海上风电市场前景及产业链格局解读分析

▌全面解读海上风电产业链格局

海上风电呈现与陆上风电相异的产业格局

海上风电投资开发包括项目开发前期工作、风电场项目建设以及运营维护。

前期包括海上风电规划、申请项目开发权、申请项目核准3个阶段。

海上风电规划包括地址选择、实地勘察、项目环评及方案设计研究等。

海上风电场则主要由一定规模的风电基础和输电系统构成，风电基础包括风电机组如叶片、风机、塔身和机组安装等部分，输电系统则由交流集电线路，海上升压站和无功补偿设备，海底电缆，陆上变电站和无功补偿设备组成，已建成海上风电场大部分采用高压交流输电系统(HVAC)。运营维护由风电整机厂商和运营商共同负责。

海上风电产业异于陆上风电产业，区别于陆上风电发展。

从本质上看，陆上风电是“机组+电网+一般性电力工程”;海上风电则是“风电项目+海洋工程”，海底光缆、海上桩基及海上装机如吊船、打桩船是海上风电项目重要组成部分。

不同于陆上风电项目建设，海上风电的发展一定程度上借鉴海洋工程的技术，牵扯到海域功能的区分，航道，电缆的铺设，海上风机的设计、施工和安装，并网，环保，甚至国防安全等一系列问题。

从设计、制造、安装、运维各个方面要提升到一个更高的高度，发展模式异于陆上风电。

海上、陆上风电的成本构成比例差异显著，呈现不同的产业格局。由于涉及海洋工程，海上风电项目比陆上风电多了海上桩基及海底光缆，开发投资成本构成不同。

海上风电机组基础、变电站工程、桩基、运输安装和输电线路费用较高，导致海上风电单位造价高于陆上风电;同时海上装机需要专业风电运输安装船以及吊船，海上风电安装成本显著高于陆上风电安装成本。

国内海上风电暂时还处于探索发展阶段，国产海上风机大多是对陆上风机进行改装或升级，通过提升陆上风机容量，做一些防腐措施改造成海上风机。

面对恶劣的海洋环境，风机可靠性会大打折扣，导致海上风电运维成本很高。

由此导致海上、陆上风电的成本构成比例差异显著，海上风电风电机组成本占比为32%(含风塔)，远低于陆上风电70%(含风塔)，相反海上风电的运营、安装等成本占比则远高于陆上风电，产业格局相异。

海上风电项目在硬件方面主要由风电机组、风塔及桩基、海底电缆三部分组成。

在海上风电的总投资中，整机、风塔、海底光缆等设备投资约为50%，按照目前海上风电平均开发投资造价14000元/KW计算，2018-2020年面向整机制造商以及周边部件供应商如桩基、海底光缆等的海上风电市场近900亿元。

海上风电产业链结构同陆上风电相似，主要分为运营、整机制造、零部件三环节。

从产业链环节来看，海上风电和陆上风电没有明显区别，自下而上分为风电场运营、风电整机制造、风机零部件制造三个环节。

目前海上风电运营商主要是五大集团及其下属能源公司，例如南方电网综合能源有限公司、华能、大唐、申能、国家电投、三峡、中核、中广核等;

风电整机相对市场化，海上风电累计装机容量目前国内排名靠前的是金风科技、远景能源等，零部件环节由于技术门槛较低，涉及公司较多，主要以叶片、塔架、齿轮箱等生产商为主。

海上风电的主要开发运营商为大型电力央企

海上风电的主要开发运营商为大型电力央企。与陆上风电相比，海上风电的技术壁垒更高，开发商较为单一，国电集团、中广核、鲁能、申能、中水电、三峡新能源等传统电力风电企业占据海上风电主要份额。

2016年，海上风电运营开发商前三的分别为国能投、中广核以及三峡新能源，累计装机容量分别为534.5MW、208MW、202MW;占比分别为33%、13%、12%。

核心零部件和原材料是风电机组的关键部分

风电机组在海上风电项目中成本占比最高，占单位总投资约 32%。按照目前海上风电平均开发投资造价 14000 元/KW 计算，2018-2020 年对应市场空间为约为 580 亿元。

风电机组主要由叶片、齿轮箱、发电机、电控系统、塔架等组成。涉及关键原材料有钢、铝、铜、混凝土、玻璃纤维、碳纤维、环氧树脂、永磁材料等，其中钢材、碳纤维复合材料和永磁材料有望得到更多关注。

风机叶片是风力发电机组的关键核心部件之一，关注碳纤维复合材料。叶片设计、制造及运行状态的好坏直接影响到整机的性能和发电效率，对风电场运营成本影响重大。

从零部件价值量的角度来看，叶片价值量极大，其成本约占风机总成本的 22.2%，2018-2020年对应的市场空间约为 130 亿元。

随着风电机组尺寸的增大及海上风电的发展，叶片将越来越长且拥有更高叶尖线速度(至 120 米/秒)，未来风电机组叶片的大型化和轻质化将成为叶片发展主要方向。

目前，风电叶片主要以玻璃纤维作为增强材料，但为满足风电机组叶片的大型化和轻质化要求，未来中国在风电叶片的生产中将更多使用碳纤维。

按《中国风电发展路线图 2050》规划， 2020 年、2030 年、2050 年应用碳纤维的风电机组市场份额预计将达到 22.16%、35.45%、61.70%。

齿轮箱的可靠性对风机的寿命起着决定性的作用，尤其是海上大功率风电齿轮箱。

风力发电机齿轮箱位于机舱内部，是目前兆瓦级风机传动链中的薄弱环节，属易过载和过早损坏率较高的部件，其成本占风机总成本约 12.91%，2018-2020 年对应的市场空间约 80 亿。

发电机约占风力发电机组成本的 6%左右，其核心部件为转子及支架、定子及支架、动定轴等。

目前双馈式风力机组采用的发电机包括同步发电机和异步发电机。异步发电机较同步发电机而言，需要的维护较少，更适合海上风电场。相比双馈式发电机，直驱式风机的发电机为低速多级发电机，转数低，磁极数多，体积和重量均比双馈式风机要大。

风机控制系统成本占风电系统总成本的 15%左右，包括控制系统、偏航系统、制动系统、油冷系统、水冷系统、变频器、变桨系统、电池系统、安全链等。

风机控制系统是综合性控制系统，用于监视电网、风况和机组的运行参数。对机组进行并网、脱网控制，以确保运行过程的安全性和可靠性。

同时还要根据风速、风向的变化，对机组进行优化控制，以提高机组的运行效率和发电量。

钢材、永磁材料等关键原材料影响风电产业的发展。钢材用量约占机组总重量的 90%，钢材的供给需求及价格波动将直接影响风电成本。

永磁材料是影响直驱风电机组的关键原材料，其需求将随着直驱风电机组市场规模的扩大而快速增加，这两类材料的供应应得更多关注。

以目前中国已探明的稀土资源储量(约 9030 万吨)和产量增长趋势来判断，未来风电产业所需的永磁材料供应量充足。

整机制造商市场份额集中，国内外技术水平逐步缩小

风电制造商纷纷布局大兆瓦海上风电机组。

随着海上风电装机需求增长，风电制造商积极布局海上风电，研发大兆瓦海上风电机组。

5MW及以上风电机组已逐渐成为国内外主要风电厂商的发展重点，国外8MW机组已完成商业化应用，10MW机组也已经到实验样机阶段，其中维斯塔斯8MW风电机组、Enercon7.5MW风电机组、西门子7MW风电机组、通用电气6MW风电机组、歌美飒5MW风电机组等均得到了广泛应用。

国内风机厂商如华锐风电6MW、联合动力6MW、金风科技6MW、东方 电气5.5MW、海装风电5MW等海上风电机组陆续下线安装，处于样机试验阶段。

国内海上发电机组面临着技术缺乏有效验证、标准缺失等明显短板，与海外技术差距明显。

我国海上风电机组容量以3MW-4MW为主，5MW-6MW风电机组多处于小批试验阶段，自主研发有所突破，但技术缺乏有效验证，核心技术仍依赖于海外成熟技术。

同比之下，欧洲6MW海上风电机组已形成产业化能力并批量安装，8.5MW及9.5MW海上风电机组进入样机试运行阶段，12MW的海上风电机组也已经开始进设计，与国外技术水平仍有较大的差距。国内海上风电机组受限于规模生产及技术水平，国产替代有望降低高成本。

国内机组一般由陆上风电机组经过防腐等适应性改造后下海或是引进海外成熟技术，国内整机制造商并不掌握核心技术，尤其是大功率海上风电机组。

由于无法实现国产化，受限于规模生产及技术水平，国内风电机组造价成本较高，为5000-8000元/KW。

目前国内陆上风电机组由于完全国产化，使得造价成本全球最低，因此，只有针对中国海域海床条件和风资源特点，自主研制具有核心技术的国产化海上风电机组才是国内海上风电发展的出路。

海上风电机组制造商数量较少，市场份额集中。

截至2017年底，海上风电机组供应商共11家，其中累计装机容量达到150MW以上的机组制造商有远景能源、金风科技、华锐风电等，市场份额高度集中。

2017年，中国海上风电新增装机319台，容量达到1160MW，同比增长89.8%，共有8家制造企业有新增吊装，主要有金风科技、远景能源和重庆海装。

风电塔架及桩基技术含量高，行业具有较高毛利率

风塔是风电产业链中风电机组的重要组成部分。

风电机组是风电项目的核心部分，风塔成本约占风电整机总成本的20%左右，约占海上风电项目投资成本8%，为整套风机提供支撑力。

其主要功能是支承风力发电机的机械部件，发电系统(重力负载)，承受风轮的作用力和风作用在塔架上的力，具有足够的疲劳强度，能够承受风轮引起的振动载荷，包括起动和停机的周期性影响、突风变化、塔影效应等。

除塔体外，其内部通常有爬梯、电缆、电缆梯、平台等结构。

海底电缆是海上风电项目开发重要环节

海底电缆是海上风电与陆上风电较为主要的区别所在，海上风电投资占比约为5-7%。

海上环境恶劣，对于海缆的制作工艺、运输安装、后期维护等提出很高要求。相较于陆上风电，海缆厂家相比于陆缆厂家可选性少，海缆施工难度较大，需要专业的敷缆单位来完成，后期维护费用较高。

陆缆单公里费用约25~70万元，相较于陆上电缆，35kV海缆单公里费用在70~150万元(考虑不同截面)，220kV海缆单公里费用在400万元，电缆投资增加较多，同时海缆投资规模同海上风电投资规模同比增加。

海底线缆目前广泛运用的是海底光电复合缆，直接降低了项目的综合造价和投资，并间接地节约了海洋调查的工作量和后期路由维护工作。

海底光电复合缆即在海底电力电缆中加入具有光通信功能及加强结构的光纤单元，使其具有电力传输和光纤信息传输的双重功能，完全可以取代同一线路敷设的海底电缆和光缆，节约了海洋路由资源，降低制造成本费用、海上施工费用和路岸登陆费用。

我国近两年建设的近海试验风电场全部采用海底光电复合缆实现电力传输和远程控制。

海上风电安装船及运维市场开启，发展前景广阔

海上风电机组安装专用船的短缺是导致海上风电场开发成本高昂的关键因素之一。

海上风电安装船是高度精密的海上设施，能将风机和基础安装设备运输至风电场址，并配备适合各种安装方法的起重设备和定位设备。

早期的安装船舶都是借用或由其他海洋工程船舶改造而成，但随着风机的大型化，起重高度和起重能力的要求提高，海上风机安装的专用船舶需求增长。

海上风电安装船的建造周期较长，需要2-3年时间，需要提前订购来满足预期的市场需求。

目前，我国海上风电技术支撑相对薄弱，对海上风电机组的设计施工、研究试验不足，海上风电安装专用船舶短缺，这些因素直接导致海上风电开发成本过高。专用安装设备需求显现，发展前景驱动企业布局。

随着海上风电全面提速，对专业船舶需求日益增长。国内船舶制造企业积极布局海上风电安装设备及平台。

中船重工(重庆)海装风电设备公司投重金用于海上风电设备研制，其中重要一项就是要建造海上风电安装船;中船集团708所也自主研发，为南通海洋水建设计了我国首艘自升式海上风电安装船“海洋38”号。

龙源振华大力发展海上风电安装设备，目前拥有世界最大安装船“龙源振华三号”。此外，也有诸如江苏盛裕风电设备有限公司等民营企业提前布局，希望抢占海上风电安装的先机。大规模海上风电项目投运，海上运维市场开启。

海上风电风险较大，机组故障率高，维修工作大，需要定期或不定期的对海上风机及升压平台进行养护，海上运维市场前景广阔。

由于国内海上风电处于初步发展阶段，国内海上风电尚无长期运营经验和成本数据积累，海上运维市场尚处于起步阶段。根据目前国内已建成的海上风电场运维情况看，海上运维工作量是陆上的2-4倍，费用远超陆上风电。

尽管海上运维门槛高、起步晚，但随着我国海上风电的发展，未来将形成陆上运维和海上运维市场的细分格局