中國儲能網訊：海上風電資源稟賦優(yōu)越，預計未來三年市場空間達到1800億。我國海上風能資源豐富，近海風能可供開發(fā)資源達到5億千瓦。海上風場距離負荷中心較近，消納能力強，風電發(fā)展逐漸向海上轉移。2017年海上風電裝機實現大幅增長，增速達到97%。根據規(guī)劃，我國未來三年海上風電裝機容量年復合增長率超過30%，重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設。以海上風電成本14000元/KW測算，2020年我國海上風電累計裝機目標15.78GW，預計2018-2020年我國海上風電建設投資市場空間將達到1800億元。
電價政策傾向海上風電，項目投資進展快馬加鞭。2018年1月1日實施新上網標桿電價，但維持海上風電上網標桿電價不變，近海風電項目標桿上網電價為每千瓦時0.85元，潮間帶風電項目標桿上網電價為每千瓦時0.75元。此次電價調整逐步引導風電項目開發(fā)向非限電地區(qū)轉移，并鼓勵海上風電開發(fā)。2017-2018年，我國核準海上風電項目18個，總計5367MW；開工項目14個，總計3985MW。
海上風電未來成本下行，經濟競爭力顯著提升。受益于風電的技術進步和規(guī)模擴大，風電機組價格、風電開發(fā)投資成本及運行維護成本呈現不斷下降趨勢。目前近海風電的投資是陸上風電的1.5-2倍，大約為14000-19000元/KW，預計2020、2030和2050年降至14000、12000和10000元/KW。目前近海風電的運行維護成本是陸上風電的1.5倍，未來有望持續(xù)降低。
1. 海上風電資源豐富，高速發(fā)展打開市場空間
1.1 風能資源儲備豐富，海上風電前景廣闊
風力發(fā)電是可再生能源領域中技術最成熟、最具規(guī)模開發(fā)條件和商業(yè)化發(fā)展前景的發(fā)電方式之一。風能開發(fā)和利用不受資源約束，環(huán)境影響小，可以大規(guī)模和可持續(xù)發(fā)展。全球的風能約為2.74×10^9MW，其中可利用的風能為2×10^7MW。在現有風電技術條件下，我國風能資源足夠支撐10億千瓦以上風電裝機，風力發(fā)電將是未來能源和電力結構中的一個重要的組成部分。同時，發(fā)展風力發(fā)電對于解決能源危機、減緩氣候變化、調整能源結構有著非常重要的意義。
我國海上風能資源豐富，近海風能可供開發(fā)資源達到5億千瓦。我國海岸線遼闊，海上風能資源豐富，主要集中在東南沿海地區(qū)。我國東南沿海及附近島嶼的有效風能密度為200-300瓦/平方米以上，全年大于或等于3米/秒的時數約為7000多小時，大于或等于6米/秒的時數約為4000小時。根據發(fā)改委能源研究所發(fā)布的《中國風電發(fā)展路線圖2050》報告，中國水深5-50米海域,100米高度的海上風能資源開放量為5億千瓦，總面積為39.4萬平方千米。
不同省份的海上風力資源和地質條件差異明顯。我國風能資源最豐富的區(qū)域出現在臺灣海峽，由該區(qū)域向南、北兩側大致呈遞減趨勢。具體而言，江蘇、山東等長江以北屬于典型的低風速、無臺風風險市場，需求大葉輪機組，河北、遼寧等更北部海域還要考慮海冰的影響；廣東、浙江等屬于典型的低風速、有臺風風險市場，需求的是大葉輪抗臺風機組；福建、粵東部分區(qū)域、臺灣海峽等屬于典型的高風速、有臺風風險市場，需求的是更大容量抗臺風機組。
利用風能資源發(fā)展風電，為實現非化石能源占一次能源消費比重達到15%的目標提供重要支撐。在國家相關部門重視和多重政策的支持下，風電已成為我國第三大電源，從補充能源進入替代能源的發(fā)展階段?！讹L電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》指出，“十三五”期間風電建設總投資將達到7000億元以上，到2020年底，風電年發(fā)電量要確保達到4200億千瓦時，約占全國總發(fā)電量的6%。增加可再生能源在一次能源消費結構中的比例，并以最終和清潔煤電價匹配為發(fā)展目標。
1.2 風電發(fā)展向非限電地區(qū)轉移，海上風電優(yōu)勢顯著
陸上風電發(fā)展增速趨緩，棄風限電現象略有好轉。2017年陸上風電新增裝機18.50GW，相比較2016年22.78GW的新增裝機量，同比下降18.79%，陸上風電發(fā)展增速有所放緩。2018年一季度，全國平均利用小時數592小時，同比增加124小時；全國棄風電量為91億千瓦時，同比下降44億千瓦時；棄風率為8.5%，同比下降7.9個百分點，與2017年相比棄風限電情況明顯好轉；但國家電網提出的目標是在2020年棄風率控制在5%以內。
陸上風電發(fā)展受限使得海上風電成為風電發(fā)展新出路。陸上風電發(fā)展主要受限于棄風消納問題，棄風現象嚴重主要在于系統(tǒng)調峰能力嚴重不足，新能源發(fā)電與送出工程建設進度不同步和體制機制的問題。新能源富集地區(qū)不同程度地存在跨省、跨區(qū)通道能力不足問題，已成為制約新能源消納的剛性約束。而海上風場基本都建設在沿海100-200公里以內，距離負荷中心較近，減少電力傳輸損失，并且常年有風，所以很適合電負荷中心的需求。海上風電的發(fā)展，有望滿足行業(yè)發(fā)展增量需求，成為風電發(fā)展新出路。
海上風電利用小時數超陸上風電，發(fā)電量優(yōu)勢顯著。陸上風電年均利用小時數為2200左右，海上風電根據資源條件不同，利用小時數一般也不同，但是平均利用小時數可以達到3000小時以上。相較于陸上風電，目前我國海上風電單機容量以2.5-5MW為主，高于陸上風電以2MW類型為主的單機容量。隨著技術水平提高，單機規(guī)模持續(xù)擴大，更強更穩(wěn)的風力以及更高的利用小時數，海上風電的發(fā)電優(yōu)勢將更加顯著。
海上風電能夠為我國東南沿海省份提供有效的能源補充。海上風能資源主要處于東部沿海地區(qū)，以福建、浙江、山東、江蘇和廣東五個省份為主。東部沿海省市是國內經濟最發(fā)達的地區(qū)，用電領先并處于電負荷中心，為大規(guī)模發(fā)展海上風電提供了足夠的市場空間。同時，這些省市電力供應緊張，用電增長速度較快，隨著火電裝機量的進一步走弱，用電缺口將進一步擴大，海上風電可以作為目前常規(guī)使用能源的有效補充。2017年，海上風力資源所在的主要五個東南沿海省份（福建、浙江、山東、江蘇和廣東）總用電量為23502億千瓦時，是西北地區(qū)的6.1倍左右，消納能力強。
1.3 海上風電全面啟動，市場空間超千億
風電行業(yè)新增裝機量短期下滑，長期看行業(yè)發(fā)展穩(wěn)定向上。受2015年風電搶裝帶來的需求透支、紅六省限裝的影響，2016年與2017年風電行業(yè)新增裝機需求量持續(xù)下滑。2017年全國新增風電并網裝機容量19.66GW，較2016年的23.37GW，同比下降15.88%。不同于2010-2012年的風電行業(yè)，在平價上網日趨臨近的大背景下，風機行業(yè)需求不存在大幅下滑的風險，長期看風電行業(yè)總體發(fā)展穩(wěn)定。
風電投資重心逐漸向非限電地區(qū)轉移，海上風電有望受益。2017年三北地區(qū)新增裝機占比呈小幅下滑，由2016年53%降為2017年51%。同時中東部及南方地區(qū)新增裝機由2016年的47%增至2017年的49%。“三北”地區(qū)棄風限電嚴重，同時由于技術進步使低風速區(qū)域可利用率提升，風電投資重心逐漸向中東部地區(qū)轉移。海上風能資源區(qū)多集中于非限電地區(qū)，海上風電有望直接受益。
海上風電裝機實現大幅度增長。根據中國風能協(xié)會的統(tǒng)計，2017年，我國海上風電新增裝機(吊裝量)319臺，容量達到1160MW，比上年增長97%，海上風電裝機增速有較明顯的優(yōu)勢。海上風電累計裝機量呈現爆發(fā)式增長，由2010年150MW增長至2017年的2790MW。海上風電新增裝機占綜合新增裝機的比重迅速上升，由2010年的0.74%增長至2017年的5.90%，占比逐步提升。
海上風電全面啟動，發(fā)展前景廣闊。2017年海上風電全面啟動，海上風電裝機規(guī)模持續(xù)擴大，2017年國內海上風電項目招標3.4GW，同比增長81%，占全國招標量的12.5%。根據國家《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，到2020年全國海上風電開工建設規(guī)模達到10GW，力爭累計并網容量達到5GW以上，重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設。
我國未來四年海上風電裝機容量年復合增長率超過75%。結合“十三五”海上風電發(fā)展目標，風能咨詢機構MAKE預計，截至2020年中國海上風電累計裝機容量將達到15.78GW（吊裝量）。按照預計，未來3年海上風電累計裝機容量復合增長率超過75%。
以海上風電投資開發(fā)成本14000元/KW測算，結合2020年我國海上風電累計裝機容量15.78GW的估計值，預計到2018-2020年我國海上風電建設投資市場空間約1800億元。
2. 全面解讀海上風電產業(yè)鏈格局
2.1 海上風電呈現與陸上風電相異的產業(yè)格局
海上風電投資開發(fā)包括項目開發(fā)前期工作、風電場項目建設以及運營維護。前期包括海上風電規(guī)劃、申請項目開發(fā)權、申請項目核準3個階段。海上風電規(guī)劃包括地址選擇、實地勘察、項目環(huán)評及方案設計研究等。海上風電場則主要由一定規(guī)模的風電基礎和輸電系統(tǒng)構成，風電基礎包括風電機組如葉片、風機、塔身和機組安裝等部分，輸電系統(tǒng)則由交流集電線路，海上升壓站和無功補償設備，海底電纜，陸上變電站和無功補償設備組成，已建成海上風電場大部分采用高壓交流輸電系統(tǒng)（HVAC）。運營維護由風電整機廠商和運營商共同負責。
海上風電產業(yè)異于陸上風電產業(yè)，區(qū)別于陸上風電發(fā)展。從本質上看，陸上風電是“機組+電網+一般性電力工程”；海上風電則是“風電項目+海洋工程”，海底光纜、海上樁基及海上裝機如吊船、打樁船是海上風電項目重要組成部分。不同于陸上風電項目建設，海上風電的發(fā)展一定程度上借鑒海洋工程的技術，牽扯到海域功能的區(qū)分，航道，電纜的鋪設，海上風機的設計、施工和安裝，并網，環(huán)保，甚至國防安全等一系列問題。從設計、制造、安裝、運維各個方面要提升到一個更高的高度，發(fā)展模式異于陸上風電。
海上、陸上風電的成本構成比例差異顯著，呈現不同的產業(yè)格局。由于涉及海洋工程，海上風電項目比陸上風電多了海上樁基及海底光纜，開發(fā)投資成本構成不同。海上風電機組基礎、變電站工程、樁基、運輸安裝和輸電線路費用較高，導致海上風電單位造價高于陸上風電；同時海上裝機需要專業(yè)風電運輸安裝船以及吊船，海上風電安裝成本顯著高于陸上風電安裝成本。
國內海上風電暫時還處于探索發(fā)展階段，國產海上風機大多是對陸上風機進行改裝或升級，通過提升陸上風機容量，做一些防腐措施改造成海上風機。面對惡劣的海洋環(huán)境，風機可靠性會大打折扣，導致海上風電運維成本很高。由此導致海上、陸上風電的成本構成比例差異顯著，海上風電風電機組成本占比為32%(含風塔)，遠低于陸上風電70%(含風塔)，相反海上風電的運營、安裝等成本占比則遠高于陸上風電，產業(yè)格局相異。
海上風電項目在硬件方面主要由風電機組、風塔及樁基、海底電纜三部分組成。在海上風電的總投資中，整機、風塔、海底光纜等設備投資約為50%，按照目前海上風電平均開發(fā)投資造價14000元/KW計算，2018-2020年面向整機制造商以及周邊部件供應商如樁基、海底光纜等的海上風電市場近900億元。
海上風電產業(yè)鏈結構同陸上風電相似，主要分為運營、整機制造、零部件三環(huán)節(jié)。從產業(yè)鏈環(huán)節(jié)來看，海上風電和陸上風電沒有明顯區(qū)別，自下而上分為風電場運營、風電整機制造、風機零部件制造三個環(huán)節(jié)。目前海上風電運營商主要是五大集團及其下屬能源公司，例如南方電網綜合能源有限公司、華能、大唐、申能、國家電投、三峽、中核、中廣核等；風電整機相對市場化，海上風電累計裝機容量目前國內排名靠前的是金風科技、遠景能源等，零部件環(huán)節(jié)由于技術門檻較低，涉及公司較多，主要以葉片、塔架、齒輪箱等生產商為主。
2.2 海上風電的主要開發(fā)運營商為大型電力央企
海上風電的主要開發(fā)運營商為大型電力央企。與陸上風電相比，海上風電的技術壁壘更高，開發(fā)商較為單一，國電集團、中廣核、魯能、申能、中水電、三峽新能源等傳統(tǒng)電力風電企業(yè)占據海上風電主要份額。2016年，海上風電運營開發(fā)商前三的分別為國能投、中廣核以及三峽新能源，累計裝機容量分別為534.5MW、208MW、202MW；占比分別為33%、13%、12%。
2.3 核心零部件和原材料是風電機組的關鍵部分
風電機組在海上風電項目中成本占比最高，占單位總投資約32%。按照目前海上風電平均開發(fā)投資造價14000元/KW計算，2018-2020年對應市場空間為約為580億元。風電機組主要由葉片、齒輪箱、發(fā)電機、電控系統(tǒng)、塔架等組成。涉及關鍵原材料有鋼、鋁、銅、混凝土、玻璃纖維、碳纖維、環(huán)氧樹脂、永磁材料等，其中鋼材、碳纖維復合材料和永磁材料有望得到更多關注。
風機葉片是風力發(fā)電機組的關鍵核心部件之一，關注碳纖維復合材料。葉片設計、制造及運行狀態(tài)的好壞直接影響到整機的性能和發(fā)電效率，對風電場運營成本影響重大。從零部件價值量的角度來看，葉片價值量極大，其成本約占風機總成本的22.2%，2018-2020年對應的市場空間約為130億元。隨著風電機組尺寸的增大及海上風電的發(fā)展，葉片將越來越長且擁有更高葉尖線速度（至120米/秒），未來風電機組葉片的大型化和輕質化將成為葉片發(fā)展主要方向。目前，風電葉片主要以玻璃纖維作為增強材料，但為滿足風電機組葉片的大型化和輕質化要求，未來中國在風電葉片的生產中將更多使用碳纖維。按《中國風電發(fā)展路線圖2050》規(guī)劃， 2020年、2030年、2050年應用碳纖維的風電機組市場份額預計將達到22.16%、35.45%、61.70%。
齒輪箱的可靠性對風機的壽命起著決定性的作用，尤其是海上大功率風電齒輪箱。風力發(fā)電機齒輪箱位于機艙內部，是目前兆瓦級風機傳動鏈中的薄弱環(huán)節(jié)，屬易過載和過早損壞率較高的部件，其成本占風機總成本約12.91%，2018-2020年對應的市場空間約80億。
發(fā)電機約占風力發(fā)電機組成本的6%左右，其核心部件為轉子及支架、定子及支架、動定軸等。目前雙饋式風力機組采用的發(fā)電機包括同步發(fā)電機和異步發(fā)電機。異步發(fā)電機較同步發(fā)電機而言，需要的維護較少，更適合海上風電場。相比雙饋式發(fā)電機，直驅式風機的發(fā)電機為低速多級發(fā)電機，轉數低，磁極數多，體積和重量均比雙饋式風機要大。
風機控制系統(tǒng)成本占風電系統(tǒng)總成本的15%左右，包括控制系統(tǒng)、偏航系統(tǒng)、制動系統(tǒng)、油冷系統(tǒng)、水冷系統(tǒng)、變頻器、變槳系統(tǒng)、電池系統(tǒng)、安全鏈等。風機控制系統(tǒng)是綜合性控制系統(tǒng)，用于監(jiān)視電網、風況和機組的運行參數。對機組進行并網、脫網控制，以確保運行過程的安全性和可靠性。同時還要根據風速、風向的變化，對機組進行優(yōu)化控制，以提高機組的運行效率和發(fā)電量。
鋼材、永磁材料等關鍵原材料影響風電產業(yè)的發(fā)展。鋼材用量約占機組總重量的90%，鋼材的供給需求及價格波動將直接影響風電成本。永磁材料是影響直驅風電機組的關鍵原材料，其需求將隨著直驅風電機組市場規(guī)模的擴大而快速增加，這兩類材料的供應應得更多關注。以目前中國已探明的稀土資源儲量（約9030萬噸）和產量增長趨勢來判斷，未來風電產業(yè)所需的永磁材料供應量充足。
2.4 整機制造商市場份額集中，國內外技術水平逐步縮小
風電制造商紛紛布局大兆瓦海上風電機組。隨著海上風電裝機需求增長，風電制造商積極布局海上風電，研發(fā)大兆瓦海上風電機組。5MW及以上風電機組已逐漸成為國內外主要風電廠商的發(fā)展重點，國外8MW機組已完成商業(yè)化應用，10MW機組也已經到實驗樣機階段，其中維斯塔斯8MW風電機組、Enercon7.5MW風電機組、西門子7MW風電機組、通用電氣6MW風電機組、歌美颯5MW風電機組等均得到了廣泛應用。國內風機廠商如華銳風電6MW、聯(lián)合動力6MW、金風科技6MW、東方 電氣5.5MW、海裝風電5MW等海上風電機組陸續(xù)下線安裝，處于樣機試驗階段。
國內海上發(fā)電機組面臨著技術缺乏有效驗證、標準缺失等明顯短板，與海外技術差距明顯。我國海上風電機組容量以3MW-4MW為主，5MW-6MW風電機組多處于小批試驗階段，自主研發(fā)有所突破，但技術缺乏有效驗證，核心技術仍依賴于海外成熟技術。同比之下，歐洲6 MW海上風電機組已形成產業(yè)化能力并批量安裝，8.5 MW及9.5 MW海上風電機組進入樣機試運行階段，12MW的海上風電機組也已經開始進設計，與國外技術水平仍有較大的差距。
國內海上風電機組受限于規(guī)模生產及技術水平，國產替代有望降低高成本。國內機組一般由陸上風電機組經過防腐等適應性改造后下?；蚴且M海外成熟技術，國內整機制造商并不掌握核心技術，尤其是大功率海上風電機組。由于無法實現國產化，受限于規(guī)模生產及技術水平，國內風電機組造價成本較高，為5000-8000元/KW。目前國內陸上風電機組由于完全國產化，使得造價成本全球最低，因此，只有針對中國海域海床條件和風資源特點，自主研制具有核心技術的國產化海上風電機組才是國內海上風電發(fā)展的出路。
海上風電機組制造商數量較少，市場份額集中。截至2017年底，海上風電機組供應商共11家，其中累計裝機容量達到150MW以上的機組制造商有遠景能源、金風科技、華銳風電等，市場份額高度集中。2017年，中國海上風電新增裝機319臺，容量達到1160MW，同比增長89.8%，共有8家制造企業(yè)有新增吊裝，主要有金風科技、遠景能源和重慶海裝。
2.5 風電塔架及樁基技術含量高，行業(yè)具有較高毛利率
風塔是風電產業(yè)鏈中風電機組的重要組成部分。風電機組是風電項目的核心部分，風塔成本約占風電整機總成本的20%左右，約占海上風電項目投資成本8%，為整套風機提供支撐力。其主要功能是支承風力發(fā)電機的機械部件，發(fā)電系統(tǒng)（重力負載），承受風輪的作用力和風作用在塔架上的力，具有足夠的疲勞強度，能夠承受風輪引起的振動載荷，包括起動和停機的周期性影響、突風變化、塔影效應等。除塔體外，其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。
塔架的成本主要取決于其重量，而塔架的重量取決于風機的兆瓦級別以及樁基的類型。塔架一般是指風塔塔筒與基礎段組成的整套塔架，目前風電機組的塔架高度普遍為60米至80米，未來大型風電機組的塔架高度將有可能繼續(xù)增長，從而增加發(fā)電量收益。海上風機塔架的銷售價格約為10000元/噸，一般占海上風電建設總成本的8%左右，相比陸上風機，海上風機需要安裝管樁、導管架等底部支撐設施，單位鋼結構用量更大，一般占海上風電建設總成本的14%左右，塔架和基導管架在在總建設成本中占比約22%，2018-2020年有對應400億元的市場空間。
海上風塔的技術要求更高。在海上風電設備中，風塔是承擔風電機組及葉片產生的荷載，確保風電機組安全、穩(wěn)定運轉的重要部件。與陸上風塔相比，海上風塔需要經受海浪、潮汐、大溫差等多種因素的考驗，因此在生產過程中要考慮海上防腐等特殊技術要求；除此之外，海上風塔還具有單段長度較長、直徑較大、重量較大的特點，技術要求較高。
為承受海上強風載荷、海水腐蝕、海浪沖擊等，海上風電機組基礎結構遠比陸上風電復雜。樁基是海上風電的重要組成部分，主要作用是固定風電機組，根據不同的海床條件、水深、風機和環(huán)境情況，海上風電場的基礎結構（樁基）主要有有四種基本形式：陸地基礎、單樁基礎、基腳架基礎和浮式基礎。目前，海上風電項目開發(fā)所用的基礎主要為單樁式和導管架式，但它們對水深有著嚴格的要求。浮式基礎則可以突破這種限制，有望成為下一代海上風電基礎的主力類型。
2.6 海底電纜是海上風電項目開發(fā)重要環(huán)節(jié)
海底電纜是海上風電與陸上風電較為主要的區(qū)別所在，海上風電投資占比約為5-7%。海上環(huán)境惡劣，對于海纜的制作工藝、運輸安裝、后期維護等提出很高要求。相較于陸上風電，海纜廠家相比于陸纜廠家可選性少，海纜施工難度較大，需要專業(yè)的敷纜單位來完成，后期維護費用較高。陸纜單公里費用約25～70萬元，相較于陸上電纜，35kV海纜單公里費用在70～150萬元（考慮不同截面），220kV海纜單公里費用在400萬元，電纜投資增加較多，同時海纜投資規(guī)模同海上風電投資規(guī)模同比增加。
海底線纜目前廣泛運用的是海底光電復合纜，直接降低了項目的綜合造價和投資，并間接地節(jié)約了海洋調查的工作量和后期路由維護工作。海底光電復合纜即在海底電力電纜中加入具有光通信功能及加強結構的光纖單元，使其具有電力傳輸和光纖信息傳輸的雙重功能，完全可以取代同一線路敷設的海底電纜和光纜，節(jié)約了海洋路由資源，降低制造成本費用、海上施工費用和路岸登陸費用。我國近兩年建設的近海試驗風電場全部采用海底光電復合纜實現電力傳輸和遠程控制。
2.7 海上風電安裝船及運維市場開啟，發(fā)展前景廣闊
海上風電機組安裝專用船的短缺是導致海上風電場開發(fā)成本高昂的關鍵因素之一。海上風電安裝船是高度精密的海上設施，能將風機和基礎安裝設備運輸至風電場址，并配備適合各種安裝方法的起重設備和定位設備。早期的安裝船舶都是借用或由其他海洋工程船舶改造而成，但隨著風機的大型化，起重高度和起重能力的要求提高，海上風機安裝的專用船舶需求增長。海上風電安裝船的建造周期較長，需要2-3年時間，需要提前訂購來滿足預期的市場需求。目前，我國海上風電技術支撐相對薄弱，對海上風電機組的設計施工、研究試驗不足，海上風電安裝專用船舶短缺，這些因素直接導致海上風電開發(fā)成本過高。
專用安裝設備需求顯現，發(fā)展前景驅動企業(yè)布局。隨著海上風電全面提速，對專業(yè)船舶需求日益增長。國內船舶制造企業(yè)積極布局海上風電安裝設備及平臺。中船重工(重慶)海裝風電設備公司投重金用于海上風電設備研制，其中重要一項就是要建造海上風電安裝船;中船集團708所也自主研發(fā)，為南通海洋水建設計了我國首艘自升式海上風電安裝船 “海洋38”號。龍源振華大力發(fā)展海上風電安裝設備，目前擁有世界最大安裝船“龍源振華三號”。此外，也有諸如江蘇盛裕風電設備有限公司等民營企業(yè)提前布局，希望搶占海上風電安裝的先機。
大規(guī)模海上風電項目投運，海上運維市場開啟。海上風電風險較大，機組故障率高，維修工作大，需要定期或不定期的對海上風機及升壓平臺進行養(yǎng)護，海上運維市場前景廣闊。由于國內海上風電處于初步發(fā)展階段，國內海上風電尚無長期運營經驗和成本數據積累，海上運維市場尚處于起步階段。根據目前國內已建成的海上風電場運維情況看，海上運維工作量是陸上的2-4倍，費用遠超陸上風電。盡管海上運維門檻高、起步晚，但隨著我國海上風電的發(fā)展，未來將形成陸上運維和海上運維市場的細分格局。
3. 歐洲是全球海上風電的領頭羊
3.1 歐洲代表全球海上風電的發(fā)展方向
歐洲是當前全球最大的海上風電行業(yè)市場。2017年，歐洲海上風電新增裝機容量為3148MW，占全球海上風電新增裝機容量72.6%，海上風電累計裝機容量為15780MW，占全球海上風電累計裝機容量83.9%。歐洲海上風電開發(fā)的主力國家有英國、德國、丹麥、荷蘭、比利時等。其中英國是全球海上風電的第一大國，擁有海上風電項目31個，并網海上風電機組臺數1753臺，2017年新增裝機容量1679MW，累計并網容量達6835MW。德國自2012年以后逐漸成為世界上重要的風電工程市場，其政府組織也明確提出必須在國內開展新能源轉型工作，加大力度發(fā)展海上風電行業(yè)。截至2017年，德國擁有海上風電項目23個，并網海上風電機組臺數1169臺，累計并網容量5355MW。
歐洲擁有世界一流的海上風電制造企業(yè)和領先的技術水平。截至2017年底，在歐洲累計并網的海上風電機組中，Siemens Gamesa占據了最大的份額，占并網容量63.29%，占并網臺數63.80%，其次是MHI Vestas占并網容量18.35%，占并網臺數22.13%。在歐洲的投標機組已經從6MW為主向7-8MW過渡。預計到2020年，試驗機型將達到12-14MW的水平。風輪直徑相應地從現在150-170米的水平增加到200米以上。對比中國市場現狀，目前仍停留在4MW為主的時代。2017-2018年，5-7MW的裝機正快速增長，到2020 年，中國海上新增裝機或將進入 8-9MW為主的階段。預計在2025年，中國海上風電市場也將迎來10MW時代。中國與歐洲存在約3年迭代期的差距。
3.2 配額制推動英國海上風電發(fā)展
英國政府強有力的海上風電政策支持體系是英國成為全球海上風電第一大國的重要原因。英國是全球海上風電的第一大國，在2017年海上風電新增裝機容量達1679MW，占全球海上風電新增裝機容量的38.7%，海上風電累計并網容量達6835MW，占全球海上風電累計容量的36.3%。英國海上風電產業(yè)的起步晚于丹麥及瑞典等國，通過出臺一系列的政策大力支持海上風電的發(fā)展實現超越。
可再生能源配額制是支撐英國海上風電發(fā)展的核心政策。英國從2002年起實施可再生能源配額制度，該制度本質上是一種強制配額制度，希望以市場分配手段降低成本，實現更有效率的可再生能源發(fā)展模式。電力生產企業(yè)利用可再生能源每生產1MWh的電量，就可以獲得一定數額的“可再生能源義務證書”。電網企業(yè)可以通過提交這些證書來完成自己的義務，對于未完成的部分則必須按照規(guī)定的買斷價支付一定款項。為了加大對海上風電的支持力度，2009年英國規(guī)定1MWh海上風電電量可以獲得1.5個可再生能源義務證書，并在2010年又進一步提高至2個可再生能源義務證書，大大高于其他形式的可再生能源，有利于海上風電企業(yè)從可再生能源義務證書市場交易中獲得更多補償，為海上風電發(fā)展提供了巨大的支持。隨著海上風電技術的進步，成本逐步下降，英國將1MWh海上風電可以得到可再生能源義務證書下降到1.8個。在可再生能源義務證書的價值構成中，主要包含兩部分價值，一部分是買斷價值（電網企業(yè)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，體現了英國可再生能源證書市場化逐步完善。
可再生能源配額制度向差價合約固定電價政策過渡方案和初步框架的出臺進一步推動英國海上風電發(fā)展。2011年7月，英國發(fā)布了 《2011 電力系統(tǒng)改革白皮書》， 2012 年又頒布了 《能源法案草案》，著手改革可再生能源政策，提出了可再生能源配額制度向差價合約固定電價政策過渡方案和初步框架：從2014 起，高于5兆瓦的發(fā)電企業(yè)可以在可再生能源配額制度與差價合約固定電價政策之間進行選擇；而2017年4月以后，對新上項目的實施將不再實行可再生能源配額制度政策；原有項目繼續(xù)實施可再生能源配額制度至2037年，同時 2027-2037年的10年間，政府將以固定價格直接向發(fā)電企業(yè)收購可再生能源義務證書以減少價格和市場波動，確保企業(yè)獲得可預期收益。根據已公布的數據，海上風電的合約電價處于較高水平， 2014—2019 年的合約電價分別為 155、155、150、140、140 英鎊，僅低于潮汐能、波浪能的價格水平，這為海上風電的可持續(xù)發(fā)展奠定了基礎。
3.3 歐洲專利申請領先全球，中美迎頭趕上
歐洲和中國是海上風電技術的原創(chuàng)大國。在全球海上風電專利的首次申請上，歐洲和中國是該領域專利首次申請量最大的區(qū)域，專利申請數量分別為3121件和2435件，占全球總申請量的比例分別為37.8%和29.5%，表明歐洲與中國在海上風電領域原創(chuàng)技術的領先地位。中國海上風電相比較歐洲海上風電起步較晚，但中國海上風電專利申請量已經與歐洲較為接近，體現中國在海上風電領域發(fā)展速度較快。
美國和中國是海上風電發(fā)展最大的發(fā)展目標國。從全球海上風電目標市場國專利申請上，美國和中國是海上風電領域重要的目標市場國，目標市場國專利申請量分別為995和951件，占全球總申請量的比例分別為31.25%和29.87%。而歐洲、日本和韓國作為目標市場國的專利申請數量分別為323件、520件和395件。美國的海上風電專利首次申請量遠小于中國和歐洲，但在目標市場國專利申請量排名第一，體現了美國的海上風電是全球海上風電制造商未來將重點布局的市場。歐洲在海上風電專利首次申請量和作為目標市場國專利申請上的巨大差異，體現了歐洲是全球海上風電的技術優(yōu)勢區(qū)域，其技術成熟度較高，其他地區(qū)很難對之進行技術輸入，企業(yè)在歐洲布局將面臨來自本土的強烈競爭。
中國在海上風電領域的專利申請數量最大，但技術在國際競爭中仍處劣勢。從全球海上風電技術領域的專利申請數量上來看，中國、歐洲、美國、韓國和日本擁有的專利數分別為3937件、2686件、2104件、1078件和1047件，中國遠超其他國家，排名第一。但從專利全球流向看，中國、歐洲、美國、韓國和日本流向其他區(qū)域的專利申請數量分別為71件、1585件、644件、72件和220件，體現中國在技術上仍存在明顯的差距，在國際市場的競爭中，仍舊處于劣勢。
4. 從政策變化看海上風電全面提速
4.1 風電標桿調整，引導海上風電開發(fā)
首批海上風電特許權招標項目中標電價過低，遲遲未能啟動。由于海上風電投資成本遠高于陸上風電投資成本，約為2倍，意味著要使運營商有動力進行海上風電投資，必須要有比陸上風電更高的風電電價。2010年，首批海上風電特許權招標項目，規(guī)模達到1GW，由于中標電價過低，在0.7元/KWh甚至更低的條件下海上風電項目難以做到盈虧平衡，因此項目遲遲未能啟動。通過借鑒陸上風電發(fā)展經驗，海上風電標桿電價出臺將大勢所趨，并且電價水平很可能高于目前的招標價。
標桿上網電價出臺，電價標準從特許權招標向標桿電價轉變。2014年6月5日，為促進海上風電產業(yè)健康發(fā)展，鼓勵優(yōu)先開發(fā)優(yōu)質資源，國家發(fā)改委發(fā)布《關于海上風電上網電價政策的通知》，首次規(guī)定海上風電標桿電價。對非招標的海上風電項目，區(qū)分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價。2017年以前（不含2017年）投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.85元（含稅，下同），潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.75元。鼓勵通過特許權招標等市場競爭方式確定海上風電項目開發(fā)業(yè)主和上網電價。通過特許權招標確定業(yè)主的海上風電項目，其上網電價按照中標價格執(zhí)行，但不得高于以上規(guī)定的同類項目上網電價水平。
風電標桿電價調整，海上風電上網價格更具優(yōu)勢。2016年12月26日國家發(fā)改委發(fā)布《調整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網電價的通知》，明確自2018年1月1日起，一類至四類資源區(qū)新核準建設陸上風電標桿上網電價分別調整為0.40元/KWh、0.45元/KWh、0.49元/KWh、0.57元/KWh，比2016-2017年電價每千瓦時降低7分(-14.89%）、5分(-10.00%）、5分(-9.26%)、3分(-5.00%）。陸上風電上網電價進一步下調，海上風電上網標桿電價維持不變，近海風電項目標桿上網電價維持0.85元/KWh，潮間帶風電項目標桿上網電價維持每0.75元/KWh。此次電價調整保持海上風電標桿電價不變，逐步引導風電項目向海上風電發(fā)展，海上風電價格優(yōu)勢顯著。
引入風電項目競價機制，穩(wěn)步推進平價上網進程，海上風電相對陸上風電更具有優(yōu)勢。2018年5月18日，國家能源局發(fā)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置和確定上網電價。在電價確定上，規(guī)定各項目申報的上網電價不得高于國家規(guī)定的同類資源區(qū)標桿上網電價。海上風電標桿上網電價為近海0.85元/KWH、潮間帶0.75元/KWH，相比較陸上風電標桿上網電價Ⅰ類資源區(qū)0.40元/KWH、Ⅱ類資源區(qū)0.45元/KWH、Ⅲ類資源區(qū)0.49元/KWH，有較明顯的優(yōu)勢。截至2017年底，海上風電新增裝機滲透率僅為5.90%，市場發(fā)展空間依舊較大。并且由于海上風電開發(fā)壁壘較高，國電集團、中廣核、三峽新能源和魯能四大海上風電開發(fā)商市場份額之和遠超50%，競爭格局較為清晰。在風電項目施行競價機制的背景下，海上風電相對陸上風電更具有優(yōu)勢。
4.2 受益政策規(guī)劃驅動，從項目示范到全面加速發(fā)展
我國海上風電發(fā)展與政策相關，主要分為環(huán)境營造、萌芽示范、快速發(fā)展、全面加速發(fā)展4個階段。
1995-2008年中國海上風電處于環(huán)境營造階段，海上風電還未正式起步。在此階段，國家專門針對海上風電的政策較少，但是大量適用于海上風電的可再生能源領域政策，為后續(xù)海上風電發(fā)展起到推動作用。2007年11月，我國第一個海上風電試驗項目——中海油渤海灣鉆井平臺試驗機組（1.5MW）建成運行，標志著我國海上風電發(fā)展取得“零的突破”，但該項目利用石油平臺作為海中風機基礎，且接入孤立的海上平臺電網，對于海上風電的并網技術參考價值不大。
2009-2013年為萌芽示范期，海上風電政策相繼出臺。2010年07月06日，總投資23.65億元的我國第一、亞洲第一個海上風電場——上海東海大橋10萬千瓦海上風電場示范工程并網發(fā)電，標志著我國基本掌握了海上風電的工程建設技術，為今后大規(guī)模發(fā)展海上風電積累了經驗。2010年，江蘇濱海、射陽、東臺、大豐4個特許權項目（1000MW）招標。同時，2009年哥本哈根氣候變化會議后，新能源成為全世界關注的焦點，國家對可再生能源重視程度的提高，海上風電政策相繼出臺。
在相關政策的大力推動下，萌芽示范期我國海上風電場建設取得突破性進展。截至2013年年底，我國已完成的海上風電項目共有17個，此階段海上風電項目以示范項目為主。在此階段，我國海上風電累計新增裝機量達到450MW，實現0到1的突破；有三個項目進入投運階段，分別為上海東海大橋海上風電示范項目、江蘇如東潮間帶示范風電場、江蘇如東潮間帶增容。雖然此階段項目裝機量大多較小，但積累了大量經驗，為后面海上風電快速發(fā)展打下良好基礎。
2014-2016年海上風電進入快速發(fā)展期，海上風電政策導向逐步明確。2014年被業(yè)界稱為“海上風電元年”，經歷了爆發(fā)式增長，新增裝機量達230MW，同比增長283%；2015-2016年進入快速發(fā)展階段，海上風電年新增裝機量分別為360MW、590MW，增長率分別為57%、64%。根據2014年8月能源局公布的《海上風電開發(fā)建設方案（2014-2016）》，共計納入項目44個，總容量10530MW。列入開發(fā)建設方案的項目視同列入核準計劃，應在有效期（2年）內核準。2014-2016年期間，已建成投運9個海上風電項目，共計約1005MW。同時在此階段海上風電政策導向逐步明確，政策逐漸由風電政策細分至海上風電政策。
“十三五”開局投資加速，海上風電全面啟動。2016年-2017年，我國建成3個海上風電項目，共計602MW。2017年國內海上風電項目招標3.4GW，較2016年同期增長了81%，占全國招標量的12.5%。2017-2018年，我國核準海上風電項目18個，總計5367MW；開工項目14個，總計3985MW。其中，2017年開工項目達到2385MW，超過我國現有海上風電裝機規(guī)模，標志我國海上風電投資進入加速階段。同時，海上風電上網電價穩(wěn)定不變將進一步推動我國海上風電步入發(fā)展快車道，裝機招標全面啟動。
海上風電發(fā)展規(guī)劃逐步明確，各地積極調整海上風電布局。根據國家《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，到2020年，全國海上風電開工建設規(guī)模達到10GW，力爭累計并網容量達到5GW以上，重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設。隨著海上風電的發(fā)展，各地也都相應的調整了海上風電布局。預計到2020年，江蘇將開工建設16GW，主要區(qū)域包括如東、東臺、大豐、射陽、濱海等；2018年4月23日，廣東省發(fā)改委發(fā)布《廣東省海上風電發(fā)展規(guī)劃（2017-2030年）（修編）》，明確了廣東省海上風電建設裝機目標：到2020年底，開工建設海上風電裝機容量1200萬千瓦以上，其中建成投產200萬千瓦以上，到2030年底，建成投產海上風電裝機容量約3000萬千瓦；浙江、福建、山東、上海、河北、海南等也對海上風電規(guī)模做出調整。經調整，目前確定的規(guī)劃總容量超過78GW。
4.3 平價上網在即，風電發(fā)展邁向市場化
資金缺口逐漸擴大，財政補貼制約行業(yè)長期發(fā)展。目前，國家對風能、光伏等可再生能源實行可再生能源補貼政策，高標桿上網電價的部分由可再生能源發(fā)展基金予以補貼。隨著風電、光伏裝機規(guī)模的持續(xù)擴大，補貼缺口持續(xù)擴大，按照每千瓦時1.9分錢的可再生能源附加標準，預計2017年累計資金缺口將超過1000億元。短期內實行補貼政策有利于風電行業(yè)的快速發(fā)展、促進技術進步，但長久以來財政補貼將有害行業(yè)長期發(fā)展。
積極落實風電政策，逐步擺脫風電補貼。2017年10月16日，能源局表示政府的目標是在2020-2022年風電先于光伏發(fā)展實現不依賴補貼發(fā)展，逐步擺脫風電補貼。在退出風電補貼政策方面，基本的思路是分類型、分領域、分區(qū)域逐步退出。率先使部分資源優(yōu)越的陸地風電擺脫對補貼的依賴，集中式陸地風電將是最先退出補貼的領域，其次才會涉及到海上風電以及分散式風電。
可再生能源配額考核和綠色證書交易機制將是未來能源轉型的有效市場化措施?？稍偕茉措娏ε漕~考核制度及配套的綠色電力證書交易機制是國際上普遍采用的可再生能源產業(yè)扶持政策，配額制可以有效解決補貼標準和退出的問題，綠色電力證書交易有效緩解財政缺口，引導價格走向市場化。目前，綠色電力證書已于2017年7月1日正式開展認購工作。2017年4月， 2020全國各省可再生能源配額制出臺；2017年11月，發(fā)改委、能源局正式印發(fā)《解決棄水棄風棄光問題實施方案》，特別提到“《可再生能源電力配額及考核辦法》另行發(fā)布”。2018年3月國家能源局發(fā)布《可再生能源電力配額及考核辦法（征求意見稿）》，配額制有望于2018年正式出臺。目前，綠證制度主要是面對成本較低的新能源項目，主要是陸上風電項目。由于海上風電初始投資大、建設周期長、投資風險較高，執(zhí)行綠證交易可能給項目收益帶來一定波動風險，目前海上風電沒有納入綠證核發(fā)對象，但實行綠證將是走向市場化的必然趨勢。
政策推動風電項目的競爭配置，有望加快平價上網進程。2018年5月24日，國家能源局發(fā)布《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，提出尚未配置到項目的年度新增集中式陸上風電和未確定投資主體的海上風電項目全部通過競爭方式配置并確定上網電價，各項目申報的上網電價不得高于國家規(guī)定的同類資源區(qū)標桿上網電價。該舉措有望促進風電項目建設規(guī)劃的透明化，有效降低風電的非技術類成本，加快推進風電項目的平價上網進程。
5. 從成本下降看海上風電發(fā)展加速
5.1 技術進步帶動海上風電成本下降
成本預期比較明確，擁有成本下行潛力。由于海上風電機組、施工運行成本較高，同時受限于技術水平、海洋環(huán)境、規(guī)模生產，海上風電具有較高的度電成本，高成本成為制約其發(fā)展的重要因素。但從全球范圍發(fā)展趨勢來看，在當前可再生能源發(fā)電技術中，風電的技術進步和成本預期比較明確。目前全球陸上風電場平均度電成本約為70美分 /KWh（約為0.53元/KWh）,陸上風電度電成本逐漸接近當地常規(guī)發(fā)電成本（例如火電）。海上風電度電成本遠高于陸上成本，但成本逐年持續(xù)穩(wěn)定下降，2017年上半年全球海上風電的度電成本（加權平均）約為124美元/MWh。參考海外經驗，因采用更大功率的海上風機、機組技術提高、規(guī)模生產及項目競價，歐洲海上風電度電成本正逼近其他成熟的發(fā)電技術，例如丹麥Vattenfall Vindkraft A/S海上風電項目度電成本約為0.37元/KWh，為未來中國海上風電發(fā)展提供標桿。
風電機組價格、風電開發(fā)投資及運行維護成本的降低將相應地拉低風電度電成本。目前，國內海上風電機組廠商缺少核心競爭力，依賴于海外技術、核心零部件，大容量機組仍然處于試驗掛機階段，根據國內陸上風電機組成本下降及海外海上風電機組發(fā)展經驗，實現海上風電機組規(guī)?；a化會降低機組成本，從而降低風電投資成本。同時隨著技術提高，機組大型化普及，將持續(xù)降低海上風電營運過程中的損耗，降低運營維護成本，風電度電成本將整體下行。
受益于風電的技術進步和規(guī)模擴大，風電機組價格、風電開發(fā)投資成本呈現不斷下降趨勢。隨著風電的技術進步和規(guī)模擴大，即使考慮到今后鋼材和銅等原材料上漲和風機技術標準提高帶來的成本上升，風電機組價格仍有一定下降空間。風電機組成本占風電開發(fā)投資成本比重較大，海上風電機組占比約為30-50%，屬于核心部件，由于風電機組成本下降，風電開發(fā)投資成本也隨之下降。目前近海風電的投資是陸上風電的2倍，大約為14000元/KW-19000元/KW，預計2020、2030和2050年降至14000元/KW、12000元/KW和10000元/KW。
未來近海風電的運行維護成本將迅速下降。風電場的運行和維護成本包括服務、備件、保險、管理和其他費用等，是風電成本的一個重要組成部分。目前的各風電企業(yè)之間的運行成本差別較大，海上風電的單位度電運行成本要高于陸上風電運行成本，約為1.5倍。目前普遍認為，中國陸地風電運行成本占風電成本的25%左右，約0.1元/KWh。假定未來陸地風電運行維護成本維持在0.1元/KWh，根據《中國風電發(fā)展路線圖2050》，未來近海風電的運行維護成本則將與陸上風電持平，甚至略低于陸上風電，預計2020和2030年海上風電近海運行維護成本分別為0.15元/KWh和0.1元/KWh。
5.2 技術進步疊加成本下降，海上風電投資收益前景可觀
結合我國海上風能資源狀況，海上風電投資收益前景可觀。我國擁有發(fā)展海上風電的天然優(yōu)勢，海岸線長達1.8萬公里，可利用海域面積300多萬平方公里，海上風能資源豐富。在近海70m高度年平均風功率密度可達 300w/m2以上，大于6m/s風速的累計小時數可達4000小時，其中臺灣海峽和東海南部風能資源最為豐富，風功率密度超過500 w/m2，大于6m/s風速的累計小時數可達5000小時?；诔杀緶y算的主要假設條件，海上風電項目的內部收益率可達到23.24%，度電成本為0.38元/KWh。雖然度電成本依舊高于煤電標桿電價，還不能實現平價上網，但整體項目具備較高的經濟性。
技術進步疊加成本下降，海上風電內部收益率有較大的提升空間。根據內部收益率的敏感性分析，固定EPC成本，利用小時數越高，內部收益率越高；同樣，固定利用小時數，EPC成本越低，內部收益率越高。當EPC成本為16元/W,利用小時數從2400增長至3600，海上風電場內部收益率從11.86%提升到29.48%。當利用小時數固定為3200，EPC成本從18元/W降至14元/W，海上風電的內部收益率從16.21%提升到28.17%。
技術進步疊加成本下降，未來海上風電實現平價上網可期。根據度電成本的敏感性分析，固定EPC成本，利用小時數越高，度電成本越低；同樣，固定利用小時數，EPC成本越低，度電成本越低。當EPC成本為16元/W,利用小時數從2400增長至3600，海上風電場度電成本從0.51元/KWh降低到0.34元/KWh。當利用小時數固定為3200，EPC成本從18元/W降至14元/W，海上風電的度電成本從0.45元/KWh降低到0.35元/KWh。隨著單機功率的增大與葉片直徑的加長，海上風電將逐步達到經濟規(guī)?；l(fā)展，未來實現平價上網可期。
6. 從運營商布局看海上風電加速發(fā)展
6.1 從三峽集團看運營商戰(zhàn)略布局
三峽集團是世界最大的水電開發(fā)企業(yè)和我國最大的清潔能源集團。1993年9月27日，為建設三峽工程、開發(fā)治理長江，經國務院批準，中國長江三峽工程開發(fā)總公司正式成立，2009年9月27日更名為中國長江三峽集團公司（以下簡稱三峽集團或集團）。三峽集團戰(zhàn)略定位為以大型水電開發(fā)與運營為主的清潔能源集團，主營業(yè)務包括水電工程建設與管理、電力生產、國際投資與工程承包、風電和太陽能等新能源開發(fā)、水資源綜合開發(fā)與利用、相關專業(yè)技術咨詢服務等方面。經過20多年的持續(xù)快速發(fā)展，三峽集團已經成為世界最大的水電開發(fā)企業(yè)和我國最大的清潔能源集團之一。
成立三峽新能源布局風電產業(yè)，立足福建、輻射兩端、布局全球戰(zhàn)略，實現“跟跑者”到“引領者”的跨越。中國三峽新能源有限公司，是三峽集團的全資子公司，前身為中國水利投資集團公司，2015年6月，正式改制為中國三峽新能源有限公司。三峽新能源為三峽集團打造“風光三峽”和“海上風電引領者”戰(zhàn)略的實施平臺，主要從事國內風電和太陽能等新能源開發(fā)，在海上風電領域積極布局，立足福建、輻射兩端、布局全球，實現“跟跑者”到“引領者”的跨越。
打造國際化海上風電產業(yè)園，通過樣機試驗風場的建設，帶動產業(yè)鏈發(fā)展。三峽集團以實現我國海上風電主要裝備國產化、大型化和福建化的目的建設福建三峽海上風電產業(yè)園，帶動我國海上風電裝備制造業(yè)水平和創(chuàng)新能力邁上新臺階。未來產業(yè)園將引進風機、葉片、鋼結構制造和生產配套廠，達產后年產風電機組總容量150萬千瓦以上，將成為國際化的百億級風電產業(yè)園，為福建乃至全國海上風電開發(fā)提供高質量的風電機組。項目自2016年11月5日正式開工，現已完成地基處理與場地回填。
成立中鐵福船、福建新能，推動產業(yè)鏈上下聯(lián)合，打造海上風電開發(fā)新模式。三峽集團與福船集團、中鐵大橋局共同組建了中鐵福船海洋工程公司，主要從事海上風電工程施工、救援，海洋工程設備安裝建造、維修、租賃等。三峽集團還與福船投資、永福工程、一帆新能源等閩企合資成立福建新能海上風電研發(fā)中心有限公司，開展福建海域環(huán)境、施工技術和海上風電運維等方面研究。同時，福建省正配合三峽集團共同建設福建海上風電研發(fā)、檢測、認證等三個中心，立足自主創(chuàng)新，帶動設備制造、施工安裝等海上風電產業(yè)鏈發(fā)展和技術進步，提高海上風電技術及成本的競爭力，打造海上風電開發(fā)新模式，推動中國海上風電裝備“走出去”。
中標德國穩(wěn)達和海英國Moray上風電項目，三峽集團海上風電“走出去、引進來”。2016年6月2日，三峽集團通過國際競標，以6.3億歐元成功中標德國穩(wěn)達28.8萬千瓦海上風電項目80%股權，成為我國第一家控股已投運的境外海上風電項目的企業(yè)。此次中標，一方面能夠通過與海上風電產業(yè)發(fā)達國家、企業(yè)的高端平臺合作，引入世界一流的經驗、技術和標準；另一方面，有助于三峽集團加快在歐美發(fā)達國家新能源市場的業(yè)務布局，帶動國內海上風電產業(yè)鏈走向世界。2017年9月11日，中國長江三峽集團公司和葡萄牙電力公司聯(lián)合投標的950MW英國Moray海上風電項目成功中標。此次成功中標，是標志著三峽集團成功進入全球最大的海上風電市場，成為中國第一家中標歐洲大型海上風電項目電價補貼的企業(yè)，也是首個投資全球近百萬千瓦級海上風電項目的中國企業(yè)。
6.2 從三峽集團看海上風電項目發(fā)展
江蘇響水20萬千瓦海上風電項目——國內一次性建成單體最大海上風電場。2016年10月，三峽集團投資建設的首個海上風電項目江蘇響水20萬千瓦海上風電項目，全部成功并網發(fā)電。江蘇響水海上風電項目是我國第一個近海海上風電項目，位于江蘇省鹽城市響水縣灌東鹽場、三圩鹽場外海域，風電場離岸距離約10公里，沿海岸線方向長約13.4公里，涉海面積34.7平方公里，場區(qū)水深8-12米，項目總裝機容量202MW，其中包括37臺西門子4MW風電機組和18臺金風科技3MW風電機組，它創(chuàng)造了亞洲首座220千伏海上升壓站、國內首條220千伏三芯海纜等多項第一，采用了國內最全面的基礎型形式，實現了全球首次整體吊裝，為國內海上風電建設積累了寶貴經驗。
福清興化灣海上風電項目一期，是中國首個采用國內外最先進的5MW級以上大功率機組的試驗風場。2015年9月三峽集團與福建能源集團共同出資設立海峽發(fā)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(fā)建設。樣機試驗風場為福清興化灣30萬千瓦海上風電場一期工程，投資總額約18億元，是全球首個國際化大功率海上風電試驗場，安裝包括太原重工、重慶海裝、金風科技和美國通用電氣、西門子等8家國內外知名風機廠商的14臺5MW以上大容量風電機組。未來三峽集團將通過此試驗場為規(guī)模開發(fā)福建海上風電遴選出質量可靠、性能最優(yōu)、技術先進的海上風電機組，并引入產業(yè)園制造生產。目前首批海上風電機組已經并網投產。
浙江岱山2#海上風電場項目，標志著三峽集團正式進軍浙江海上風電市場。2016年8月，三峽集團旗下的三峽新能源與浙江省舟山市岱山縣簽署《浙江省岱山縣2#海上風電項目投資協(xié)議書》，項目總投資59億元，總裝機32萬千瓦。該項目標志著三峽集團正式進軍浙江海上風電領域，同時也為堅定不移實施海上風電引領戰(zhàn)略，加快推進海上風電布局起到積極推動作用。
昌邑市、濱州市海上風電項目穩(wěn)步推動山東海上風電開發(fā)，帶動產業(yè)規(guī)模化發(fā)展。2016年8月和10月，公司分別和昌邑市、濱州市簽署了昌邑市風電項目、濱州市海上風電項目合作協(xié)議。昌邑市風電項目包括1000MW海上風電、120MW陸上風電等新能源項目，項目總投資約180億元。項目地為渤海灣風力資源最豐富區(qū)域之一，周圍配套設施完善，風電產業(yè)發(fā)展?jié)摿薮?。濱州市開發(fā)項目包括海上及潮間帶風電、陸上風電以及光伏發(fā)電項目合計130萬千瓦，投資額達到160億元，通過規(guī)?；_發(fā)引導和帶動能源裝備先進制造業(yè)發(fā)展，構筑可持續(xù)發(fā)展的新能源產業(yè)。
大連莊河的30萬千瓦海上風電項目，是我國北方地區(qū)目前最大的海上風電項目。莊河海上風電項目位于遼寧省大連市莊河海域，項目場址南北長8.6公里，東西7.7公里，場址中心距離岸線約22.5公里，涉海面積約47.7平方公里，場區(qū)水深15-25米。項目總裝機容量為30萬千瓦，總投資51.4億元，建設總裝機容量300MW，包括73臺3-5MW的大功率風電機組和相應的海上升壓站、海纜線路及海上集電線路等附屬設施。項目于2016年12月取得核準，首期200MW將采用金風科技的海上風電機組，已于2017年4月開工建設。項目計劃于2018年6月首批機組進行并網發(fā)電，2019年全部機組投產發(fā)電。
三峽江蘇大豐30萬千瓦海上風電項目，是目前國內核準在建的離岸距離最遠的海上風電場，也是國內首次商業(yè)化大規(guī)模安裝大容量風電機組的項目。大豐海上風電場總裝機容量30萬千瓦，單機容量為金風科技3-5MW的大功率海上風電機組，離岸距離45公里。項目計劃采用帶法蘭超大直徑單樁技術，建成國內最大直徑的風電單樁基礎，敷設國內最長的220千伏交流海纜。項目建成投產后，年上網電量約7.97億千瓦時，可滿足50萬戶家庭一年的用電量。該項目的建設，標志著中國三峽集團在堅定不移實施“海上風電引領者”戰(zhàn)略，對我國海上風電遠海領域的海纜制造、敷設施工、升壓站設計以及運行維護模式方面起到技術引領作用。
陽西沙扒30萬千瓦海上風電項目，是三峽集團在廣東首個海上風電項目。三峽陽西沙扒海上風電項目是三峽集團實施海上風電引領戰(zhàn)略，推進廣東區(qū)域發(fā)展的第一個項目，由三峽新能源陽江發(fā)電有限公司投資建設，建設地點為陽西縣沙扒鎮(zhèn)海域，項目總裝機容量300MW，擬安裝55臺單機容量為5.5MW的風力發(fā)電機組，總投資約54億元。2017年11月19日上午，三峽集團陽西沙扒30萬千瓦海上風電項目正式開工。
南澳洋東海上風電項目進一步掌握廣東省海上風電資源，為大力發(fā)展廣東省海上風電業(yè)務打下堅實的基礎。三峽新能源汕頭發(fā)電有限公司在廣東省南澳洋東部海域開發(fā)建設汕頭市南澳洋東海上風電項目，場址中心距南澳島約15km，場址面積約為51km2，風電場擬安裝單機容量5.5MW 的風力發(fā)電機組55臺，總裝機容量302.5MW，投資金額60億元。2017年9月22日完成測風塔平臺安裝。
6.3 管中窺豹看海上風電發(fā)展趨勢
海上風電發(fā)展呈現從南到北、集中連片的規(guī)?；l(fā)展趨勢。從三峽海上風電投資來看，海上風電集中連片開發(fā)初具規(guī)模。從江蘇響水200MW海上風電項目成功建成并網到福建福清興化灣樣機海上試驗風場一期即將完成吊裝并網發(fā)電，再到江蘇大豐300MW海上風電項目與大連莊河300MW海上風電項目正式開工建設，海上風電項目從南到北，涵蓋風能資源高質量地區(qū)。
海上風電發(fā)展加速，運營商項目投資規(guī)模逐步擴大。從三峽海上風電項目來看，項目單機容量有小到大，大容量機組需求逐步上升。海上風電項目規(guī)模擴大，項目投資額由20億元逐步增長至180億元；運營商初步開發(fā)、應用深海風力資源，海上風電逐步走向深海領域。海上風電項目投資進程加速，運營商在在沿海省市重點區(qū)域加快開展海上風電項目投資，光三峽集團2016年-2017年就投資、建設了9個項目，在1.7萬公里的海岸線上儲備優(yōu)質海上風電資源，同時加大技術研發(fā)投入，填補多項海上風電技術空白。
中國海上風電需要走向海外，通過并購與合作去形成完整的海上風電技術規(guī)范體系。中國海上風電產業(yè)雖然開發(fā)勢頭強、動作快，但是相比較于已經有25年發(fā)展歷史的歐洲海上風電還存在較大的差距。從三峽集團海上風電發(fā)展戰(zhàn)略來看，中國企業(yè)需要走向海外，通過并購與合作，引入世界一流的經驗、技術和標準（如勘測技術標準，運維標準，施工標準等），形成完整的海上風電技術標準規(guī)范體系。
7. 海上風電朝著規(guī)?；?、大功率化方向發(fā)展
7.1 整機制造商積極布局大功率風電機組
隨著風電技術和海上風電的發(fā)展，風電機組的整體趨勢是單機容量的大型化和多樣化。風電機組機型多元，目前風電行業(yè)主流機型是3MW以下機組，主要應用于陸上風電。3MW以上機組多應用于海上風電，10MW以上機組則應用于深海領域。目前海上風電機組均基于陸上風電機組改造，截止至2017年，在我國所有吊裝的海上風電機組中，單機容量為4MW機組最多，累計裝機容量達到152.8萬千瓦，占海上裝機容量的55%，其次是2.5MW裝機容量，占比為14%。隨著海上風電的發(fā)展，3-8MW將逐漸取代3MW以下風電機組成為市場主流的風電機組。預計2020年前，海上風電的主流機型為4MW-7MW，小批量7MW-10MW機組將進入海上風電場；2021-2030年，10MW-15MW機組將成為海上風電的主流機型，小批量16MW-20MW機組將進入海上風電場。
受益于政策驅動，國內外整機制造商積極布局大功率風電機組。按規(guī)劃“十三五”期間，對于5MW級別的海上風電機組要實現批量推廣，大力研制8-10MW海上風電機組。5MW及以上風電機組已逐漸成為國內外主要風電廠商的發(fā)展重點，國外8MW機組已完成商業(yè)化應用，10MW機組也已經到實驗樣機階段，其中MH維斯塔斯8MW風電機組、Enercon7.5MW風電機組、西門子7MW風電機組、通用電氣6MW風電機組、歌美颯5MW風電機組等均得到了廣泛應用; 金風科技、中國海裝、聯(lián)合動力等國內主流整機商都在積極布局5 MW及以上容量的海上風電機組。國內風機廠商如華銳風電6MW、聯(lián)合動力6MW、金風科技6MW、東方 電氣5.5MW、海裝風電5MW等海上風電機組陸續(xù)下線安裝，處于樣機試驗階段。
大容量風電機組降低整體建設成本，投資優(yōu)勢明顯。由于海上施工條件惡劣，單臺機組的基礎施工和吊裝費用遠遠大于陸上機組的施工費用，大容量機組雖然在單機基礎施工及吊裝上的投資較高，但由于數量少，在降低風電場總投資上具有明顯優(yōu)勢。以10萬千瓦的風電場為例，采用5MW機組相比4MW機組，可減少5個機位點，降低整體建設成本,減少可能的故障輸入點數量，避免對整個風電場的影響。同時減少了機組間的尾流等影響，有利于提高發(fā)電效益,降低運營、維護成本。
7.2 海上風電項目規(guī)模擴大，進軍深海領域
海上風電項目規(guī)模擴大，未來逐步開發(fā)深海領域。目前海上風電已經進入規(guī)?；_發(fā)的時代，近海項目離岸越來越遠，同時對大容量海上風電機組的需求與日俱增，新建項目多采用3MW-5MW的風電機組。隨著大容量海上風電技術發(fā)展，大功率機組尤其是10MW風電機組有望規(guī)模生產出成熟機組，機組的利用效率可獲得大幅提升，經濟性優(yōu)勢愈加明顯。海上風電開發(fā)將日益走向深海，預計到2025年，海上風電平臺的水深將超過60米，離岸距離最大將超過100千米。隨著規(guī)模越來越大的海上風電項目，大型化和輕質化將成為葉片發(fā)展主要方向，大直徑單樁等海上施工技術開始進入大規(guī)模應用的階段。
國內大型風電施工船的發(fā)展將助力海上風電領域向深海拓展。目前國內已經有8艘大型風電施工船，中交第三航務工程局的“三航風范”號、龍源振華壹號、龍源振華貳號、龍源振華三號、普豐托本號、海洋風電38、華電1001號以及華爾辰號。其中龍源振華三號，船長100.8 米，型寬43.2 米，型深8.4米，起重能力達2000噸，為全球最大，在此之前，全球自升式風電安裝平臺的最大起重能力為1500噸；該平臺的雙鉤、單鉤起重能力能達到1500噸，可實現大兆瓦海上風機基礎的空中翻身；平臺上的起重機起升高度達120米，在目前全球自升式風電安裝平臺中，擁有最高的吊高高度。最大作業(yè)水深達到50米，開創(chuàng)國內之最，是我國海上風電作業(yè)從淺海走向近海的關鍵利器。
來源：申萬宏源研究
