2023海上风电行业深度报告.docx
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1、海上风电行业深度报誉目录目录21 .海上风电:风电发展的新蓝海31.1 更强更稳的风力31.2 更高的单机容量与更高的利用小时数31.3 紧靠负荷中心41.4 发展潜力巨大52 .全球海上风电发展现状52.1 英德领衔全球海上风电52.2 中日韩美蓄势待发73 .我国海上风电的发展驱动力73.1 技术进步与产业链优化推动成本下行83.2 标杆电价到位,沿海区域完成规划93.3 开发商的多元化133.4 2020年目标装机30GW134 .海上风电产业链解析194.1 海上风电开发流程与成本构成194.2 海上风机224.3 海上风机的运输和安装274.4 海底电缆284.5 海上风电场运行和维
2、护295 .投资机会梳理315.1 金风科技(002202.SZ):直驱永磁技术更适用于海上风电325.2 上海佳豪(300008.SZ):民营船舶设计制造龙头335.3 中天科技(600522.SH):海缆业务有望快速增长355.4 龙源电力(0916.HK):海上风电开发急先锋356 .风险因素361.海上风电:风电发展的新蓝海在过去的十年中,风力发电在我国取得了飞速的发展,装机容量从2004年的不到75MW跃升至2015上半年的近125GW,在全国电力总装机中的比重已超过7%,成为仅次于火电、水电的第三大电力来源。然而,随着风电在内陆地区的快速增长,弃风限电等问题也开始突出,成为制约风电
3、发展的主要障碍。我们认为,海上风电将凭借自身的诸多优势,成为我国风电进一步发展的新蓝海。1.1 更强更稳的风力陆上风电场址由于存有障碍物,对风速有一定的影响,因此一般来说近海风速比陆上风速具有更高的数值。例如,我国台湾海峡的风资源极为丰富,100米高度风功率密度可达1000-2000Wm2;而江浙、两广、福建、海南等近海海域风功率密度也皆高于300Wm2,内陆仅内蒙古、新疆等地有此禀赋资源。此外,海面上的风切变(垂直方向的风速变化)小于陆上,风向改变频率也较陆上低,因而海上的风能更加平稳。图表1:中国陆地70米及近海100米高度风功率密度分布1.2 更高的单机容量与更高的利用小时数陆上风电的单
4、机容量以L5MW、2MW类型为主,截止至2014年我国累计装机类型统计中,此两种机型占据了83%的比例。而海上风电的机型则以2.55MW为主,更长的叶片与更大的发电机,对于风能的利用率也越高。图表2: 2014年中国不同功率风电机组累计装机容量占比图表3: 2014年底中国海上风电机组累计装机容量占比资料来源:CWEA国联证券研窕所在有效利用小时数上,陆上风电一般为18002200h,而海上风电要高出20%30%,达到250Oh以上,且随单机规模的加大而提高。更强更稳的风力以及更高的利用小时数,意味着海上风电的单位装机容量电能产出将高于陆上。1.3 紧靠负荷中心海上风场基本都建设在沿海一两百公
5、里处,距离用电负荷中心较近,并且沿海电网基础建设好,所以海上风电的消纳不成问题。考虑到陆上风电需经远距离多次传输,且弃风限电率居高不下(2015上半年达15.2%),那么海上必将成为风电的新出路。图表7:我国风电平均利用小时数及弃风率2500 1r 25%20112012201320142015h一利用小时数.弃风率资料来源:国家能源局国联证券研究所1.4 发展潜力巨大综上所述,海上风电在风力资源、地理区位以及单机发电能力等方面皆有优势。无论是国家层面还是在企业层面,都对海上风电的开发建设开始重视。那么,我国海上风电的理论发展空间有多大呢?根据中国气象局的测绘计算,我国近海水深5-50米范围内
6、,风能资源技术开发量约为500GW(扣除了航道、渔业等其他用途海域,以及强台风和超强台风经过3次及以上的海域)。虽然在可开发总量上仅为陆上的1/5,但从可开发/已开发的比例以及单位面积可开发量上看,海上风电的发展潜力更为巨大,年均增速也将更高。图表7:我国风电平均利用小时数及弃风率地区总面积(万平方千米)风能资源潜在开发量(GW)已开发量(GW)陆上(70米高度)Q9602600124海上(水深5-5039.45000.82米,100米高度)资料来源:中国风电发展路线图2050国联证券研究所2 .全球海上风电发展现状2.1 英德领衔全球海上风电2014年全球海上风电累计容量达到了8759MW,
7、相比2013年增长了24.3%。在新增装机量上,2014全球新增装机1713MW,相比2013年的1567MW更进一步。欧洲为全球海上风电发展的中心。2014年全球新增装机容量的1713MW中,英国、德国、比利时共占了1483.4MW,占比86.6%;其余为我国的229.3MW,以及其他一些国家的小容量试点项目。在各国的累计装机容量排名中,英国、丹麦、德国、比利时、中国、荷兰、瑞典分列前七位,仅有中国为非欧洲国家。事实上截至2014年底全球91%(8045MW)的海上风机安装于欧洲的海域,包括北海(5,094.2MW:63.3%),大西洋(1,808.6MW:22.5%)以及波罗的海(1,14
8、2.5MW:14.2%)。图表18:全球海上风电2014年装机容量情况资料来源;GWEC国联证券研究所英国:海上风电霸主截至2014年底,英国海上风电总装机量约等于其他所有国家的总和。英国拥有11450公里的海岸线,海上风资源极为丰富;此外,英国拥有强大的工业基础及最为完备的海上风电供应链,可以支持其大规模的扩张。2015上半年英国装机522.6MW,使总装机量突破5GW0英国的短期目标为至2020年完成至少9GW,即每年最少800MW的装机。德国:闪耀2015年2014年底德国海上风电装机量已突破了1GW。而2015年德国新增装机量将超2GW(上半年已完成1706.3MW),新增市场投资达1
9、00亿欧元。GlobalTech1海上风电场己于2015年1季度完工,项目规模达400MW,成为全球最大的海上风电场。除了英国、德国外,丹麦(1271MW)比利时(713MW)以及荷兰(361MW)同样为海上风电强国。其中,丹麦在建海上风电规模超1.5GW,目前正在兴建380kV高压输电工程来满足电力传输。我们预计短期内欧洲仍将领跑全球海上风电,且承担着技术研发的重任。2.2 中日韩美蓄势待发美国:短期进展受阻截止至2014年底美国尚无建成的海上风电项目。进展最快的两个项目中,468MW的CaPeWind项目由于EMl公司的财务问题而被取消电力购买协议;30MW的Bk)CklSland项目进展
10、顺利,预计将于2016年底建造完成。根据美国能源局发布的WindViSion报告,至2030年美国有望开发22GW的海上风电项目,因此前景同样广阔。日本:874MW项目处前期计划阶段日本拥有强大的海事工业和世界上第六大的海洋特殊经济特区,这使得发展海上风电显得十分具有吸引力。加之福岛核电危机后,日本结束了核电的发展,巨大的能源缺口需要填补,使得政府转向海上风电的开发。日本目前有49.6MW的海上风电装机容量,其中包括4MW漂浮式风电。2014年3月,日本政府确定海上风电的标杆电价为36日元/kWh,为日本陆上风电标杆电价的1.6倍。目前,共874MW的项目正处于前期计划阶段。韩国:874MW项
11、目处前期计划阶段韩国采取可再生能源配额制来激励可再生能源的发展,配额制替代2010年废除的固定电价制度。配额制要求韩国电力公司到2015年有3.5%的电力来自可再生能源,2022年则要有10%的电力来自可再生能源。同时,由于韩国陆上风电发展受限于土地的可获得性和耗时的规划程序,因此海上风电成为韩国电力公司实现配额制的主要技术选择。韩国海上风电发展目标为2016年900MW,2019年L5GW。目前,三星重工以及现代重工正推动韩国海上风电的初期发展。中国:将迎来跨越式发展从海风资源、政策扶持力度以及风机、塔架等装备供应链来看,我国均具备大规模发展海上风电的基础。我们预计“十三五”期间我国将完成3
12、0GW的装机目标。3 .我国海上风电的发展驱动力2014-2015年我国海上风电建设总体进展较为缓慢,主要原因包括:1.前期批复工作复杂,海洋、海事、环保、军事等各部门多头管理;2 .安装成本较高,与目前的标杆电价不匹配,较难盈利;3 .产业链配套不完善,各环节经验缺乏等参考欧洲的发展经验,我们认为这些阻碍因素都可以通过政府的扶持政策以及行业自身的技术进步、产业链完善去解决,我国海上风电正经历一场破冰之旅。3.1 技术进步与产业链优化推动成本下行海上风电起步时间较短,所应用的部件或装备大多由其他行业改装而来,因此海上风电的产业链并不成熟、完备,行业技术方面也有极大的进步空间,这两项因素的合力将
13、逐步推动成本下行。根据TheCrownEstate的预测,英国海上风电行业通过各项途径,至2020年度电成本较之2011年,将有39%的下降空间,即从140英镑/MWh降至85.4英镑MWh.图表7:英国海上风电2020年LCOE下降百分比NewTurbinesCompetitionFrontendactivityScale/ProductivityInstallationSupportstructuresOtherTotal资料来源:TheCrownEstate国联证券研究所成本下降的主要途径包括:1 .海上专用风机的制造:大型化,专业化;2 .产业链各环节竞争的加剧;3 .装机经验的累积逐
14、步优化的安装方法新型的基础支撑类型;4 .行业的规模化效应。与英国相比,我国在人工成本、海运船租金等方面更廉价,因此总造价成本以及LCOE未来将更低。根据中国风电发展路线图2050,到2030年近海风电平均上网电价将从目前的0.75元/千瓦时降低至0.6元/千瓦时。标杆电价引导着成本下行,我们预计近海风电的度电成本也将从目前的0.700.85元/千瓦时降低至2020年的0.68元以及2030年的0.5元左右,逐步逼近陆上风电的成本。图表7:风电发展路线图2013202020302050陆上75009000750072007000单位投资(元/千瓦)近海140001900014000120001
15、0000远海-500004000020000陆上0.10.10.10.1运行维护(元/千瓦时)近海0.150.150.10.1远海-0.30.20.1陆上0.540.510.480.45预期(平均)上网电价(元/千瓦时)近海0.770.980.750.60.54远海-221TW助反电成令(兀/T凡时)陆上0.480.460.430.41近海0.700.850.680.50.45资料来源:中国风电发展路线图2050国联证券研究所3.2 标杆电价到位沿海区域完成规划3.2.1 从特许权招标到标杆电价我国早期的海上风电示范项目上网电价采用单独审批核定的方式,例如在2010年建成的上海东海大桥示范项目
16、执行的是0.978元/千瓦时的上网电价,20112012年间建成的江苏如东潮间带示范项目执行的是0.778元/千瓦时的上网电价,总体上网价格较富。图表9:我国早期海上风电示范项目序号项目名称建设单位设计单位规模(MW台数)单机(MW)当前进展1上海东海大桥海上风电场上海东海风力发电有限公司上海勘测设计院993332010年全部建成投产2江苏如东潮间带试验风电场江苏海上龙源风力发电有限公司华东勘测设计院32161.532011年全部建成投产3江苏如东潮间带示范项目江苏海上龙源风力发电有限公司华东勘测设计院150邙2.332012年全部建成投产此后,我国采用特许权招标的方式对首批海上风电项目进行招
17、标。但首批4个项目的投标价普遍低于0.75元/千瓦时,分别为0.737元/千瓦时、0.7047元/千瓦时、0.6235元/千瓦时和0.6396元/千瓦时,均远低于上海东海大桥海上风电项目最终确定的上网电价0.978元/千瓦时。实际上这些价格只比陆上风电价格高出约20%,但是海上风电的投资成本却是陆上风电成本的2倍左右,因此项目的盈利性成了开发商的重大疑虑。自获批两年后,首批的4个项目均未完工,开发商的投资积极性大为缩减。图表9:我国首批海上风电特许权招标项目滨海300近海华锐3.00.737大唐新能源射阳300近海华锐3.00.7047中电投联合体东台200潮间带上海电气3.60.6235山东
18、鲁能see三三金风2.50.6396龙源电力对于国家通过招标的方式来确定海上风电价格的做法,其原意是希望通过竞争把补贴降下来,从而实现行业的技术进步与优胜劣汰,使市场健康发展。只是中标电价过低,却阻碍了海上风电行业的发展,开发商更需要的是稳定的电价预期。因此,为促进我国海上风电的进一步发展,我国在2014年6月出台了统一的海上风电标杆电价一2017年以前,潮间带风电项目执行0.75元/千瓦时、近海风电项目执行0.85元/千瓦时的上网电价标准。图表10:我国陆上、海上风电标杆电价资源区海上风电标杆上网电价OAInIfrOA1nTl,Kl包括的地区以的ZuLl及以后近海0.85-潮间带以外的地区潮
19、间带0.75最高潮位和大潮期的最低潮位间陆上风电标杆上网电价卜源区各资源区所包括的地区TKI411Cr1?crcI类资源区0.490.470.44内蒙古自治区除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区;新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、克拉玛依、石河子市U类资源0.520.50.47河北省张家口市、承德市;内蒙古自治区赤峰、区通辽、兴安盟、呼伦贝尔;甘肃省嘉峪关、酒泉吉林省白城、松原;黑龙江省鸡西、双鸭山、七台河市、绥化市、伊春市,大兴安岭地区;甘肃Ill类资0.560.540.51省除嘉峪关、酒泉市以外地区;新疆维吾尔自治源区区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、克拉玛依市、石
20、河子市以外其他地区;宁夏回族自治区F类资0. 60. 58除I、II、III类资源区以外的其他地区0.61源区资料来源:发改委国联证券研究所对于此标杆电价,虽然总体仍偏低(低于欧洲国家的补贴标准),但至少扭转了国内投资海上风电项目投资收益水平模糊的状况。剩下的,依靠企业自身控制风险及技术进步去解决。3.2.2 沿海省份出台发展规划2014年8月,IW能源局发布了全国海上风电开发建设方案(201名2016),总容量10.53GW的44个海上风电项目列入了开发建设方案,这些项目主要分布在江苏、福建、广东等沿海省份。其中包括已核准项目9个,容量175万千瓦,正在开展前期工作的项目35个,容量853万
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