海上风电专题研究之二：全球海上风电市场展望及重点产业链介绍.pdf

海上风电专题研究之二： 全球海上风电市场展望及重点产业链介绍 证券分析师：王蔚祺 E-MAIL: S0980520080003 行业研究 深度报告 电力设备新能源 风电 投资评级：超配（维持评级） 证券研究报告 | 2021年11月1日 投资建议 我国海上风电资源开发潜力超过3500GW，且靠近东南部电力负荷中心区域，拥有极大的发展空间。近期国内首批平价海风机组投标，8-9MW风机报价下探到 3800元/kW附近，比抢装价格直降40%以上，快速降本将海风平价发展提速。根据我国各省十四五海上风电规划征求意见稿，2022年-2025年，预计我国平价海 上风电有望新增装机超过35GW。 海上风电拥有以下优势：1、距离人的居住区较远，不易出现噪声及景观等环境问题，建设时也不存在道路限制；2、设置区域广，可选择风况较好区域，容量系 数更高的机位点；3、可靠近电力负荷中心，相关基础设施成本更小；4、海上风电属于技术密集以及创新程度较高的领域，发展海上风电可培育扶持当地新兴产 业、带动固定资产投资和就业。 借鉴海外市场，欧洲海上风电经过30年的努力发展已实现平价，取得这样的成就与政策支持、技术创新、供应链建设的贡献密不可分。过去10年欧洲海上风电产 业无论从技术、产能还是装机规模均取得长足进步。未来30年欧洲规划近400GW海上风电，到2025年欧洲海上风电年新增装机量将从目前的3-4GW提升至 9GW以上，2030年有望增长到年均15GW以上。比较我国与欧洲海上风电市场的发展规模和成本要素，我国海上风电在十四五期间平价是必然结果。 我国东部沿海资源发达，制造业基础雄厚，绿电需求紧迫，大力发展海上风电可实现能源转型，提高能源安全系数。广东阳江、汕尾、江苏南通等地相继引进多 家海上风电装备制造业企业和大型电力央企投资本地，联手打造集研发、试验、制造和开发于一体的海上风电产业集群，争取早日实现平价并具备国际竞争力。 建议布局海内外海上风电供应链领先企业，推荐东方电缆、天顺风能、明阳智能、日月股份、天能重工以及受益于成本快速下降的下游开发企业江苏新能。 风险提示 1、海上风电核准和招标进度不达预期； 2、原材料价格暴涨影响产品利润； 3、国际贸易摩擦影响出口业务； 2 第一章：全球海上风电市场展望 风电是我国能源结构转型的重要抓手 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。 由表1可以看出，海上风电是十四五期间最后平价的新能源赛道，拥有更大的发展潜力。 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 2020 2030 2050 2060 煤电 气电 光伏 风电 水电 核电 其他各种发电 方式比较 装机成本 （元/W) 年发电 小时数 标杆电价 （元/度） 度电成本 （元/度） 其他 成本 火电 5-8 4361 0.3-0.5 0.25-0.35 环境成本 水电 10-12 3613 0.2-0.4 0.1-0.3 生态成本 核电 8-12 7499 0.43 0.25-0.35 污染成本 陆上风电 6.0-7.5 2095 0.4-0.57 0.15-0.3 - 海上风电 15-18 2900 0.75-0.85 0.3-0.55 - 光伏 4-4.5 1115 0.5-0.7 0.15-0.3 - 图1：我国中长期预期电力结构（GW）表1：我国各种发电方式成本比较 资料来源：国家可再生能源署，江苏新能，国信证券经济研究所整理 资料来源：全球能源互联网研究院，江苏新能，国信证券经济研究所整理 4 全球风电行业发展前景 38.239.843.934.5 50.2 60.4 52.749.046.855.0 88.0 76 81 90 112 126 0.9 0.9 1.2 1.6 1.5 3.4 2.2 4.5 4.5 6.1 6.6 13.110.911.918.5 29.1 0 20 40 60 80 100 120 140 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 陆上风电 海上风电 18.9 17.5 12.8 16.0 23.0 30.4 22.8 18.5 19.4 26.2 54.0 35 48 58 75 85 0 0.1 0.1 0.1 0.2 0.4 0.6 1.2 1.7 2.7 4.0 7.5 4 5.5 8 12 0 20 40 60 80 100 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 陆上风电 海上风电 资料来源：历史数据来自GWEC，国信证券经济研究所预测 资料来源：历史数据来自GWEC，国信证券经济研究所预测 图2：全球风电年均新增装机预测（GW） 图3：我国风电年均新增装机预测（GW） 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。 5 全球海上风电市场中长期展望（积极假 设） 34 382 1129 2002 0 500 1000 1500 2000 2500 2020 2030 2040 2050 图4：全球海上风电分地区吊装容量预测（GW） 图5：全球海上风电中长期累计装机预测（积极情景，GW） 6.3 6.9 13.1 10.9 11.9 18.5 29.1 28.4 32.6 34.2 40.9 46 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 北美 亚洲（除中国） 中国 欧洲 资料来源：历史数据来自GWEC，Wind Europe，国信证券经济研究所预测 资料来源：IRENA，Wind Europe，国信证券经济研究所整理 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。 6 第二章：国内十四五海上风电平价趋势分析 我国海上风电发展前景 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。 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。 图6：我国海上风电开发潜力（GW） 水深 海上面积 （万平方公里） 我国海上风电 技术开发潜力（GW） 基础方案 0-20 31 496 固定式 20-50 36 1127 固定式+漂浮式 50-100 38 2237 固定式+漂浮式 资料来源：CWEA，国信证券经济研究所预测 北方区域 福建区域 年平均风速：6.5-8m/s 50年一遇最大风速：50.0 1.1 山东（预期 值） 5.0 0.6 4.4 10.0 山东省能源局印发2021年全省能源工作指导意见，规划布局千万千瓦级中远海海上 风电基地，建成投运首批海上风电试点示范项目，实现海上风电零突破。 辽宁（预期值） 3.0 1.0 2.0 0.03 广西（预期 值） 3.0 0 0 8.0 第六届全球海上风电大会上获悉,广西已明确将海上风电作为“十四五”能源和产业发展 的重点方向,规划海上风电场址25个,总装机容量2250万千瓦。“十四五”期间将力争核 准海上风电800万千瓦以上，投产300万千瓦。 海南 1.2 0 1.2 3.0 海南省人民政府发布海南省海洋经济发展“十四五”规划（2021-2025年）指出， 在东方西部、文昌东北部、乐东西部、儋州西北部、临高西北部50米以浅海域优选5处海 上风电开发示范项目场址，总装机容量300万千瓦，2025年实现投产规模约120万千 瓦。 合计 46.7 9.1 34.6 115.5 8.92 资料来源：各地发改委能源局，国信证券经济研究所预测，注：累计并网通常小于累计吊装容量，系部分吊装项目尚未并网所致。8.92GW系全国合计并网容量，部分省份上表未列示。 表3：各省海上风电十四五新建规划前瞻 10 我国海上招标重启，预示平价序幕拉开 由于2019年和2020年一季度，国家补贴范围内的海上抢装项目进行了密集的设备招标，招标总量达到21.9GW，远超2020-2021年11.5GW的实际吊装需求， 因此2020年2季度开始，海上风电主设备招标大幅减少，2020年下半年招标需求同比下滑88%至1.4GW，2021年上半年则为完全空白。 2021年9月8日华润电力重新开始就浙江苍南400MW项目组织重新招标，随后中广核也在浙江招标象山涂茨280MW平价海上风电项目主机设备。预期2021年4 季度广东、福建也将启动平价时代的海上项目招标，总容量或达到2GW以上，我国海上风电招标将进入新一轮平价增长期。 图8：我国海上风电机组招标半年度统计（GW） 图9：我国海上风电机组招标需求展望（GW） 1.2 1.9 3.4 4.8 15.6 6.3 3 6 10 12 14 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021e 2022e 2023e 2024e 2025e 1.3 2.5 2.3 4.4 11.2 4.9 1.4 0.0 1.0 2.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 17H2 18H1 18H2 19H1 19H2 20H1 20H2 21H1 21Q3 21Q4 e 资料来源：历史招标数据来自金风科技，2021年以后为国信证券经济研究所预测资料来源：金风科技，国信证券经济研究所整理 海上风电招标需求在经历过补 贴退坡的调整期以后，已经呈 现触底回升的态势。 11 8,000 11,000 14,000 17,000 20,000 23,000 26,000 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022e 2023e 2024e 2025e 0.1 0.1 0.1 0.2 0.4 0.6 1.2 1.7 2.7 4 7.5 4 5.5 8 12 0 2 4 6 8 10 12 14 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021e 2022e 2023e 2024e 2025e 单位造价 我国海上招标重启，预示平价序幕拉开 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。 图10：我国海上风电年新增装机与单位造价展望（GW，元/千瓦） 资料来源：历史装机数据来自CWEA，BNEF，招标数据来自金风科技，2021年以后为国信证券经济研究所预测 12 海上风电主体工程介绍 负压桶 单桩 多桩 导管架 风机+塔筒 风机基础（管桩 水上部分） 风机基础（管桩 水下部分） 漂浮式风机基础 资料来源：图片来自GWEC，IRENA，国信证券经济研究所整理 资料来源：图片来自GWEC，IRENA，国信证券经济研究所整理 13 我国海上风电成本分析 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。 主体工程投资主要包括：风电机组（含塔筒）、风电机组基础、场内集电线路（阵列电缆）、送出海缆、海上升压站、陆上集控中心组成。 其他费用主要包括：征海征地费、前期工作费、工程建设管理费、科研勘察设计费、基本预备费、建设期利息等。 由于运行维护可达性差，同时考虑抗台风、防腐蚀等技术要求，海上风电机组需要具备很高的可靠性，因而其制造、运输、安装、运维环节的成本均较高。 受复杂的海洋环境影响，风电机组基础需要应对复杂的地质条件、海冰、海流、腐蚀等因素的长期作用，成本也较高。 其他部分占工程投资的比例均小于10%，但合计占工程投资的30%，对海上降本同样意义重大。 表5：2020-2021年我国区域海上风电造价表4：我国海上风电造价构成 项目 占比 主体工程投资 风电机组（含塔筒） 42.0% 风电机组基础 27.3% 场内集电线路 3.8% 送出海缆 5.3% 海上升压站 4.3% 陆上集控中心 1.5% 机组施工安装费 4.9% 其他费用 基本预备费用 3.0% 建设期利息 1.7% 其他费用 6.2% 资料来源：上海勘测设计研究院有限公司，CWEA，国信证券经济研究所预测 江苏省 广东省 福建省 风电机组（含安装） 48% 43% 45% 塔筒 4% 4% 5% 风机基础及施工 19% 24% 25% 基本预备费/施工辅助工程 1% 1% 1% 场内集电线路（35kv阵列电缆） 3% 3% 3% 220kv送出电缆 5% 10% 5% 海上升压站 6% 3% 3% 陆上集控中心 1% 2% 2% 用海（地）费用 4% 3% 3% 其他 9% 7% 8% 总体造价区间（万元/千瓦） 1.44-1.63 1.62-1.76 1.73-1.85 资料来源：水规院，国信证券经济研究所整理 14 我国海上风电产业链 图11：我国海上风电产业链 叶片 发电机 主轴、轴承 电控系统 塔筒 齿轮箱 风塔法兰 风电机组 辅助设备 风机基础 海底电缆 海上升压站 陆上升压站 海上风电施工 风机安装 基础安装 海底电缆安装 建筑结构 其他施工安装 专业服务 科技研发 设计咨询 测量与勘察 海洋环保 海上运营 机械工具 备件耗材 监控与诊断 关联产业 海水淡化 风电制氢 海洋牧场 海岛供电 资料来源：电气风电，国信证券经济研究所整理 投资重点环节 15 我国海上降本分析风机大型化 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。 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。 大部件 具体构成 成本占比 设计重量 设计重量 7.25 vs 5.5 设计重量 8.3 vs 7.25 单机功率 MySE 5.5 MW-155 MySE 7.25 MW-158 32% MySE 8.3 MW-180 14% 叶片 叶片 25% 36 吨 36 吨 0% 31 吨 -14% 叶轮 叶片 轮毂 偏航变桨轴承 偏航变桨控制系统 35% 201 吨 201 吨 0% 184 吨 -8% 机舱 发电机 齿轮箱 主轴 主轴承 变流器+主控系统 底座 机舱罩 52% 230 吨 254 吨 10% 276 吨 9% 风机单位重量 78.4吨/MW 62.8吨/MW 55.4吨/MW 塔筒 塔筒+内件 8% 300 吨 400 吨 20% 450 吨 11% 法兰 法兰 5% 37 吨 55 31% 65 18% 风塔单位重量 62.2吨/MW 57.2吨/MW 53.6吨/MW 表6：明阳智能海上风机产品说明书及单位容量重量测算 资料来源：叶片、叶轮及机舱重量数据来自明阳智能，配套风塔、法兰以及成本占比数据为国信证券经济研究所估算，国信证券经济研究所整理 16 全球海上风机大型化持续推进 图12：海上风机单机功率发展趋势（MW/台） 单 机 功 率 （MW ） 商业化应用时期 整机厂商 海上机型 容量 /MW 风轮直 径/米 计划商 用年份 驱动 形式 明阳智能 MySE 16.0-242 16 242 2024 半直驱 MHI Vestas V236-15.0 15 236 2024 半直驱 西门子歌美飒 SG 14-222 DD 14 222 2024 直驱永磁 GE Haliade-X 14-220 14 220 2025 直驱永磁 上海电气 SEW 11.0-208 11 208 N.A 直驱永磁 中国海装 H210-10 MW 10 210 2022 半直驱 东方电气 D10000-185 10 180 2022 直驱永磁 运达股份 WD225-9000 9 225 N.A 高速传动 金风科技 GW175-8.0 8 175 2022 直驱永磁 表7：最新海上风机参数汇总 资料来源：千尧科技，国信证券经济研究所整理 资料来源：各公司官网，国信证券经济研究所整理，注：海装、东方电气、金风科技商业化时间为国 信证券经济研究所预测。 17 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 5.5-7 MW 8-9 MW 10-11 MW 12-14 MW 15-16 MW 风 机 降 本 空 间4000 元/ 千 瓦 1000 1500 2000 2500 3000 3500 5.5-7 MW 8-9 MW 10-11 MW 12-14 MW 15-16 MW 基 础 降 本 空 间1600 元/ 千 瓦 我国海上降本分析风机大型化 图13：海上风机大型化售价预测（含税，元/千瓦） 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。 图14：海上风机基础造价预测（单桩，含税，元/千瓦） 资料来源：5.5-7MW风机价格来自上市公司财务报表，其他更大机型价格为国信证券经济研究所预测，投标区间考虑叶片直径 差异。 资料来源：假设采用1500吨单桩，加上500吨风塔结构（含法兰），单价按照最新钢价1万元/吨含税价计算，国信证券 经济研究所测算。 18 我国海上降本分析风机大型化 资料来源：历史成本区间来自CWEA，国信证券经济研究所预测 5,000 8,000 11,000 14,000 17,000 20,000 23,000 26,000 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022e 2023e 2024e 2025e 图15：我国海上风电单位投资下降趋势（元/千瓦）表8：海上风电成本构成与开发规模相关性 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。 单体开发规模（MW) 300 400 600 800 1000 场内集电线路（包括 敷设） 432 460 510 541 577 送出海缆（包括敷设） 990 1130 960 1028 912 海上升压站 622 513 401 348 315 陆上集控中心 273 212 150 125 105 风电机组安装 935 915 875 863 853 其他费用 702 674 618 561 505 合计 14097 13939 13282 13076 12568 与300MW对比的差 值/百分比 -158/- 1.1% -814/- 5.8% -1021/- 7.2% -1529/- 10.8% 资料来源：上海勘测设计研究院有限公司，CWEA，国信证券经济研究所预测 19 我国海上风电投资经济性分析成本分析 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，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。 资料来源：上海勘测设计研究院有限公司，CWEA，国信证券经济研究所整理。 0 100 200 300 400 500 600 700 30 40 60 80 100 造价 /（元 /千瓦） 开发规模/万千瓦 0 200 400 600 800 1000 1200 30 40 60 80 100 造价 /（元 /千瓦） 开发规模/万千瓦 资料来源：上海勘测设计研究院有限公司，CWEA，国信证券经济研究所整理。 图17：送出海缆造价与开发规模关系图16：场内集电线路造价与开发规模关系 20 平价海上风电经济性分析 项目 假设 容量(MW) 301.8 单位造价（元/千瓦） 14,000 固定资产投资总额（百万元） 4225.2 年利用小时数 3400 资本金投入比例 25% 项目贷款总额（百万元） 3169 长期借款利率 3.8% 风机采购价格（元/kW) 4000 标杆电价（元/kWh) 0.42 表10：平价海上风电的经济性评价模型核心假设 元/kW 2016-2021 毛利率 2022-2025 毛利率 风机 6300-7000 25%-30% 3500-4500 20%-25% 塔筒 600-1000 25-30% 300-500 15-20% 海缆 1400-1700 45-50% 2000-2500 35-40% 机组基础 3000-3500 25%-30% 1500-2500 15-20% 施工安装 1000-1500 25-30% 500-1000 18-25% 综合造价 14000-17000 11000-14000 表9：平价海上风电产业链降本详情 资料来源：综合造价数据来自水规院，其他数据为国信证券经济研究所估算，数据未考虑2021年钢价大幅上涨对供应链的冲击 资料来源:容量数据来自江苏新能公告，其他数据为国信证券经济研究所估算。 21 平价海上风电经济性分析 表11：海上风电项目利润表 运营期 1 2 3 4 5 24 25 发电量（MWh) 1,026,120 1,026,120 1,026,120 1,026,120 1,026,120 1,026,120 1,026,120 营业收入 381,389,735 381,389,735 381,389,735 381,389,735 381,389,735 381,389,735 381,389,735 营业成本 主营业务成本合计 244,537,207 244,537,207 244,537,207 244,537,207 244,537,207 115,668,607 115,668,607 折旧费率（相对固定资产原值） 5% 5% 5% 5% 5% 1% 1% 折旧费 200,697,000 200,697,000 200,697,000 200,697,000 200,697,000 42,252,000 42,252,000 修理费率（相对固定资产原值） 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 0.5% 1.2% 1.2% 修理费 21,126,000 21,126,000 21,126,000 21,126,000 21,126,000 50,702,400 50,702,400 保险费（固定资产原值占比/年） 0.23% 9,882,743 9,882,743 9,882,743 9,882,743 9,882,743 9,882,743 9,882,743 材料费 （元/千瓦，年） 20.00 6,036,000 6,036,000 6,036,000 6,036,000 6,036,000 6,036,000 6,036,000 海域使用费(固定资产原值，年） 0.11% 4,531,964 4,531,964 4,531,964 4,531,964 4,531,964 4,531,964 4,531,964 其他费用（元/千瓦，年） 7.50 2,263,500 2,263,500 2,263,500 2,263,500 2,263,500 2,263,500 2,263,500 营业税金（占收入比重） 1% 644,549 644,549 644,549 644,549 644,549 644,549 644,549 管理费用 0.01 3,051,118 3,112,140 3,174,383 3,237,871 3,302,628 4,811,306 4,907,532 财务费用 115,601,472 113,193,108 108,376,380 103,559,652 98,742,924 营业利润 17,555,389 19,902,731 24,657,216 29,410,456 34,162,427 260,265,273 260,169,047 其他收益-增值税返还 49,580,665 49,580,665 49,580,665 28,887,335 24,790,333 24,790,333 24,790,333 税前利润 67,136,055 69,483,396 74,237,881 58,297,791 58,952,759 285,055,606 284,959,380 所得税率 0 0 0 13% 13% 25% 25% 所得税费用 0 0 0 7,287,224 7,369,095 71,263,902 71,239,845 税后利润 67,136,055 69,483,396 74,237,881 51,010,567 51,583,665 213,791,705 213,719,535 当期度电成本 0.35 0.35 0.35 0.34 0.34 0.12 0.12 资料来源：费用构成来自江苏新能公告，国信证券经济研究所预测 22 平价海上风电经济性分析 8.9% 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 11000 10.0% 11.0% 12.1% 13.1% 14.1% 15.2% 16.2% 11500 8.6% 9.6% 10.6% 11.6% 12.6% 13.6% 14.5% 12000 7.3% 8.2% 9.2% 10.2% 11.1% 12.1% 13.0% 12500 6.0% 7.0% 7.9% 8.9% 9.8% 10.7% 11.6% 13000 4.9% 5.8% 6.7% 7.6% 8.5% 9.4% 10.3% 13500 3.9% 4.8% 5.6% 6.5% 7.4% 8.3% 9.1% 14000 2.9% 3.7% 4.6% 5.5% 6.3% 7.2% 8.0% 我国平价海上风电项目的资本金收益率对发电小时数和造价都非常敏感，从下表可以看出，海上风电利用小时数每提高100小时，资本金收益率可以提高1个百 分点，造价每下降500元/千瓦，资本金收益率可以提高1.4个百分点。 表12：平价海上风电敏感性分析 资料来源：费用构成来自江苏新能公告，国信证券经济研究所预测 23 第三章：欧洲海上风电发展情况 规模化发展是欧洲海上风电降本的核心驱动力 1991-2001 早期探索期 2002-2011 进入商业化 0.69-1.29元/千瓦时 2012-2017 规模化驱动成本下降 0.50-1.29元/千瓦时 2018年 产业成熟 小于0.5元/千瓦时 发展动力 产业链 装机 年投资额 发展本国产业 发展经济 能源独立 气候行动目标 多国出台政策，推动海上风 电建设 政府和行业重点转移到降本 政府更多的支持是行业发展 关键 英国启用CfD，开发商为项 目下大订单 技术成熟，成本下降 越来越多的国家将海上风电 作为 应对气候变化和能源转 型的手段。 没有专门供应链 分散、规模较小 的示范项目 项目的规模额复 杂性不断增大 缺 乏 稳 固 的 供 应链，成本增加 出现专业的运维 船，使用直升机 供应链产业化 降低成本计划 引入数字和远程 运维技术 规模化开发 数字化产业链 漂浮式试行 250MW 6.4GW 12.3GW 100GW 100亿欧元 资料来源：CWEA，国信证券经济研究所整理。 表13：欧洲海上风电发展概况 图17：欧洲海上风电发展历史 资料来源：CWEA，国信证券经济研究所整理。 25 欧洲海上风电历史发展趋势 图19：平均单机功率（MW） 图21：离岸距离滚动平均值（公里）图20：项目深水滚动平均值（米） 图18：单体项目平均容量（MW） 资料来源:Wind Europe，国信证券经济研究所整理 资料来源:Wind Europe，国信证券经济研究所整理 资料来源:Wind Europe，国信证券经济研究所整理 资料来源:Wind Europe，国信证券经济研究所整理 26 欧洲海上风电成本构成与历史趋势 成本项 陆上风电 海上风电 EPC成本 800-1100 1200-1850 风机占比 65-75% 30-50% 风机基础 5-10% 15-25% 海底电缆 10-15% 15-30% 施工安装费 0-5% 0-30% 其他费用 5% 8% 图22：欧洲海上风电单千瓦平均造价（千欧元/kW）1991-2016 表14：欧洲海上风电成本构成（欧元/kW）2004 资料来源: GWEC，国信证券经济研究所整理 资料来源:Martin Junginger，Cost Reduction Prospects for Offshore Wind Farms,国信证券经济研 究所整理 27 欧洲海上风电机组容量与叶片长度均大幅提升 图23：欧洲海上风机单台功率与叶片长度变化历史 资料来源:三峡集团，杨亚；Wind Europe, BNEF，Dong Energy,国信证券经济研究所整理 整机厂商 容量/MW 风轮直径/ 米 计划商用 年份 高度 /米 明阳智能 16 242 2024 100-150 MHI Vestas 15 236 2024 100-150 西门子歌美飒 14 222 2024 100-150 GE 14 220 2025 100-150 资料来源:各公司官方新闻稿，,国信证券经济研究所整理 表15：欧洲海上风电成本构成（欧元/kW）2004 28 欧洲海上风电成本下降趋势 1.33元 0.99元 0.66元 0.33元 0 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 比利时 荷兰 丹麦 英国 德国 Northwind Thornton Bank (I-III) Nobelwinid Rentel Norther Mermaid Seastar Northwester II Early CID Dudgeon, Burbo, Walney Early CID Beatrice, Hornsea 1 CID R1 East Anglia 1 CID R1 Neart Na Gaitne CID R2 Triton Knoll CID R2 Hornsea 2, Moray Firth Gode Wind 3 OWP West BRW II He Dreiht Gemini Borssele I & II Borssele III & IV Anholl Horns Rev III Near-shore Kriegers Flak 丹麦:20132021年，8年时间降幅约为40%，年降幅约5%； 平准化中标价 ( 元/kWh) 图24：2012年以来欧洲海上风电电价走势及未来展望（人民币元/kWh) 资料来源：金风科技，BNEF，中国海洋工程咨询协会海上风电分会，国信证券经济研究所整理 英国：20172023年，6年时间降幅约为49.5%，年降幅约8.3%； 2017 年以来德国和荷兰、丹麦的项目竞标电价已经降至 50 欧元 /MWh以下，这些项目集中在20212025 年并网，比4-5年前投运项目的平均价格降低 66% 33,479 27,527 25,295 18,599 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 2015 2016 2017 2018 图25：欧洲风电单千瓦平均造价（人民币元/kW）2015-2018 资料来源:Wind Europe，国信证券经济研究所整理 29 全球海上风电度电成本历史下降趋势 0.162 0.171 0.147 0.139 0.165