MW用量呈现下降，而风机基础的重量与水深和海床条件关联度更大，与风机功率关联度较小，随着项目水深增加后，单个风机基础的重量呈现提升趋势，结构也会由水浅区域使用的单桩切换为导管架形态。由于单台风机基础重量一般为塔筒的3-4倍或更高，因此随着水深增加，整体带动单台风机塔筒和风机基础总重增加，可以抵消风机大型化带来的单兆瓦用量下降。

图表：部分海风项目塔筒和风机基础参数明细（平价前后对比）

注：统计样本不全对结论可能存在小幅偏差

资料来源：各项目环评报告书，中金公司研究部

海缆单位用量与项目离岸距离关联度高，海缆单公里价格在平价后未发生明显下降。海缆单位用量主要与项目离岸距离相关，下表统计的项目中单GW海缆价值随着离岸距离变远有从5亿元/GW上升至20亿元+/GW的趋势。

平价后海缆产品呈现以下几点变化：

► 产品利润率较抢装时期有所下降。同规格的海缆单公里价格并未发生明显下降，这主要是由于2020-2022年期间海缆的主要原材料铜的成本上涨幅度较大，平价后近一年的海缆售价已经反映了利润率下降。

► 高端海缆产品价值量有所提高。单体项目容量变大、离岸距离变远后，更高电压等级和更大截面的海缆应用比例增加，更高电压等级海缆的单价明显高于传统220kv海缆。

► 离岸距离增加带来海缆单GW价值量提升。平价前后个别省份（如广东省）海缆单GW用量增加较多，主要也与平价后项目离岸距离变远有关，但个别像山东、浙江区域，下表列示的项目单GW用量在平价后呈现下降，主要由于平价后近期建设了相对离岸较近的项目。

► 超高压柔直技术应用带来整体送出系统造价成本下降。部分项目例如阳江青洲五和七2GW项目应用集群式送出和高压柔性直流输电技术的应用，在海缆电价等级提升的同时实现了整体送出系统造价的下降。

图表：部分海风项目海缆参数明细（平价前后对比）

注：1）标*项目无主缆由阵列缆直接上岸；2）部分项目海缆中标价格含敷设，计算单km价格时以15%价格占比剔除敷设；3）统计样本不全对结论可能存在小幅偏差 资料来源：各项目环评报告书，中金公司研究部

图表：塔筒和风机基础单兆瓦重量与水深关系

注：选取项目为图表28中所列项目，统计样本不全对结论可能存在小幅偏差资料来源：各项目环评报告书，中金公司研究部

图表：海缆单GW价值与离岸距离的关系

注：选取项目为图表29中所列项目，统计样本不全对结论可能存在小幅偏差资料来源：各项目环评报告书，中金公司研究部

漂浮式风电——海风走向深远海的重要方向，降本和规模化开发正在积极推进

漂浮式海上风电技术是深远海风资源开发的关键。我国已建成的海上风电项目普遍采用固定式基础，在水深小于30m的浅海区域，这种技术较为简单且能满足需求。但随着海上风电的开发逐渐向深远海进发，离岸距离增大以及水深增加使得固定式基础的建造成本和建设难度大幅提升。漂浮式基础主要通过系泊系统与海床相连来控制风机的位置和运动，与固定式基础相比，漂浮式基础受水深及海底地形条件影响较小，能够以整体组装的方式在岸上完成组装后再拖运到机位，可以完全拆解与迁移，对环境的潜在影响较低，适用范围更广，在水深达到50-60米的范围时，使用漂浮式基础的经济性将逐渐超过固定式基础，在超过60m水深水平之后，漂浮式基础占据明显优势。因此，为了充分利用深远海区域的风能资源，使用漂浮式基础是长期趋势。

图表：海上风电固定式基础与漂浮式基础对比

资料来源：BloombergNEF，千尧科技官网，中金公司研究部

漂浮式海上风电的开发大致分为“单台样机工程—小批量示范性项目—大规模商业化项目”三个阶段。全球首台并网的兆瓦级漂浮式风电机组，是由挪威国家石油公司（Statoil，已更名为Equinor）开发的挪威Hywind Demo项目，在Demo项目通过5年样机测试后，Equinor开发了Hywind Scotland小型风电场并于2017年建成投产，随后，Equinor进一步开发了有11台风机的商业化项目Hywind Tampen项目，于2022年部分并网并投入使用。Hywind系列项目均采用立柱式基础和西门子风机，三个项目存在递进关系，此外，也有其他采用不同技术的系列项目，如WindFloat采用半潜式技术和维斯塔斯风机。系列项目采用“单台样机工程—小批量示范性项目—大规模商业化项目”的递进发展方式，上一个阶段运行数据的反馈被用于优化下一个阶段的项目设计，降低开发成本，这为发展漂浮式技术的整体路径提供了有益借鉴。

海外漂浮式海上风电项目率先迈入预商业化开发阶段，欧洲国家积极推进更大单体规模项目开发建设。根据GWEC统计，截至2021年底全球漂浮式海上风电累计装机142.37MW，占全球海上风电累计总装机体量的0.25%。已投运项目主要集中分布在欧洲区域，建设形式以单台样机及小规模示范性项目为主，单个项目容量普遍在10MW及以下水平。但在经历前期示范试点项目探索后，自2022年起逐步进入更大单体规模的预商业化开发阶段。目前海外单体容量最大的在建项目为挪威Hywind Tampen风电场，其总装机容量由88MW升级至94.6MW，法国规划于2023年相继并网4个单体容量20-30MW体量的漂浮式海上风电项目，西班牙、希腊、意大利等国均规划陆续启动大规模漂浮式海上风电项目拍卖，我们预计以欧洲区域为主要代表的海外漂浮式海上风电市场有望在前期样机示范项目开发经验的基础上率先进入较大体量项目开发阶段。

图表：海外已并网及规划并网漂浮式海上风电项目概况

资料来源：《漂浮式海上风电发展概述》（许移庆、张友林，2020），《全球漂浮式风电项目开发运行情况统计》（赵靓，2022），《Hywind及WindFloat漂浮式风电项目技术路线研究》（肖然等，2022），中金公司研究部

国内漂浮式海上风电发展起步相对较晚，前期单台样机示范工程项目开发积累有一定前期经验。截至2023年1月，我国共有三峡“引领号”、海装“扶摇号”2个单台样机漂浮式项目已建成投运，龙源福建漂浮式与深海养殖融合示范项目处于在建阶段。其中，“引领号”为我国首个投运漂浮式风电示范工程，项目于2018年正式启动，2021年完成装机并网。“扶摇号”于2022年完成装机并网，较“引领号”水深进一步提高至65m左右，风机单机功率进一步提升至6.2MW。龙源福建项目已完成风机、系泊系统等主要设备招标，规划于2023年建成投产，并尝试探索漂浮式风电与深海养殖相结合的开发建设模式。整体来看，国内漂浮式海上风电项目开发较国外起步较晚，开发项目数量相对较少，但整体建设进度相对顺利，为国内漂浮式风电开发积累有一定前期经验。

海南万宁1GW漂浮式项目开启国内探索商业化开发漂浮式风电阶段。海南万宁1GW漂浮式海上风电项目是我国首个商业化漂浮式海上风电工程，项目分两期建设，一期200MW规划于2025年底并网，二期800MW规划2027年底全部投产。其中，一期工程已于2022年9月通过可行性研究报告评审，12月中旬获得核准，并于年底正式开工建设。万宁项目的建设推进在推动我国漂浮式风电技术发展、产业链配套供应链能力以及项目规模化开发建设等维度具有重大战略意义，国内有望加快步入漂浮式风电商业化开发探索阶段。

图表：我国现有漂浮式海上风电项目

资料来源：招标网，各项目环评，中金公司研究部

国内已建漂浮式样机工程造价偏高，供应链尚有较大降本空间，后续有望通过技术突破、设计优化推动漂浮式项目持续降本。相较于固定式海上风电项目，漂浮式项目带来对浮体、系泊系统、动态电缆等产品的增量需求，进一步拉高项目投资成本。国内前期已建成的漂浮式风电示范项目均为单台样机工程，投资造价普遍较高，“引领号”和“扶摇号”造价均在4万元/kW以上，其中风机、浮体、系泊系统以及施工安装共计能够占到项目总造价的90%左右。目前，海南万宁1GW漂浮式风电示范项目规划有较大的产业链降本探索，中国电建规划一期造价（2025年并网200MW）降低至25,000元/kW，二期造价（2027年底前并网800MW）进一步降低至20,000元/kW以下，整体造价水平较此前引领号及扶摇号样机项目降幅明显。就后续可能的降本路径而言，我们预计产业链有望通过进一步推进机组大型化、优化浮体结构设计及材料应用、优化系泊系统等路径实现漂浮式海上风电项目的持续降本。

图表：国内漂浮式海上风电项目造价拆分及主要示范项目水深条件与造价水平

注：漂浮式海上风电项目造价拆分测算为《中英合作加速中国漂浮式风电发展》（安元易如，2022）以单体500MW规模测算。 资料来源：《中英合作加速中国漂浮式风电发展》（安元易如，2022），采招网，公司公告，中金公司研究部

► 机组：风机大型化加速推进。国内此前漂浮式海上风电样机工程单机功率普遍较小，基本在4-6MW水平，万宁1GW示范项目规划风机单机功率已提高至16MW水平。从供应链实际生产能力来看，金风科技、明阳智能等头部整机企业在深远海漂浮式风机领域持续投入研发，截至2023年1月底，国内已下线最大漂浮式风机为明阳智能16.XMW机型。更大兆瓦漂浮式风机的产业化应用有望进一步提高单位时间机组发电量，同时减少机组台数以节约浮体、系泊等环节投资成本。

► 浮体：优化结构设计及材料应用以节省用钢量。基础浮体一般可达到整体项目造价的31%左右，其中材料费用是基础浮体的主要成本内容。目前国内漂浮式项目浮体多采用钢结构，后续降本空间主要来源于通过优化浮体结构设计、选用混凝土等其他材料的方式实现整体用钢量的节省。国家科技部2022年度可再生能源技术重点专项规划提出对10MW级海上漂浮式风机浮体用钢量≤500吨/MW的考核目标，较此前“引领号”、“扶摇号”1000吨/MW、630吨/MW的实际用钢量进一步降低，有望推动浮体环节进一步降本。

► 系泊系统：优化系统设计方案，配套生产能力逐步成熟。系泊系统将风机浮体与海底相连，是漂浮式区别于固定式海上风电项目的核心部件，一般可达到项目造价的19%左右。目前国内具备漂浮式风电项目系泊供应能力及供应业绩的企业相对较少，且海外漂浮式风电系泊系统的结构设计、材料选用等方案尚处于持续优化调整阶段，中长期行业有望通过设计方案迭代、配套制造能力逐步成熟以实现系泊系统环节的进一步降本。

► 动态海缆：行业现有应用经验相对有限，仍需持续深化技术攻关。相较固定式海上风电项目，漂浮式机组可能的位置偏移导致项目开发需要应用动态海缆以确保输电稳定性，产品研发设计及制造难度进一步提高。目前国内仅少数头部海缆企业在前期漂浮式样机示范项目中实现动态海缆供货，行业整体工程应用经验有限，仍有待在高电压等级、系统稳定性等方面持续深化技术攻克。

图表：漂浮式海上风电产业链各环节现状与降本方式

资料来源：《漂浮式海上风电关键技术与发展趋势》（王富强等，2022），《漂浮式海上风电发展概述》（许移庆 & 张友林，2020），《中英合作加速中国漂浮式风电发展》（安元易如，2022），中金公司研究部

海上风机、塔筒&风机基础和海缆平价时代的发展展望

海风风机：市场参与企业数量有所增加，订单份额呈现变化

平价时代，伴随装机区域分散和风机降价压力，海风风机市场参与者数量有所增加，整机企业订单份额也与补贴时期存在差异。

平价后海风整机环节市场参与者数量有所增加。我们看到2022年海上风机环节竞争格局出现一定边际变化，行业市场参与者有所增加，且新进入者竞标报价水平相对偏低。市场份额方面，2022年平价海风项目中标量CR3/CR5分别为73%/93%，与2021年抢装时期国内海上风机出货量集中度基本持平，但较2019及2020年行业出货量集中度仍然偏低。 

► 从市场参与者数量来看，截至2021年底共有7家整机制造企业具备海上风机出货业绩，2022年起海上风机环节开始出现新的市场参与者。运达股份以3306元/kW含塔筒价格中标300MW华能岱山1号项目正式切入海上风机市场，中车株洲已通过3569元/kW含塔筒价格参与450MW国电投山东半岛南U场址海上风电项目竞标，三一重能也在逐步布局推进海上风机业务。

► 从整机出货及中标份额角度来看，2019及2020年国内整机出货CR3/CR5基本在75%及以上/95%以上，2021年受国内海上风电抢装影响，整机环节集中度出现一定下滑，2022年行业平价海风项目订单集中度未出现进一步修复提升，基本与2021年行业出货集中度持平，且由于2022年当年风机中标项目区域分布多集中于广东、山东等地，主要市场参与企业拿单份额较2021年出货份额存在一定差异。

图表：2019-2021年国内海上风机出货量及2022年平价项目中标量分整机制造企业统计

资料来源：CWEA，风芒能源，中金公司研究部

海风塔筒和风机基础：产品用量步入上行周期，行业饱满产能规划陆续于2023-2025年释放

海风塔筒和风机基础在2023年开始步入上行周期，需求量呈现同比116%的增长，行业饱满增量产能规划于2023-2025年释放，产能实际投产及爬坡节奏和供应海外海风需求体量影响行业未来盈利水平。

风机基础用量与海风新增装机量增速基本匹配，海风塔筒和风机基础步入上行周期。伴随平价海上风电项目水深不断加深，风机基础用量出现相应幅度提升。项目深远海化带来的风机基础增量需求能够一定程度抵消由于机组大型化带来的风机基础总用量摊薄，使得风机基础用量与海风新增装机量增速基本匹配。根据我们测算，2025年海上塔筒及风机基础总用量有望达到453万吨规模，2022-2025年海上塔筒及风机基础合计用量CAGR为51.6%。考虑塔筒桩基产品一般在项目施工周期的中后期阶段完成收入确认，目前海上风电项目自开工至投产的施工周期一般在1-2年左右，具体施工节奏视项目容量规模、水深、离岸距离、可作业窗口期等施工条件而定，我们预计海上塔筒桩基产品需求有望自2023年步入上行周期。

图表：国内陆上及海上塔筒桩基市场空间对比测算

资料来源：国家能源局，公司公告，中金公司研究部

本地化“制造基地+码头”布局模式逐步推广，码头资源及较高的资本开支是海风风机基础产能扩张的必要生产要素。伴随海风风机基础重量进一步增加，码头资源成为进入海风风机基础市场的必要生产要素，企业一般多通过自建、租赁公用码头或收购的方式获取码头资源。另一方面，海风塔筒和风机基础制造产能资产偏重，新产能建设的资本开支相对较高。根据海力风电公告披露，江苏南通如东20万吨海上产能扩产及江苏盐城滨海20万吨产能扩产均对应10亿元左右资本开支。叠加考虑产品运费占成本比重相对较大，且本地化产能布局对获取当地订单能够形成一定优势，企业选取海风需求景气区域周边落地制造投资的模式较为普遍，本地化“制造基地+码头”布局逐步成为企业主要扩产方式。

行业饱满增量产能陆续于2023-2025年释放，产能实际投产及爬坡节奏影响行业盈利水平。通过梳理主要上市公司海风塔筒和风机基础制造产能，我们看到头部企业均规划有相对饱满的海风塔筒和风机基础扩产安排，增量产能规划陆续于2023-2025年释放。根据目前已披露的扩产规划，截至2025年底主要上市公司海风制造产能有望超过600万吨，较2022年底产能增长150%以上，另外行业也有不小规模的存量非上市公司产能，非上市公司也有规划扩产计划，行业增量产能的具体投产节奏及爬坡节奏将成为影响海风塔筒和风机基础单吨盈利的主要变量，也与当地实际海风需求增速有关。我们预计在行业增量产能释放的前期阶段，伴随海风需求的回暖，海风塔筒和风机基础的单吨盈利有望保持不低于2H22的水平，并相较于陆风塔筒单吨盈利有明显溢价，后期阶段如果行业扩产较快，海风产品的单吨盈利有向陆风塔筒靠拢的趋势。不过，头部企业目前正在逐步开拓海外海上风电出口市场，国内相对充沛的制造产能供应有望进一步承接欧洲等海外海上风电需求外溢。

图表：国内主要上市公司海风塔筒桩基产能统计

资料来源：公司公告，中金公司研究部

海缆：短期供需未达到饱和状态，后续有望进一步改善，行业不改头部集中趋势

伴随更多项目进入开工周期海缆短期供需有望改善，产品验证周期长和高压产品生产壁垒高，推动订单保持头部企业集中趋势。

短期行业整体产能利用率尚未达到饱和状态。海缆制造企业2023年实际订单排产主要由2023年并网项目及部分2024年并网项目的提前生产贡献。截至2023年1月底，根据上文图表19，我们统计2023年海上风电项目并网体量预计在10GW左右，尚有4GW左右未完成海缆招标。即使考虑该部分未招标体量及2024年部分并网的项目海缆的提前生产，我们分析行业中除个别公司如东方电缆相对订单饱和度较高之外，行业整体现有拿单规模相较其自身产能而言尚未达到饱和状态，仍需要更多项目更快进入开工周期才能带动行业整体生产饱满。

图表：规划2023年并网海上风电项目海缆招标情况（截至2023年1月底统计）

资料来源：采招网，中金公司研究部

海缆环节中长期供需相对平衡，产品结构优化推动订单进一步向头部企业集中。展望短期，我们认为海缆环节可能受部分海上风电项目建设推进延迟等影响呈现相对并不紧张的供需关系，往后看考虑海上风电需求中长期维度景气向上的确定性、海缆产品相对较长的扩产建设周期和项目距离变远后海缆产品向高电压等级的过渡，我们预计后续海缆环节供需关系有望进一步改善。对于海缆制造企业而言，头部企业已率先释放部分增量产能，且在海风需求高景气区域进一步规划有扩产项目，二线企业及新进入企业扩产启动较晚，预计实际产能释放时间相对靠后。产品结构端，目前头部企业已具备高电压等级海缆设计生产能力以及拿单业绩，二线及新进入企业尚需在产品设计制造及供货业绩方面进一步攻克突破。综合来看，我们认为十四五中后期海缆环节整体供需有望保持相对平衡，考虑行业海缆产品结构的进一步优化，海缆订单仍有望维持头部集中，但二线企业有望陆续分走部分普通电压等级产品订单，实际拿单量取决于行业需求景气度。

► 需求端：短期海上风电需求受部分项目延期推进建设有小幅影响，但十四五中后期行业景气继续向上的确定性较高。2023年起国内海上风电步入需求景气向上通道，至2025年有望实现新增装机18-20GW，2022-2025年装机量复合增速超50%。同时伴随海上风电项目逐步向深远海推进，更高的电压等级及更远的输电距离对海缆产品的研发设计及生产制造能力提出更高要求，推动行业需求进一步向高电压等级产品过渡。

► 供给端：对于头部海缆企业而言，其前期在建扩产项目陆续于2022-2023年实现投产，且在广东等海上风电需求景气度较高的沿海省份进一步规划有扩产计划，目前已具备330kv、500kv等高压海缆交付业绩；对于二线海缆企业及新进入企业而言，他们多数自2022年起陆续启动新基地布局，考虑海缆产能相对较长的建设扩产周期，我们预计这部分增量产能实际有效的投放市场时间偏晚，且不少企业目前仍需解决高压海缆的研发设计生产突破以及暂无高压海缆甚至普通海缆产品供货业绩背书等问题。

图表：海缆环节国内主要参与企业及新进入企业产能布局及扩产梳理

资料来源：公司公告，中金公司研究部

风险提示

► 海上风电项目建设进度不及预期。海上风电项目建设涉及当地航道、渔业、生态等多方面因素影响，行业此前部分项目建设进度有所延后。后续若项目建设进度出现进一步延后，则行业实际海上风电装机量释放节奏或将有所放慢。

► 海上风电资源释放节奏不及预期。海上风电项目从资源释放至完成并网建设通常需要2-3年甚至更长的时间周期，若后续增量海上风电资源释放节奏不及预期，行业中长期或可能出现可开工建设的海上风电储备项目量不足的情况。

► 行业竞争加剧。目前风电制造产业链主要环节企业均有进一步扩产动作，后续若出现行业装机需求释放节奏放缓，产业链内部竞争态势或将加剧，产能相对过剩环节企业盈利能力可能承压。