1.全球海上风电市场展望
我国电力系统脱碳目标：为实现碳中和的宏伟战略目标，未来我国电力系统新增装机以新能源发电为主，预计2030、3050、2060年我国清洁能源装机分别增加至2570GW、6870GW和7680GW，2060实现超过96%电源为清洁能源。
未来10年在欧洲、中国、美国和日本的带动下，全球海上风电渗透率快速提升的阶段。预计到2025年，海外市场新增海上风电的渗透率高达29%，国内渗透率12%，全球综合渗透率达到17%。从增速来看，无论是国内还是海外市场，海上风电市场从2022年将正式进入平价时代，吊装需求快速提升；2022-2025年海外和国内新增装机复合增速将分别达到35%和44%，全球复合增速为38%，全球实现景气度共振。
根据国际可再生能源署（IRENA）的预测，全球要想达到本世纪下半叶将全球温升较工业化之前控制在1.5摄氏度以内，需要更为激进的海上风电发展目标，全球2050年海上风电累计装机需要达到2002GW，也就是在2030/2040/2050每个10年期间，全球海上风电年新增装机容量平均值分别为35/75/87GW，而2020年全球海上风电新增装机仅为不到7GW。
2.国内十四五海上风电平价趋势分析
从能源体系来看，我国能源供应和能源需求呈逆向分布，在资源上（包括新能源资源）“西富东贫、北多南少”，在需求上恰恰相反。我国海上风电资源丰富，同时具有运行效率高、输电距离短、就地消纳方便、不占用土地、适宜大规模开发等特点，海上风电将成为我国大力发展可再生能源的必然选择。
从资源上分析，我国海岸线长约1.8万公里，岛屿6000多个。2010年国家气象中心所编制的风能资源普查成果，我国近海水深5-25米和25-50米海域内，100米高风能资源技术可开发量分别为210GW和190GW，年运行小时数最高可达 4000小时以上；中国风能协会评估中远期我国海上风资源技术开发潜力超过3500GW。（报告来源：未来智库）
从需求上分析，我国海上风能资源主要处于东部沿海地区，以福建、浙江、山东、江苏和广东五个省份为主，当前上述省份电力供应紧张，用电增速较快，海上风电可作为绿色能源的重要补充，为大规模发展海上风电提供了足够的市场空间。
从季节性上分析，中国工程院咨询研究团队预测，2030年中东部地区最大用电负荷将达到970GW，必须采取“集中开发、远距离输送”与“分布式开发、就地消纳”并举模式。紧邻东部负荷中心的海上风电大规模开发，能够减轻“西电东送”通道建设压力；海上风电与“西电东送”的水电还能在出力上形成季节互补。
随着平价阶段海上供应链各个环节共同挤出抢装期间过高的利润水平，同时通过技术创新整体降本，2022年开始我国海上风电单位造价进入快速下降阶段，单位造价从目前的1.4-1.8万元区间趋近于1-1.4万元/千瓦，加上东部地区绿电交易可获得3-5分钱的减碳溢价，进一步提高项目投资收益率。2022-2025年我国将迎来海上风电平价大发展的黄金时代。
预计2025年我国海上风电年新增装机将达到12GW，行业年均符合增速达到44%，三年累计增长200%，成为发展最快的新能源细分赛道。2025年底预计我国海上风电累计吊装容量达到48GW。
海上风电投资大致分为主体工程投资（90%）和其他费用（10%）；未来主要依靠关键技术突破以及产业规模培育带动全产业链各环节降本。
目前海上风电机组向着“大容量、轻量化、高可靠”趋势发展，国外最大单机容量达到15MW，国内最大单机容量为16MW（明阳智能）；单机容量的增加可以显著的降低单位容量的风机物料成本，从而降低单位容量的风机造价。虽然大型以后单台风机造价成本更高，但由于整场所需要安装的风机数量减少，在风机基础、海底电缆、施工安装及运营上的投入都会降低。同时分摊到单位容量的风机造价和其他环节的成本都会大幅下降。
通过放大叶轮直径可以直接提高风机的发电量和利用小时数，但需要通过新材料、新结构来有效控制叶片的重量增加，同时保持良好的气动性能。（报告来源：未来智库）
以明阳智能海上风机系列产品参数为例，可以看到当风机从5.5MW升级到8.3MW，尽管配套的叶轮直径也从155米放大到180米，但整体物料成本依然有明显的下降，单位容量的成本得到有效降低。
由于风机和基础合计占项目投资成本的60%左右，因此是最主要的降本环节。随着2022年平价海上风电启动招标，我们预计8-9MW产品平台会快速取代当前抢装阶段的5-7MW平台，同时2024年起10MW以上机组开始批量进入商业化阶段。
随着单机功率的不断增加，我们测算未来15-16MW的风机销售价格有望最多较抢装时期的7000元/千瓦下降超过3000元/千瓦，同时风机基础环节（单桩+风塔）也可以下降超过1600元/千瓦。
未来海上风机能达到尺寸上限与多个因素有关，包括风机技术的创新、传动链的优化、新材料、监管以及运输和安装的限制。
随着风电场规模扩大，海上风电场关键部分投资总体上呈下降趋势。当开发规模由30万千瓦增加到100万千瓦时，关键部分投资由14097元/千瓦降到12568元/千瓦，降低1529元/千瓦，降幅达到10.8%。海上风电的规模效益，一方面体现在开发规模扩大后，采购设备、施工、服务等环节有一定的议价空间；另一方面是通过规模化开发能够统一设计、统筹安排组织施工，提升建设效率，降低单位千瓦投资水平。
劳伦斯伯克利实验室的一项研究表明，除了降低度电成本之外，风机规格的增大可以提高风电对电力系统的价值，并提供其他“隐形”效益，包括输电利用率提高带来输电费用的降低，风电输出的稳定性提高可以降低电力系统的平衡成本，风电长期输出的不确定性减少也将降低投资成本。
场内集电线路：当采用规模化方式开发海上风电场时，随着项目规模扩大，一方面，能够加开发商与海缆厂商及海缆敷设单位的议价空间；另一方面，由于规模扩大后，远端风电机组与海上升压站的距离增加，海缆投资上升。
送出海缆：当采用规模化方式开发海上风电场时，随着开发规模增大，一方面，能够增加开发商与海缆厂商及海缆敷设单位的议价空间；另一方面，由于规模扩大后，送出海缆所能承受的容量达到极限，需视规模增加送出海缆的回路数，因而增大了海缆投资。
3.欧洲海上风电发展情况
根据国际可再生能源署的统计，自2010年以来全球海上风电的度电成本以每年6.35%的将本速度累计下降了48%至8.4美分/千瓦时，约合人民币0.54元/千瓦时。根据欧洲当前在建项目的上网电价，以及国内2022年以后平价项目的上网电价估算未来5年海上风电的度电成本还将进一步下降50%至最低4.2美分/千瓦时，约合人民币0.27元，年化降本速度提升至13%。
导致成本下降的主要原因有：
技术进步推动机组大型化发展：1）风机台数下降减少了风电机组基础和施工安装的工作量，并降低了后期运维费用；2）风机排布距离提高，海底电缆电压等级提升增强了电力输送能力，并降低了损耗；3）更大更先进的风电设备运输船可减少来往港口的次数，进一步降低了安装成本；4）海上作业装备与技术进步大幅降低远海的施工建设成本。
产业规模化发展：1）产业链各个环节如风电机组制造和安装、风电机组基础施工、海上升压站、海底电缆等技术及产业不断成熟并实现规模化发展；2）成熟的港口基础设施为海上风电安装船提供了更好的靠泊条件，并为设备预装配提供更大的堆场，推动了海上风电制造、安装和维护成本的降低。3）规模化形成协同效应，欧洲大型能源集团已初步在北海区域形成项目集群，新建项目与相邻的投产项目之间能够形成协同效应，共享人员、运维基地、办公场所、仓库、运维船只、直升机以及第三方服务费用等，运营成本随之降低。（4）行业集中度提高行业领先者利用自身市场、技术和资金优势，在工程建设、设备采购、运行维护等招投标中拥有强大的谈判能力，进而在电价竞标中取得优势。
融资成本低廉：欧洲大型能源集团利用市场流动性充裕的窗口期，能够以极低的成本锁定较长期的欧元融资，显著地杠杆效应可大幅提升竞争能力和风险承受能力。例如葡电 2016年 8 月发行 10 亿欧元 7 年期债券，固定利率仅为 1.125%。
4.海上风电重点产业链——海底电缆
我国当前关于海上风电的规划包括十四五各地方建设规划（40GW以上），以及全国中长期海上风电资源修编（100GW）；我们假设2025年我国海上风电吊装容量可达到12GW，对应海底电缆市场需求从今年的128亿元增长到288亿元；十四五期间我国继续保持规模化、深远海的开发模式，海底电缆的需求在2030年可达到540亿元，对应年新增吊装容量18GW。
欧盟委员会在2020年11月提出到2030年欧洲海上风电累计装机从目前的24.2GW增加到105GW以上，到2050年增加到400GW的宏伟目标（包括英国和挪威）。随着欧洲海上风电装机容量的逐年增长，欧洲海底电缆市场需求也逐年递增。在2030年之前单位GW对应的海底电缆投资额还将随着深远海的发展趋势而小幅增加。我们预测欧洲海底电缆市场年产值将从2021年大约114亿元增加到2035年前后的650亿元以上，并持续到2045年前后。
5.海上风电重点产业链——风机基础
根据钢价在4000-5500元/吨的长期均价来测算，全球风塔和风机基础的总需求在2025年有望达到1327万吨，对应市场总额1200亿元以上；毛利率方面风塔毛利率长期处于17-18%；风机基础毛利率在20%附近。
我国风塔行业目前有四家上市公司，其中有三家截至目前已经上市近10年，尽管很早取得了资本市场的融资通道，但由于风塔行业过去存在产品同质化、下游分散、行业标准参差不齐、陆地运输半径等原因，行业集中度并未有效加强。2020年四家企业在国内的市场占有率仅为27%，在全球市占率为17%，属于竞争型市场。
6.海上风电重点产业链——海上风机
中国已形成较为完备的风电设备配套产业链，零部件国产化率达到 95%以上。到2020年，中国陆上风电场主流机型单机容量已提高到2.0MW-2.9MW（最大为5MW），陆上风电机组平均单机容量达到2.6MW，比2010年增长76%；海上风电场主流机型单机容量已达到5.0MW以上（最大为10MW），海上风电机组平均单机容量达到4.9MW，比2010年增长85%。
在平价上网政策驱动下，中国风电机组的设计技术水平不断提升，包括精细化的概念设计、先进的计算手段，不断优化的控制策略，逐步完善的智能化水平，叶片、齿轮箱、发电机、变流器等关键部件设计技术和制造工艺的创新，提升发电量，降低载荷、减少成本，使得大型化、定制化、电网友好型的风电机组具有更优的技术经济性。
未来随着风机大型化发展，海上风机的单位kW成本和售价将快速下降，因此参考价格和销量的综合因素，我们预测2022年-2025年我国平价海风阶段风机市场规模将从192亿元增长到432亿元，复合增速为31%；同期海外市场产值从690亿元增长到1368亿元，复合增速为26%；考虑到我国大量企业为海外海上风机提供零部件，我国海上风电零部件出口市场规模将从126亿元增长到292亿元。我国在全球海上风机市场的国产化空间将从2022年的378亿元提升至924亿元，年均复合增速35%。
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