海上风电专题报告系列一（总论）：新周期的起点，深远海打开成长空间

新周期的起点，深远海打开成长空间 海上风电专题报告系列一（总论） 证券研究报告 太平洋证券研究院新能源团队刘强执业资格证书登记编号：S11905220800012022年10月18日 历史观：长期视角看短期，海风处于中长期向上产业周期起点 1）长期：深远海打开海风想象空间，降本支撑平价时代可持续发展。我国海上风电潜在可供开发的资源接近3000GW，其中50米水深以内的固定式海风资源1400GW，漂浮式海风资源1582GW。截至2021年末，我国海上风电累计装机仅26.4GW，占可供开发资源的比例不到1%，未来还有充足的成长空间。长期来看，随着漂浮式等新技术的进步，海风成本进一步降低达到平价后，在较好收益率的驱动下将实现长远可持续发展。 2）中期：沿海各省加码海风建设，“十四五”海风将实现从1到10的跨越。截至目前，沿海11省市均提出了“十四五”期间海上风电发展计划，11省市“十四五”开工或规划的海风总规模已接近110GW，计划并网容量达到51GW左右；各省海风规划不仅为“十四五”装机提供了保底，也在提前布局“十五五”。我们认为各省并网目标仅是保底量，乐观估计“十四五”海风新增装机70GW以上，同比增加700%+。 3）短期：前置指标招标规模可观，海风即将开启中长期向上周期。截至9月末，2022年公开市场海上风机招标9.4GW；从招标趋势来看，海风2022年招标预计达到15GW以上（包含非公开市场&EPC招标），同比+430%。在目前的招标量指引下，预计2023年海风新增装机在12GW左右，同比增速100%+，海风即将开启中长期向上周期。此外，海上风电项目一般提前1-2年招标，2024-2025年的海风装机将在2023年开始招标。根据“十四五”装机规划，我们预计2024-2025年装机预计在35GW以上，因此2023年海风招标预计依然维持快速增长。 报告摘要 全球观：欧美等加码海风开发，海风迎来全方位驱动 1）欧洲：海风目前已经全面平价，海风向上势能充足。根据IRENA发布的2021年可再生能源成本报告，2021年欧洲海上风电度电成本为0.065美元/kWh，折合约为0.4-0.45元/kWh；此外，欧洲计划在2024-2025年建成投运的海风项目电价基本都在0.4元/kWh以下，已经全面实现平价。根据GWEC的预测，2022-2031年欧洲海上风电新增装机将达到141GW，CAGR为26%。 2）美国：政策助力海风发展，未来10年装机量超35GW。2022年初，美国能源部发布《海上风能战略》，规划到2030、 2050年海上风电累计装机规模将达30GW、110GW。2022年8月，美国政府通过《2022年通胀削减法案》，法案恢复此前对海风的30%减免，减免旨在帮助项目开发商降低成本。根据GWEC数据，预计2022-2031年，美国海上风电累计新增装机容量为35.03GW，年均新增超3.50GW，规模较为可观。 3）亚洲：海上风电快速发展，长远发展空间可观。根据GWEC预测，2022-2031年亚洲地区（不含中国大陆）新增海风装机量达38.4GW，CAGR为23%。其中，根据越南《电力发展规划》草案，越南预计2030年海上风机累计装机容量达7-8GW，2045年达70-80GW。截至2021年末，越南海风累计装机不到1GW，未来发展空间较大。 报告摘要 产业链观：平价时代降本需求背景下，高壁垒和供需紧张环节更能留存利润 1）海缆：在远海化、规模化的趋势下，海缆特别是送出缆将向大长度、高电压、柔性直流方向发展，行业进入壁垒将进一步提高；预计海缆行业仍将保持35%以上的毛利率，500KV等高电压等级送出缆毛率将更高；此外远海化趋势下，海缆的用量将显著增加，市场空间将进一步打开。 2）轴承：目前轴研所10兆瓦TRB海上风电主轴承已经通过验收、新强联研发的12MW海上抗台风型风电机组主轴轴承已经下线、洛轴 16MW平台风电主轴轴承顺利下线交付；海上风电主轴轴承国产替代进程明显超预期。海上风电主轴轴承作为技术壁垒较高的环节，有望 保持较好的盈利水平。 3）大兆瓦零部件：目前海上招标主流机型广东为10MW以上，浙江、山东主要为8-9MW；并且预计将很快切换到12-16MW机型。在快速大型化背景下，大兆瓦的塔筒、桩基、主轴、铸件、法兰、叶片模具等零部件环节供应可能出现阶段性紧张；同时叠加原材料价格下降，大兆瓦零部件环节盈利预计将实现较为明显的修复。 投资建议：海上风电未来根据壁垒高低和利润留存能力进行投资 1）高壁垒的海缆、国产替代的主轴轴承等核心环节，东方电缆、亨通光电、中天科技、宝胜股份、新强联、恒润股份等公司有望受益； 2）供需格局较好的大兆瓦塔筒、铸件、主轴、法兰、叶片模具等零部件环节，海力风电、大金重工、日月股份、金雷股份、双一科技等公司有望受益； 3）海上风机价格持续下降背景下，成本管控能力强的平台型成长整机企业，明阳智能、运达股份等公司有望受益。 目录 Contents 1 历史观：长期视角看短期，海风处于中长期向上产业周期起点 2 全球观：欧美等加码海风开发，海风迎来全方位驱动 3 产业链观：降本需求背景下，高壁垒&供需紧张环节更能留存利润 4 风险提示 1.1 长期：海上风电可供开发资源丰富，降本支撑平价时代可持续发展 我国海上风电潜在开发资源丰富。根据世界银行集团能源部门报告，我国海上风电潜在可供开发资源接近3000GW，其中50米水深以内的固定式海风资源1400GW，漂浮式海风资源1582GW。截至2021年末，我国海上风电累计装机26.4GW，占可供开发资源的比例不到1%，未来还有充足的成长空间。 图1：截至2021年末，我国海风累计装机26.4GW 图2：我国海风潜在开发资源接近3000GW 26.39 9.00 5.93 4.40 2.77 0.260.39 0.43 0.66 1.02 1.61 30250% 25200% 20 150% 15 100% 10 550% 00% 20112012201320142015201620172018201920202021 累计并网容量（GW）同比（右轴） 资料来源：国家能源局、太平洋研究院整理 资料来源：TheWorldBankandESMAP、太平洋研究院整理 1.1 长期：海上风电可供开发资源丰富，降本支撑平价时代可持续发展 远海化打开海上风电更大想象空间。从规划端来看，目前多地正在积极布局深海风电示范项目，例如，2022年9月份上海推出了4.3GW+首批深远海海风示范项目；海南万宁漂浮式海上风电1GW试验项目一期工程正在进行可行性研究，该项示范项目一期200MW计划2025年底前建成并网，二期工程800MW计划2027年底前建成并网。另外，从已规划项目离岸距离来看，以广东海风项目为例，阳江青洲一、二、四、五、六、七项目离岸距离已经达到50-70km，汕头南澎一、二、三海风项目离岸距离93.5km，汕头中澎一、二、三海风项目离岸距离95km。随着深远海释放项目的逐步推出，未来海风项目平均离岸距离将进一步增加，海上风电建设空间预计进一步打开。 表1：海风项目远海化趋势越来越明显 项目 项目规模 （MW） 水深（m） 离岸距离 （km） 大唐南澳勒门I海上风电扩建项目 352 15 华能汕头勒门（二）海上风电场项目 594 14-18.5 中广核惠州港口二PA（北区）海上项目 210 30-43 22 中广核惠州港口二PA（南区）海上项目 240 30-43 22 中广核惠州港口二PB海上风电场项 300 32-40 23 中广核汕尾甲子二海上风电 400 33-39 25 中广核汕尾甲子一海上风电 500 33-39 25 国电投揭阳神泉二海上风电项目 502 34-39 25 粤电阳江青洲一（400MW）海上风电项目 400 37-40 50 粤电阳江青洲二（600MW）海上风电项目 600 38-44 55 明阳阳江青洲四海上风电场项目 505 41-46 67 三峡阳江青洲五海上风电项目 1000 46.5-52.5 71 三峡阳江青洲六海上风电项目 1000 37-46 52 三峡阳江青洲七海上风电项目 1000 45-53 70 中广核阳江帆石一海上风电场项目 1000 40-50 55 中广核阳江帆石二海上风电场项目 1000 40-50 69 汕头中澎一海上风电项目 1000 95 汕头中澎二海上风电项目 1000 95 汕头中澎三海上风电项目 1000 95 汕头南澎一海上风电项目 1000 93.5 汕头南澎二海上风电项目 1000 93.5 汕头南澎三海上风电项目 1000 93.5 资料来源：每日风电、太平洋研究院整理 1.1 长期：海上风电可供开发资源丰富，降本支撑平价时代可持续发展 漂浮式等技术进步为深远海风电开发赋能。2022年9月29日，明阳智能发布了“OceanX”双转子漂浮式海上风电平台。“OceanX”将搭载两台明阳MySE8.3-180超紧凑半直驱海上风机，总容量达到16.6MW，以“V”字型排列，共用一个漂浮式基座，成为全球容量最大、重量最轻的双转子抗台风漂浮式风机，可应用于水深35米以上的海域。目前该平台产品开发完成，预计在2022年底或2023年初择机安装于南海海域。展望未来，随着漂浮式等新技术不断进步，深远海风电将实现大规模开发，海风成长空间才能真正打开。 图3：明阳智能双机头机组1:10比例演示样机 资料来源：每日风电、太平洋研究院整理 图4：水滴形钢塔筒更加符合空气动力学 资料来源：每日风电、太平洋研究院整理 过去十年海风度电成本大幅下降。根据IRENA发布的2021年可再生能源成本报告，2010-2021年全球海上风电度电成本由0.18美元/kWh下降至0.075美元/kWh，下降幅度达到58%。2021年我国海上风电度电成本为0.079美元/kWh，相比2010年下降了56%。2021年我国海风度电成本折合约为0.47-0.55元/kWh，已经接近沿海各省0.4元/kWh左右的煤电标杆价，海风预计将很快实现平价。 图5：过去10年海上风电度电成本快速下降图6：2010-2021年我国海风度电成本下降了56% 0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 0.00 海上风电LCOE（$/kWh） 0.178 0.079 20102021 资料来源：IRENA、太平洋研究院整理 资料来源：IRENA、太平洋研究院整理 在技术进步等推动下海上风电建设成本显著下降。根据IRENA发布的2021年可再生能源成本报告，2010年至2021年我国海上风电平均建设成本由4638美元/KW下降至2857美元/KW，降幅达到38%。 图7：过去10海上风电建设成本显著下降 资料来源：IRENA、太平洋研究院整理 图8：2010-2021年我国海上风电建设成本下降了38% 资料来源：IRENA、太平洋研究院整理 不同省份海风达到平价的建设成本差异较大。由于风资源、海床条件不同造成的施工难度差异化、以及不同省份上网电价的不同，沿海各省海风达到平价的建设成本差异较大。根据第二届海上风电创新发展大会，山东、江苏、浙江海风达到平价的建设成本预计在10000-12000元/KW，福建13000-14500元/KW，广东12000-16000元/KW，海南11000-12500元 /KW。 图9：不同省份风资源、海床条件差异较大 资料来源：《海上风电场开发潜力评估》、太平洋研究院整理 表2：不同省份海风达到平价的建设成本差异较大 风资源条件 发电量水平（h） 平价造价范围（元/KW） 区域 风速（m/s） 台风 山东 7~7.6 无台风 2900~3200 10675~11745 江苏 7.2~8 无台风 3000~3400 10560~12040