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1.3 海上风电全面启动,市场空间超千亿
风电行业新增装机量短期下滑,长期看行业发展稳定向上。受2015年风电抢装带来的需求透支、红六省限装的影响,2016年与2017年风电行业新增装机需求量持续下滑。2017年全国新增风电并网装机容量19.66GW,较2016年的23.37GW,同比下降15.88%。不同于2010-2012年的风电行业,在平价上网日趋临近的大背景下,风机行业需求不存在大幅下滑的风险,长期看风电行业总体发展稳定。
风电投资重心逐渐向非限电地区转移,海上风电有望受益。2017年三北地区新增装机占比呈小幅下滑,由2016年53%降为2017年51%。同时中东部及南方地区新增装机由2016年的47%增至2017年的49%。“三北”地区弃风限电严重,同时由于技术进步使低风速区域可利用率提升,风电投资重心逐渐向中东部地区转移。海上风能资源区多集中于非限电地区,海上风电有望直接受益。
海上风电装机实现大幅度增长。根据中国风能协会的统计,2017年,我国海上风电新增装机(吊装量)319台,容量达到1160MW,比上年增长97%,海上风电装机增速有较明显的优势。海上风电累计装机量呈现爆发式增长,由2010年150MW增长至2017年的2790MW。海上风电新增装机占综合新增装机的比重迅速上升,由2010年的0.74%增长至2017年的5.90%,占比逐步提升。
海上风电全面启动,发展前景广阔。2017年海上风电全面启动,海上风电装机规模持续扩大,2017年国内海上风电项目招标3.4GW,同比增长81%,占全国招标量的12.5%。根据国家《风电发展“十三五”规划》,到2020年全国海上风电开工建设规模达到10GW,力争累计并网容量达到5GW以上,重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设。
我国未来四年海上风电装机容量年复合增长率超过75%。结合“十三五”海上风电发展目标,风能咨询机构MAKE预计,截至2020年中国海上风电累计装机容量将达到15.78GW(吊装量)。按照预计,未来3年海上风电累计装机容量复合增长率超过75%。
以海上风电投资开发成本14000元/KW测算,结合2020年我国海上风电累计装机容量15.78GW的估计值,预计到2018-2020年我国海上风电建设投资市场空间约1800亿元。
2. 全面解读海上风电产业链格局
2.1 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。
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