中國海上風電行業現狀及投資情況分析

一、國內海上風電發展現狀：處于高速發展期

（一）國內海上風電已核準接近30GW，開工達到7GW

近期，江蘇省發改委一次性核準24個海上風電項目，總裝機規模達6700MW，總投資達1222.85億元。據不完全統計，2018年核準的海上風電項目規模接近30GW，目前，開工在建項目達到7GW。

國內海上風電新增裝機突破1GW。2017年，我國海上風電新增裝機容量達到1.16GW，同比增長97%，新增裝機319臺，維持高速增長。2014年以來，國內海上風電市場逐漸啟動，新增裝機增速高速增長，從2013年的0.06GW低值，到2017年的1.16GW，4年復合增速達到110%。國內海上風電新增裝機

國內海上風電累計裝機

2017年中國海上風機新增容量分布在18個海上風電場。其中，江蘇新增海上風電場9個，總計裝機容量968MW，是中國海上風電的重點開發省份，福建省以65MW新增容量位居第二，其余項目分布與廣東、浙江和河北省。各省海上風機累計裝機容量

《風電發展“十三五”規劃》明確提出，要積極穩妥推進海上風電建設，到2020年，全國海上風電開工建設規模達到1000萬千瓦，力爭累計并網容量達到500萬千瓦以上。開工與并網目標與2017年底累計裝機量279萬千瓦相差1221萬千瓦。保守計算，今后5年，海上風機并網容量年均投產規模將達到約250萬千瓦，裝機量將保持快速增長。2020年全國海上風電開發布局

（二）相比歐洲，國內海上風電還有很大空間，利潤是主要發展動力

截至2017年底，國內海上風電裝機容量達到2.79GW，占國內風電裝機1.5%，占比仍然較小。目前，海上風電發展較早的英、德，新增風電裝機中有超過2成為海上風電項目，且比例持續上升，如果未來國內比例達到2成，則每年就需新增約5GW左右的海上風電。海上風電在新增風電裝機中的占比

海上風電作為綠色能源的重要組成部分一直受到國家的重視。我國很早就開始了海上風電的嘗試，從最早的試驗風機，到2010年的示范風場，及后續特許權招標，經過8年，目前海上風電項目利潤可觀，刺激投資積極性。

我國早期的海上風電示范項目采用單獨審批上網電價的方式，2010年建成的上海東海大橋示范項目執行的是0.978元/kWh的上網電價，隨后建成的江蘇如東潮間帶示范項目由于位置處于潮間帶，電價相比東海大橋示范項目低0.2元/kWh，是0.778元/kWh的上網電價。

此后，國家能源局、國家海洋局聯合下發《海上風電開發建設管理暫行辦法》，并開展了首批特許權海上風電項目招標。然而，由于競爭激烈，首批4個項目的中標價過低，分別為0.737元/kWh、0.7047元/kWh、0.6235元/kWh和0.6396元/kWh，遠低于上海東海大橋示范項目和如東潮間帶示范項目的上網電價0.978元/kWh、0.778元/kWh。由于價格偏低，項目的盈利能力較差。自獲批四年后，首批的4個項目均未完工，目前僅有魯能的東臺項目投運。

2014年6月，為促進海上風電產業健康發展，鼓勵優先開發優質資源，國家發改委發布《關于海上風電上網電價政策的通知》，首次規定海上風電標桿電價。2017年以前投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.85元，潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.75元。風電標桿上網電價

此后，一批項目陸續啟動建設，全國首個“雙十”海上風電場，中廣核如東海上風場，也成為了國內第一個探索近海風場的項目，項目在2017年完全達產。2018年全年，中廣核如東海上風電項目年度累計發電量達到53240萬千瓦時，年發電小時數為3549h。相比設計時的約2600h的利用小時，大超預期。因為利用小時數的增加，相比設計之初，每年可以增加約1億元的利潤，這或許就是激發國內企業投資積極性的原因。

2018年5月，國家能源局發布《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》提出推行競爭方式配置風電項目。從2019年起，新增核準的海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。

從目前幾個海上風電大省出的競價細則分析，各個省份都有意避免出現惡性競價的情況，在細則打分規則下，基本保證了海上風電電價降幅在5分/kWh以內。這是政府不希望發生像之前特許權招標時，因為出現太激烈的競價，從而影響海上風電發展的情況。可以充分感受到對于海上風電發展的政策支持。

“十三五”期間是海上風電大力發展的關鍵時期，國家出臺多項政策鼓勵發展海上風電。相比陸上風電，海上風電有其巨大的優勢。對我國而言，我國當前風資源較為豐富的三北地區由于自身消納能力有限，外送通道容量有限等原因，導致棄風限電，無法大規模開發，并且在后續特高壓輸送通道項目投運之前，整體新增裝機規模將受到一定限制。中東部和南方地區風電發展則面臨風資源相對較差、環保、大型機組運輸和施工難等問題。海上風電則完全沒有三北地區和中東南部地區發展風電的這些障礙，因而極具潛力。

未來通過降低投資成本和運行維護成本，海上風電的發電成本可以快速下降。按單位投資14000元/kW，滿足IRR為10%計算，電價可以達到0.745元/kWh。假設風機選型優化后，利用小時數能夠達到3000小時，電價則能進一步下降到0.64元/kWh，達到用戶側平價。

補貼政策對于海上風電投資影響巨大，這在歐洲海上風電的發展中也可以找到依據，2004年由于丹麥調整電價政策，2004-2008年間海上風電裝機容量沒有任何增加。由于英國調整了fixed-FIP電價政策為Cfd，導致2016年新增裝機量下降。所以試圖通過對歐洲海上風電的研究去進一步了解國內海上風電行業。

二、歐洲海上風電發展分析

目前我國海上風電標桿上網電價仍高于陸上風電、顯著高于沿海省份燃煤標桿電價，盡管政策支持力度較大，在補貼缺口壓力之下后期海上風電項目補貼逐漸退坡是必然趨勢。長期來看，海上風電的成長性取決了未來成本下降的潛力。而參考歐洲海上風電發展軌跡，我國海上風電未來降本的思路清晰。

2017年，英國第二輪CfD招標結果公布，海上風電項目中標價格相比第一輪大幅下降，擬于2022/23年投運的HornseaProject2、Moray項目的中標電價僅57.5英鎊/MWh。這一電價水平已經大幅低于第一輪CfD招標的擬于2017~2019年投運的陸上風電中標電價，也低于欣克利角C核電站的上網電價。英國第三輪CfD競標預計將于2019年5月啟動，考慮補貼預算的大幅縮水，預計中標電價還將進一步較大幅度降低。英國前兩輪海上風電項目CfD競標情況

實際上，英國第二輪CfD招標海上風電項目超低中標電價并不是個例，2016年以來，德國、丹麥、荷蘭等國新招標的海上風電項目均報出較低的中標價格。美國能源部相關報告顯示，歐洲海上風電項目中標價格隨著時間推移呈現明顯下降趨勢，大概從2017~2019年之間商業化投運項目的約200美元/MWh的電價下降至2024~2025年之間的約65美元/MWh的電價。全球多個海上風電項目均報出較低的中標電價

響海上風電度電成本（LCOE）最重要的兩個因素分別是初始投資和發電利用小時數（容量系數），單位投資成本的下降和容量系數的提升是海上風電度電成本下降的主要原因，而初始投資下降和容量系數提升則是由諸多因素推動的，其中主要包括技術進步導致的風機大型化和優化設計、規模化以及競爭帶來的供應鏈成本下降等。

中國作為跟隨者，正在復制歐洲的成長軌跡，未來復制歐洲的電價（或成本）下降趨勢可期。

（1）風機大型化等技術進步

歐洲經驗表明，風機功率等級的大型化是降本的核心因素。2017年，歐洲新投產項目平均單機容量為5.9MW，同比增長23%；與此同時，國內2017年新投產海上風電項目平均單機容量3.65MW，同比下降約5%。對比來看，國內2017年新投產海上風電項目單機容量較歐洲低38%。

歐洲單機容量提升的步伐有望進一步加快，目前，歐洲在建海上風電項目普遍采用6MW及以上的大容量風電機組。2016年，MHIVestasV164-8.0MW機組在英國BurboBank海上風電場擴建項目完成首次安裝，2018年德國漢堡風能展上，MHIVestas正式發布全球最大海上風機V164-10MW；西門子也已推出其8MW系列產品。

國內方面，未來單機容量有望快速提升。據統計，截至2018年9月在建的23個項目平均單機容量為4.6MW，較2017年新投產項目單機容量提升26%。

此外，國內龍頭海上風機企業正在著力推出更大功率等級的海上風機，推動：

金風科技：2017北京國際風能大會暨展覽會上正式發布新一代海上大兆瓦產品——GW6.X平臺及整體解決方案，額定上網功率包含6.45MW及6.7MW，可搭載154米、164米、171米規格大葉輪直徑。在2018年北京國際風能大會暨展覽會上，金風推出GW168-8MW海上大容量機組，預期2019年下半年完成首臺樣機吊裝。

上海電氣：引進西門子成熟技術，目前SWT-6.0-154以及SWT-7.0-154均已在獲得批量訂單；2018年3月，上海電氣與西門子歌美颯簽訂技術轉讓協議，上海電氣將正式引進SG8MW-167海上風電機組。

明陽智能：2017年風能展上推出MySE5.5-7.0MW平臺機型，近期首臺MySE5.5MW半直驅海上機組在粵電湛江外羅海上風電項目吊裝成功，在廣東新建海上風電項目中占比較高的市占份額。2017年歐洲海上風電單機容量持續攀升（MW）

（2）規模化及競價

歐洲單個項目的平均容量也呈現大型化趨勢，新投運項目平均容量從2006年46.3MW提升至2016年的379.5MW，2017年在建項目平均容量493MW，英國近兩輪CfD招標的5個海上風電項目平均容量則超過870MW，單體海上風電場最大容量約1.4GW。單體容量的提升使得大規模成片開發成為可能，有效提升施工和運維效率，降低成本。

國內方面，海上風電項目單體規模也在不斷攀升，根據統計，在建的23個項目平均容量為277MW，已核準待建的42個項目的單體容量則達到388MW，處于核準的29個項目的平均單體容量則達到709MW，海上風電的連片大規模開發已經基本成為共識。國家電投揭陽前詹一海上風電場項目規模1.2GW，是目前國內獲得核準的單體容量最大的海上風電場。

此外，充分的市場競爭也在助力成本降低，尤其體現在開發商環節。目前，歐洲的海上風電項目開發權主要通過招標等形式授予開發商，開發商在獲取海上風電資源方面已形成較為充分的競爭，因此，為了順利獲取海上風電開發權，開發商需要精細成本管理，通過較低的報價贏得競爭。

2019年，我國全國范圍內將實行海上風電項目競爭性配置，廣東、福建均已出臺海上風電項目競爭配置辦法，盡管目前的競爭配置方案對于上網電價的壓力不大，但總體來看海上風電競爭性配置將朝著更有效的價格發現的方向發展。歐洲新投產海上風電項目單體容量攀升

英國海上風電項目建設施工速度（MW/天）

三、英國海上風電發展分析

（一）計劃2030年提供三分之一電力需求

英國是世界海上風能資源最豐富的國家之一，國家周圍海域海水淺、風力強，是世界上最大的海上風電市場。2018年第三季度，可再生能源發電量占全國總發電比例為33.2%，其中風電占可再生能源發電比例為46.4%，海上風電占比為20%。海上風電發電量在英國總發電量中的占比為6.64%。2018Q3英國各類型發電發電量占比

近些年來，在規模效應和差價合約招標機制等因素的推動下，英國海上風電項目開發成本下降了一半。在各類新建電源項目中，它成為了價格最低的選項之一，甚至低于天然氣和核能發電。

2017年，英國海上風電有7個新項目開始投運，發電新增裝機容量1680MW，截至2017年年底，英國海上風電累計裝機容量達到6836MW，位列全球第一。英國海上風電裝機歷年情況

英國從2000年開始，對海上風能資源分階段進行開發。第一輪開始于2000年12月。政府首次向開發商出租海域用于海上風電場開發，作為示范性階段，該輪項目不超過30個風電機組，規模相對較小，離岸距離較近，目前13個工程均已全面投入使用；第二輪開始于2003年7月，涉及16個海上風電場，總裝機容量約6GW；第三輪海上風電場項目于2010年公布，規模更大，離岸更遠，大部分裝機容量都超過1GW，總裝機容量約31GW。

英國的LondonArray海上風電場是世界首個工業規模的海上風電場，也是當前世界最大的海上風電場。風電場位于泰晤士河口外的海域，所占海域面積約100km2，水深最深達25m，總裝機容量630MW，緊隨其后的是Gwynt-y-Mor風電場(576MW)和GreaterGabbard風電場(504MW)。

截至2017年年底，英國已完全投運海上風電場33座，合計容量5826MW。預計2020年海上風電發電量在英國全部電力供應中的占比達到10%。英國計劃到2030年海上風電裝機容量達到30GW，滿足國家三分之一以上的電力需求。英國已投運海上風場（所有已實現全場并網的項目）

（二）、政策支持海上風電發展

英國海上風電的快速發展，離不開政策的支持。與丹麥、荷蘭等國家相比，英國海上風電起步并不是最早的，2000年建成首個試驗性風電場Blyth，2004年才有首個大規模海上風電場NorthHoyle，但此后在政府的大力推動下，英國海上風電產業得到了迅速發展。

2002年引入可再生能源義務(RO)，規定供電商所提供的電力中必須有一部分來自于可再生能源。在此機制下，電力企業利用可再生能源發電。按照比例可獲得一定數量的可再生能源證書(ROCs)。若超額完成，則多余的ROCs可在市場進行交易。若未達標，則需在市場購買ROCs或向監管機構天然氣與電力市場辦公室繳納罰金。

英國政府于2008年修訂了《電力法案》，并于2009年開始實施對可再生能源利用的分類管理，規定每1MW的陸上風電可獲得1個ROCs，而每1MW海上風電可得到2個ROCs。隨著海上風電技術的進步，成本逐步下降，英國將1MWh海上風電可以得到的ROCs下降到1.8個。在ROCs的價值構成中，主要包含兩部分價值，一部分是買斷價值（電網企業未完成部分），一部分是返還價值（政府補貼）。從2002—2017年，買斷價值不斷上升而返還價值不斷下降，體現了英國ROCs市場化逐步完善。

根據能源與氣候變化部2013年7月公布的《有關從可再生能源義務向差價合同過渡的意見征求》，英國從2014年開始實施差價合同政策計劃(CfD)，并在2017年前與可再生能源義務并行運行。在差價合同下，發電商像往常一樣通過電力市場出售電力產出，然后獲得電力售價與執行價之間的差別支付。當電力市場價格高于執行價時，發電商需要返還電力售價與執行價之間的差價，從而避免對發電商的過度支付。2013年12月，英國政府公布的《電力市場改革執行計劃》給出了適用于2014/2015-2018/2019最終的差價合同執行價。從2019年到2030年期間，英國政府將每兩年舉行一次海上風電差價合同(CfD)競標，從而支持海上風電長期穩定的發展。差價合同執行價（2012年價格水平）單位：英鎊/MWh

四、德國海上風電發展分析

（一）、陸上風電飽和促使海上風電發展

德國是風電發展最快的國家之一。經過幾十年的發展，德國陸上風電逐漸飽和，這直接促使了海上風電的發展。德國2008年僅有3臺海上風電機組，裝機容量共12MW，2009年為15臺總裝機容量為72MW的海上風機，而截至2017年年底，海上風電裝機容量已達5355MW。德國海上風電裝機歷年情況

2018年上半年，德國新吊裝62臺風電機組，容量為429.5MW。同期，德國海域共有139個基礎在等待安裝機組。由于沒有新增并網裝機，截至2018年6月，德國海上風電累計并網規模維持在上一年的水平，為5355MW（1169臺）。德國海上風電發展情況一覽（截至2018H1）

2011年，德國政府在福島核事故后，做出了永久放棄核電的決定，并將能源轉型作為能源政策的主導方針。德國可再生能源法案確定了可再生能源發展目標：到2020年、2030年、2040年、2050年，可再生能源發電占比將分別達到35%、50%、65%、80%。2018年德國海上風電發電量為19TWh，比2017年增長近10%，占風電發電量的16%，占全部發電量的3%。2018德國各類型電站發電量占比

（二）、競價導致發電成本快速下降

2017年4月和2018年4月，德國進行了兩輪投標，規模達到3.1GW。2017年，有4個項目中標，2018年，中標數6個，這些項目有望在2021年-2025年投運。2018年中標的6個項目的平均加權中標價為4.66歐分/千瓦時，在兩輪招標中，均出現了零補貼的報價。兩輪招標的中標價區間

德國擁有優質的海上風能資源，北海海上風力發電潛力為18.7GW，波羅的海為17GW，并且這些海域沒有地震和臺風的影響，水深較淺，非常適合發展海上風電。但是德國海洋法的規定：海岸線15海里之內不允許開發海上風電場，這使得德國海上風電場造價和技術難度高于歐洲其他國家的海上風場。這些因素在一定程度上限制了德國海上風電的發展。

2000年，德國政府通過了《可再生能源法》，該法案取代1991年開始實施的《電力上網法》成為推動德國可再生能源電力發展的首要法規。在此基礎上，2002年制定了《德國政府關于海上風能利用戰略》，將海上風電發展上升到戰略層面，開啟德國海上風電產業的開發序幕。此后，《可再生能源法》經過六次大規模修訂，對海上風電開發的政策也在逐步調整。根據德國政府規劃，海上風電開發目標是在2020年和2030年裝機總量分別達6.5GW和15GW。德國海上風電發展戰略

根據2014年頒布實施的《可再生能源法》，德國2020年前新建海上風電場可選擇兩種不同上網電價：普通模型下，海上風電場投產后的前12年內上網電價為15.4歐分/(KW?h)，加速模型下，投產后前8年內的上網電價為19.4歐分/(KW?h)，之后兩種模型下的海上風電場上網價格均為3.9歐分/kWh，總的補貼周期為20年。另外，根據海上風電場的離岸距離和水深情況，政府會對最初的高價補貼上網電價周期進行延長。從2018年開始，新建海上風電場選擇加速模型或普通模型，上網電價分別下調1歐分/kWh和0.5歐分/kWh，并且2020年開始普通模型補貼電價每年下調0.5歐分/kWh。

2017年后，德國海上風電全部采用補貼競價方式。在第一輪項目競價中，BorkumRiffgrundWest和NorthernEnergyOWPWest將無需政府補貼，第二輪競標項目中，也出現了零補貼的項目。可以認為，德國海上風電的成本將在未來幾年實現平價。德國海上風電電價（政府定價）單位：歐分/kWh

五、丹麥海上風電發展分析

（一）風電發電占比接近50%

丹麥是世界上最早進行海上風電開發的國家，1991年建成的世界首個海上風電場Vindeby已經結束運營拆除。丹麥是風力發電占電力消費比例最高的國家之一，2018年上半年，可再生能源發電量占全國總發電比例為67.54%，其中風電占全國總發電比例為44%。2018H1丹麥各類型電站發電占比

丹麥海上風能資源非常豐富，海岸線長達7314km，近海海域的水深非常適合海上風電。截至2017年年底，丹麥海上風電裝機容量1271MW，是繼英、德之后的歐洲第三大海上風電開發國。丹麥海上風電裝機歷年情況

雖然近年來丹麥沒有安裝新的海上風電，但丹麥的海上風力開發預計將順利進行，其目標是到2020年將風力發電占到全國電力消耗的50%。并預計至2021年安裝大約1400MW的海上風電，這包括2021年投運的KriegersFlak海上風電場（600MW），兩個近海350MW的投標，2020年投運的HornsRebIII（400MW）。丹麥投運及在建海上風場

（二）海上風電價格不斷向下

1973年的石油危機刺激了丹麥風電的發展，此后出臺的數次能源規劃中，風力發電作為新能源扮演著重要角色。丹麥海上風電能源政策始于1996年的第四次能源規劃，提出在2030年實現可再生能源占能源消費比例達到35%的目標。1997年，進一步制定了海上風電開發的一系列規劃條例，并于1998年確定建設5個海上示范風電場，總裝機容量750MW。

2004年丹麥政府調整了風電開發政策，取消了此前實行的固定上網電價補貼，規定風電價格以市場電價為基礎，提高0.1丹麥克朗/kWh，同時取消了5個規劃海上風電場中的2個，丹麥海上風電發展進入低迷期，2004-2008年間海上風電裝機容量沒有任何增加。

2008年，政府修訂了能源政策協議，提高補貼標準，同時規劃開發2個海上風電場，裝機容量均為200MW，海上風電開發的積極性再次提高。2012年3月通過的能源政策協議提出了更加雄心勃勃的風電開發目標，到2020年實現風力發電占電力總消費量比例達到50%，該目標包括大規模的海上風電場開發計劃。

新建海上風電場可以通過政府招標或者開放式流程兩種不同的方式來立項。政府招標是丹麥當局決定建設項目，丹麥能源署主持招標程序，并向社會公布由其公開競爭，價格最低的投標人獲得特許經營權。開放式項目中，海上風電場項目開發商向丹麥能源署申請開展項目前期調研許可，之后在劃定的區域內建設風電場，項目開發商可以得到和陸上新風電場項目一樣的電價補助。

丹麥風力發電的價格不斷向下，在風能發電領域占據了領導地位。2017年，丹麥成功利用風能為自己國家提供了24小時的全部用電。丹麥海上風電上網電價

六、海上風電行業投資情況分析

（一）2018年風電新增裝機迎來反轉

新增裝機迎來反轉的同時，棄風率下降。2018年，新增并網風電裝機2059萬千瓦，較2017年增加37.0%，風電累計并網裝機容量達到1.84億千瓦，占全部發電裝機容量的9.7%。2018年風電發電量3660億千瓦時，占全部發電量的5.2%，比2017年提高0.4個百分點。2018年全國風電平均利用小時數2095小時，同比增加147小時；全年棄風電量277億千瓦時，同比減少142億千瓦時，平均棄風率7%，同比下降5個百分點，棄風限電狀況明顯緩解。2018年風電新增裝機迎來反轉

2018年，全國風電平均利用小時數較高的地區是云南（2654小時）、福建（2587小時）、上海（2489小時）和四川（2333小時）。棄風率超過8%的地區是新疆（棄風率23%、棄風電量107億千瓦時），甘肅（棄風率19%、棄風電量54億千瓦時），內蒙古（棄風率10%、棄風電量72億千瓦時）。三省（區）棄風電量合計233億千瓦時，占全國棄風電量的84%。但相比于2017年，全國棄風限電情況有所改善，全國平均棄風率由2017年12.0%下降至7.0%，其中新疆、內蒙古、甘肅、吉林等棄風限電情況較嚴重的地區均有所改善，新疆由29%降至22.9%，甘肅由33%降至19%，吉林由21%降至6.8%，利用小時數也均有所上升。總體來說，2018年風電行業運行良好，行業呈現復蘇態勢。主要省份近兩年棄風限電情況

與此同時，國內風電紅色預警限制逐步解除，18年由紅六變紅三，19年紅三變紅二，2018年吉林由紅色區域調整為綠色區域，黑龍江由橙色調整為綠色，為19年風電新增裝機提供空間。風電投資監測預警結果向好

（二）高電價搶裝背景下，運營商投資動力帶動行業持續復蘇

2019年風電平價和競價上網開啟，推進風電無補貼平價上網的相關政策陸續出臺，政府鼓勵在資源條件最優和市場消納條件保障度高的地區發展不需要國家補貼的平價或者低價上網項目。政策優先建設平價上網項目，嚴格落實平價上網項目的電力送出和消納條件。該文件基本明確了未來項目開發的方向和電網服務的排序，平價上網項目獲諸多優先權，消納將成為項目落地的第一約束條件。風電指導電價也醞釀下調，幅度大概為0.05-0.06元/千瓦時，在此背景下，搶裝成為運營商的優先選項。為了高電價而搶裝，運營商投資動力