向深海推進 海上風電V形反轉

吳新竹

2022年起，海上風電項目不再享受國家補貼，沿海省份相繼出臺了海上風電省補政策，助推海上風電有序走向平價上網。國內陸上風光基地項目加快建設的同時，深遠海海上風電基地建設也進入快速發展時期，示范項目接連實施。近期，國務院支持山東打造千萬千瓦級深遠海海上風電基地，有望推動漂浮式海上風電進程。

券商預測，2022年，全國海上風電吊裝容量將從2021年的14.2GW下降至6.5GW，2023年將迎來強勁反彈，2023-2025年年均新增裝機有望最高達到每年16GW。隨著海風招標的風機功率不斷提高，風機大型化帶來行業的升級機遇，整機廠商間競爭日益激烈，海纜市場需求量將增加。

廣東、福建、浙江等省份明確了“十四五”期間海上風電基地的發展規劃，規劃裝機量總規模接近100GW。2021年是海上風電項目納入中央財政補貼最后一年，截至該年年末，國內海上風電累計并網裝機量達26.39GW。2022年，地方政府接力海上風電電價補貼政策，廣東、浙江和山東出臺了省補政策，海上風電的崛起將對傳統風電產業鏈產生全面影響。產業鏈上游為鑄件、主軸、軸承等零部件，中游為整機與相關塔架、海纜等設施，下游為海上風機的安裝與運維。近年招標的海上風電項目以6MW-8MW的機型為主，并出現了10MW-12MW的更大功率風機，風機大型化給產業帶來升級機遇。

據測算，風電整機單兆瓦鑄件的用量約為20-25噸，其中輪轂、底座、軸及軸承座、梁等合計約需15-18噸，齒輪箱部件約5-7噸，隨著風機向大型化演進，單個風機鑄件的用量會上升，而單兆瓦鑄件的用量將有所下降，預計于2026年單兆瓦鑄件用量將達到19噸。另一方面，風機軸承被國外主導，國內主要占據中低端市場，海上風機功率的增加對軸承耐損耗性能提出更高的要求，而海上風電吊裝成本遠高于陸上風電，對軸承可靠性要求亦更高。功率越大，主軸尺寸增加，企業鍛造設備的轉換成本越高，因此目前大尺寸風機以鑄造主軸為主流。

國泰君安證券指出，獨立變槳技術是未來風機大型化背景下的發展趨勢，未來5MW以上的機型有望逐步采用獨立變槳技術，獨立變槳軸承的結構將從單排、雙排、球軸承向承載力更強的三排圓柱滾子軸承轉變，單套價值量也會有所提升。

從海上風電成本分布來看，包含零部件的風機占比40%、塔筒占11%、海纜占10%、安裝費用占20%。整機環節占比最高，2021年前三位海上風電整機廠商市占率超過80%，其他整機廠商紛紛加快了海上風機的研發進程，競爭將更加激烈。一方面，具備海上塔筒大規模產能的企業較少;另一方面，為降低物流費用，碼頭資源對相關企業來說至關重要。

海纜是區別海上與陸上風電的重要環節，海纜對防水防腐性、抗壓性、絕緣性和防海洋生物能力等特殊性能要求高。據統計，新一批海風項目平均離岸距離較2021年及以前平均增長34%，推動海纜需求提升。海纜重量是陸纜的數倍，需通過碼頭及專門的海纜敷設船運輸，2020年中國沿海港口萬噸級及以上泊位有2138個，其中10萬噸級以上港口泊位有440個，港口布局能為企業帶來成本和效率優勢。

方正證券指出，相比交流輸電長距離的電容效應消耗，直流電纜長距離輸送容量更大，但需額外建設換流站。而柔性高壓直流輸電可通過使換流站設備模塊化、集成化降低換流站費用，實現輸電有效性和經濟性的平衡。

全球大部分風資源位于水深超過60米的海域，國內海上風電開發已經拓展至超過40米水深的區域。目前，廣東陽江海上風電的開發已經從近海淺水區向近海深水區延伸，這些項目的平均水深基本達到40米以上。

江蘇省2021年度海上風電項目競爭性配置結果顯示，射陽100萬千瓦海上風電項目、大豐85萬千瓦海上風電項目、大豐80萬千瓦海上風電項目場址中心離岸距離分別達到60km、33km、67km，超過了已建成常規項目的離岸距離，而離岸化往往對應深水化。

在海上風電場邁向深遠海之時，采用固定式基礎的傳統電場在技術和經濟性上面臨更大挑戰，水深風機越大，固定式海上風機基礎的材料用量越多，且施工難度也會提升，當水深超過60米，業內認為漂浮式比固定式更為適用。

漂浮式的基礎層通過系泊系統與海床相連，擺脫了復雜海床地形以及復雜地質的約束，受水深影響小，且同一海域的若干臺風機基礎可做成標準樣式，可以大幅提高建造效率、降低開發成本，運維也較為便利。這與固定式基礎的海上風電降本方式類似，單體規模的提升和單機容量的增加亦是漂浮式海上風電降本的核心手段。目前漂浮式海上風電發展相對領先的是歐洲和日本，韓國快速跟進，中國和美國開始布局。全球風能理事會已將2030年全球漂浮式海風累計裝機預期上調至16.5GW，據預測，從2026年開始，漂浮式海上風電進入新增裝機達到GW級的商業化階段。

目前漂浮式海風仍處于發展初期，單體規模不超過100MW，而深遠海風資源較好，更利于機組大型化，隨著采用固定基礎的海上風電基本實現平價，國內漂浮式海上風電的發展進程有望加快。

2021年，中國首個漂浮式海上風電平臺，搭載全球首臺抗臺風型漂浮式海上風電機組，組成“三峽引領號”，在廣東陽江海上風電場成功并網發電;由中國海裝牽頭聯合中國船舶集團內多家成員單位自主研制的國內首臺深遠海浮式風電機組“扶搖號”浮體平臺成功下線。

2022年以來，明陽智能發布“OceanX”雙轉子漂浮式風電平臺;龍源電力漂浮式海上風電融合深海養殖關鍵技術研發與工程示范科技創新項目取得福建省科技廳立項批復，主體結構設計通過中國船級社審查批準。近期，水電水利規劃設計總院召開了萬寧漂浮式海上風電100萬千瓦試驗項目一期工程可行性研究報告評審會議，計劃分兩期建設：一期工程裝機容量20萬千瓦，計劃于2025年年底前建成并網;二期工程裝機容量80萬千瓦，計劃于2027年年底前建成并網。

國務院近日印發文件支持山東大力發展可再生能源，打造千萬千瓦級深遠海海上風電基地。在全球能源低碳轉型的大背景下，漂浮式海上風電的興起或將成為趨勢。

漂浮式海上風電的核心制造環節包括風電機組、浮式基礎平臺、系泊系統和動態海纜。

中國海裝預測，到2025年，國內漂浮式海上風電可能達到相對有競爭力的成本水平，投資成本有望降至每千瓦2萬元左右，預計在2030年前后降至與固定式海上風電相當的水平，達到每千瓦1萬-1.5萬元。

2021年12月，第一批風光大基地項目正式公布，規模總計97.05GW;2022年2月第二批風光大基地規劃正式公布，項目總量達455GW，顯著高于第一批。2022年一季度，中國東部各省計劃招標的已核準和待競配的海風項目總計超過25GW。

國信證券表示，2022年是中國海上風電平價第一年，由于2021年海風招標只有2.79GW，因此預期2022全國海上風電吊裝容量將從2021年年的14.2GW下降至6.5GW，但2023年將迎來強勁反彈，新增裝機容量同比增長85%，達到12GW，預計2024年海上風電新增裝機容量進一步增長至14GW，2025年新增裝機容量有望達到18GW。

據國海證券統計，截至2022年5月底，全國在建、前期啟動海風項目合計規模已超25GW，未來2023-2025年年均新增裝機最高有望達到每年16GW，各省市制定的海上風電規劃大多為下限目標，預計下半年風機招標量有望達10.7GW，2022年預計將有2.4GW項目實現全容量并網，2023年和2024年分別為6.8GW和8.1GW;綜合各省市的實際情況，2022-2025 年，新增裝機容量有望達到40-55GW，平均每年10-13.75GW，考慮到2022年并網量預計不超過5GW，那么平均新增裝機量在11.6-16.6GW。

按照全球風能協會的預測，到2025年，中國大陸以外的海外市場海上風電新增裝機有望達到15.4GW，2022-2025年海外市場新增裝機復合增速達到44%。

國泰君安證券認為，隨著鐵、銅等大宗原材料價格步入下降通道，未來海上風電建設招標進程有望進一步加速;原材料在海纜主要成本中占比超過90%，而銅和鋁作為最重要的基礎材料占比約80%，中國在銅鋁材供給方面較為穩定，能夠響應招標進程加速帶來的大量需求。