风电：碳达峰碳中和系列研究之海上风电篇：近海走向深远海，拓宽绿色金融服务生态

|研究院战略客户部 行内偕作·行业深度 2024年8月22日 碳达峰碳中和系列研究之海上风电篇—— 近海走向深远海，拓宽绿色金融服务生态 ■从长期规划、中期经济性和短期项目进度来看，24-25年国内海上风电新增装机需求有望保持高景气度。“十四五”国内海上风电规划新增装机合计50GW以上，预计未来两年年均新增装机在12GW以上。未来海上风电的投资成本仍具备一定下降空间，成本占比最高的主机和基础安装施工两方面的价格未来仍会保持下行趋势，从而驱动项目经济性提升。未来即使配置合理比例的储能，对项目盈利影响也相对有限，海风全面平价上网可期。海上风电审核、航道和军事管理等限制性因素逐步解除，海风招标数据高增等先行指标预示着未来两年行业处于高景气度。综合考虑以上因素，我们认为24-25年国内海风新增装机（吊装口径）或将达到10GW和15GW。 ■“十五五”国内深远海风电项目将接力发展，参考海外成熟开发经验，国内仍需政策助力。随着近海资源利用趋于饱和，未来深远海风电开发将是大势所趋，国内深远海区域风能资源开发容量潜力空间在1200GW左右，是近海资源的3-4倍。目前国内深远海项目开发主要由“单30”政策推动，未来国内专属经济区用海管理办法和规划有待出台保障深远海项目开发的“统一管理、一站办结”。从深远海风电开发经验来看，国内与欧洲还有一定差距。参考英国深远海漂浮式风电发展的经验，用海权招标、差价合约制度和“风电+油气”融合是其领先的关键因素。未来国内深远海风电在用海审批、兼顾市场化与收益预期、“海风+”场景探索等方面需要政策予以支持。 ■近海走向深远海，投资施工商、设备供应链和输配电模式等方面会有新玩家进入。深远海风电的产业链生态与近海相比主要存在以下三方面变化，一是投资施工商会有油气、船舶、海工和建筑施工类大型企业进入；二是设备供应链上新增浮式基础和系泊系统环节的参与主体；三是输配电方面，更具性价比优势的柔性直流输电技术导入，特高压设备环节企业积极布局。 ■业务布局建议和风险分析（本部分有删减，招商银行各行部如需报告原文，请参照文末方式联系研究院） 杨荣成招商银行研究院行业研究员 ：0755-82901273 ：yangrongcheng@cmbchina.com 刘悦夫战略客户部战略客户经理 ：liuyuefu@cmbchina.com 徐瑞恒战略客户部战略客户经理 ：xuruiheng@cmbchina.com 感谢实习生李爽对本文的贡 献相关研究报告 《碳达峰碳中和系列研究之风电制造篇——风电市场向好，深耕产业链经营》 敬请参阅尾页之免责声明 目录 一、海上风电需求长期看规划，中期看经济性，短期看项目进度1 （一）我国已成为全球最大的海上风电市场，政府积极规划推动海风装机放量1 （二）海上风电投资成本仍处于下降通道，全面平价上网可期4 （三）海风审核、航道和军事管理等限制性因素解除，项目招标等先行指标预示增长7 二、深远海风电将于“十五五”接力发展，参考海外成熟开发经验，国内还需政策助力9 （一）“十五五”国内海风装机由深远海项目驱动，目前国内发展与欧洲尚有差距9 （二）他山之石：政策支持和“风电+”场景应用促使欧洲深远海漂浮式项目走向成熟12 （三）启示：政策需要兼顾市场化与收益预期，“海风+”场景助力收入多元化13 三、深远海风电在投资施工商、设备供应链和输配电模式等方面增加新的参与主体15 （一）投资施工商方面，油气、船舶、海工和建筑施工等大型央国企进入16 （二）设备供应链方面，新增浮式基础和系泊系统参与主体17 （三）输配电方面，柔性直流输电加速渗透，特高压环节玩家布局19 四、业务布局建议和风险分析21 图目录 图1：全球海上风电新增、累计装机及中国占比1 图2：全球海上风电新增装机分区域市场情况1 图3：2023年我国东部沿海城市电力缺口情况2 图5：我国海上风电新增并网装机规模及增速3 图6：我国海上风电上网电价变化情况3 图7：我国海上风电投资成本变化情况4 图8：我国海上固定式风场投资成本结构占比4 图9：我国海上风电主机中标均价变化情况5 图10：海上风电主机大型化迭代情况5 图11：海风安装船数量和重型起重船起重能力5 图12：未来海上风电降本空间构成（到2030年）6 图13：我国海上风电项目投资开工前期审批流程8 图14：国内海上风电历史招标规模变化情况9 图15：我国海上风电新增装机规模月度变化情况9 图16：我国海上风电新增装机及投资规模预测9 图17：领海与专属经济区海域的示意图10 图18：全球海上风电项目平均离岸距离变化情况（截至2022年）11 图19：国内主要省份海风项目平均离岸距离变化情况11 图20：全球漂浮式风电新增装机规模及预测情况12 图21：英国差价合约执行方式示意图13 图22：不同类型的新能源发电主体进入市场化交易的节奏情况14 图23：深远海漂浮式风电投资成本结构占比情况15 图24：未来中国各海域海风电度电成本预测15 图25：海上风电产业链及主要企业梳理（黑色框线内为深远海趋势下产业链变化环节）15 图26：2023年海上风电开发企业累计装机市占率16 图27：深远海风电新增投资施工商的竞争优势17 图28：深远海风电领域投资和施工商项目案例17 图29：随着海风水深增加漂浮式结构经济性凸显17 图30：海上风电并网主要技术路线20 图31：海上风电交直流送出等价距离示意图20 图32：海上风电柔性直流输电技术降本路径20 图33：我国直流输电发展速度和容量赶超国外21 表目录 表1：我国沿海各省海上风资源情况2 表2：地方政府“十四五”期间海上风电规划情况3 表3：粤西地区某400兆瓦海风项目收益率测算4 表4：我国海上风电项目按收益率倒算投资成本4 表5：2023年我国发布的12MW以上海风机型5 表6：海风项目投资成本下降对IRR敏感性分析6 表7：海上风电项目配储对IRR影响分析7 表8：国内海上风电配储政策梳理7 表9：地方政府出台的海上风电竞争性配置方案9 表10：国内已经出台的深远海风电支持政策梳理10 表11：欧洲漂浮式风电装机目标规划情况12 表12：英国海上风电差价合约限价变化情况13 表13：2022-2024上半年海风项目前十施工集团16 表14：不同类型漂浮式风电基础特征18 表15：国内系泊系统锚链招标要求19 表16：海上风电不同输电方式技术经济特性对比20 表17：国内外深远海风电柔直送出工程21 全球各国积极推动能源转型，海上风电成为重要方向之一。为了应对全球气候变化，欧美等发达国家较早提出了绿色发展的概念，并且制定了一系列实现“净零排放”目标的措施，2020年中国也提出了“30-60碳达峰碳中和”的目标，由此开启了国内各行各业的碳减排发展之路。在这场深刻的能源转型革命中，人们对于海上风能的高效利用成为了重要方向之一。我们认为中国已经成为全球最大的海上风电市场，近海固定式项目全面平价上网在即。“十五五”期间深远海风电将是增长主力，近海走向深远海的过程中，商业银行的绿色金融服务生态有望拓宽。 一、海上风电需求长期看规划，中期看经济性，短期看项目进度 （一）我国已成为全球最大的海上风电市场，政府积极规划推动海风装机放量 全球海上风电发展起步于欧洲，壮大于中国，中国已经成为全球最大的海上风电市场。全球海上风电发展和陆风类似都起步于欧洲，欧洲当地拥有着全球最为优渥的海上风电资源，同时全球海上风电主机厂龙头维斯塔斯、西门子歌美飒等也都分布于此，欧洲坐拥市场加技术的两大优势，在海上风电领域具备强大的先发优势。相比之下，我国的海上风电起步相对较晚，2009年第一台样机才实现并网发电，2014年左右才正式推出标杆电价补贴推动海上风电规模化发展，我国海上风电经历了欧洲先进的技术引进消化吸收后，与欧洲的差距正在逐步缩小。在掌握了海上风电发展技术后，国内的海上风电市场也在逐步扩大，成为了驱动全球海上风电新增装机的重要力量。根据全球风能理事会的数据，截至2023年全球海上风电实现新增并网装机容量10.85GW，其中中国新增装机占比58.36%；全球累计装机容量75.16GW，中国累计装机占比50.26%。 图1：全球海上风电新增、累计装机及中国占比图2：全球海上风电新增装机分区域市场情况 资料来源：GWEC、招商银行研究院资料来源：GWEC、招商银行研究院 中国东部沿海地区经济发达用电需求旺盛，天然适配海上风电的发展。我国由于风光资源的配置和区域经济发展差异天然存在电力供应与需求在空间上的错配问题。我国风能和太阳能资源最为丰富的地区分别在三北和胡焕庸线以西的地区，大型清洁能源基地基本规划于此，但经济发展相对落后，本地的消纳空间相对有限。而我国东部沿海地区作为全国经济最为发达的地区，用电需求旺盛，是全国的用电负荷中心，在遇到极端高温天气和最高用电负荷不断创新高的情况下，容易出现电力供应的阶段性紧缺，因此需要一定充裕度的电力保障迎峰度夏和度冬时期的供应。目前国家已经形成了两种解决方案，一是利用特高压输电通道实现“西电东送”，二是利用东部沿海地区丰富的海上风能资源，在不占用土地资源前提下大力发展海上风电，实现就近供给消纳。综合比较二者的投资成本和社会经济效益，发展东部沿海地区的海上风电成为既具备经济性又可保障东部负荷中心电力稳定供应的有效方案，还可在一定程度上缓解“西电东送”通道建设压力。 图3：2023年我国东部沿海城市电力缺口情况 资料来源：中电联、招商银行研究院 表1：我国沿海各省海上风资源情况 资料来源：明阳智能、招商银行研究院 我国海上风电在经历国补退出后的两年低迷期后，有望步入两年的高景气区间。通过对国内海上风电新增装机规模的历史复盘，可以发现，海风的新增装机需求长期看政府规划，中期看投资经济性，短期看海风资源解禁、项目招标和开工进度等情况。“十三五”期间我国海上风电迎来了高速发展，地方政府的积极规划，叠加高额的标杆电价补贴和较高的发电利用小时数，使得海上风电项目初步具备了一定的经济性。“十三五”末期至“十四五”初期，随着海上风电的规模化发展，国家的标杆电价补贴也开始逐步退坡直至取消。2021年国内海风新增装机规模达到了16.9GW，海风国补取消前的抢装潮使得国内的装机需求达到了阶段性的峰值。2022-2023年，国内海上风电的发展在国补完全退出后进入了阶段性的低迷期，尽管抢装后海风的投资成本有了快速的下降，但部分省份的电价竞配政策、海域用海审批、航道和军事管理等因素拖慢了海风项目的投资并网的进度。按照国内主要沿海城市“十四五”期间的海上风电发展规划看，预计合计新增装机规模超过50GW，2024-2025年国内的海上风电年均新增并网装机容量在12GW以上。 图5：我国海上风电新增并网装机规模及增速图6：我国海上风电上网电价变化情况 资料来源：国家能源局、招商银行研究院资料来源：发改委、招商银行研究院 表2：地方政府“十四五”期间海上风电规划情况 省份 “十四五”开发目标（万千瓦） “十四五”新增装机容量（万千瓦） 文件 广东 1800 1664.2 《广东省能源发展“十四五”规划》 江苏 1500 818.4 《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划》 山东 800 798.5 《山东省能源发展“十四五”规划》 浙江 490.7 450 《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》 福建 511.6 410 《福建省“十四五”能源发展专项规划》 辽宁 405 362.5 《辽宁省“十四五”海洋经济发展规划》 广西 300 300 《广西可再生能源发展“十四五”规划》 上海 221.7 180 《上海市能源发展“十四五”规划》 海南 120 120 《海南省海洋经济发展“十四五”规划（2021-2025年）》 河北 30 0 天津 11.7 0 《天津市可再生能源发展“十四五”规划》 合计 ＞6000 ＞5000 资料来源：CWEA、各地发改委、招商银行研究院 （二）海上风电投资成本仍处于下降