中國海上風電投資規(guī)模、經(jīng)營情況及核心制造環(huán)節(jié)情況分析[圖]

    一、海上風電萬億投資逐漸開啟

    據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2018年9月，國內(nèi)在建的海上風電項目6.4GW，其中接近一半的項目位于廣東和福建海域；截至2018年底，上述項目仍處于建設階段，且多數(shù)在建項目處于相對前期的建設階段。

    按照平均每千瓦造價17000元大致估算，上述項目總的投資約1100億元。

    據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2018年底已核準待建項目規(guī)模達22.3GW（注：由于開工節(jié)點不明確，把含項目以外的已核準項目統(tǒng)稱為已核準待建項目，少數(shù)項目可能已啟動前期工作），對應的投資規(guī)模約4300億元。

    其中，2018年11-12月是核準的高峰期，期間核準的項目達15.4GW，可能一定程度受到搶核準和爭取高電價的影響。從區(qū)域來看，廣東和江蘇最為積極，廣東2018年海上風電的核準權(quán)限下放至各地市發(fā)改委，當年新核準的項目達9.4GW，江蘇2018年新核準的項目達7.5GW。

    在建、核準待建和核準前公示的項目總規(guī)模約49.3GW，對應的投資規(guī)模約9300億元；考慮2019年浙江、福建等地新核準的海上風電項目，正在建設或未來即將建設的海上風電項目總的投資規(guī)模接近萬億元。

    一般而言，海上風電項目核準后2年內(nèi)開工，建設周期3年左右，現(xiàn)有在建和已核準項目有望在未來5年內(nèi)建成投運；處于核準前公示的項目中，約5.5GW的項目規(guī)劃在2023年之前建成。因此，大致估算未來5年有望建成投產(chǎn)的海上風電項目約34.2GW，平均每年6.8GW，預計未來五年每年的并網(wǎng)規(guī)模呈現(xiàn)前低后高的增長趨勢。

    截至2017年底，國內(nèi)累計海上風電裝機規(guī)模2.79GW，2017年新增裝機規(guī)模1.16GW。根據(jù)上述在建、已核準待建和核準前公示的項目情況，國內(nèi)海上風電有望步入大規(guī)模發(fā)展新階段。

    （一）有利因素延續(xù)，慣性增長可期

    我國海上風電起步較晚，上海東海大橋一期100MW海上風電場是我國第一個大型海上風電示范項目，該項目2009年第一批樣機并網(wǎng)，2010年正式投產(chǎn)，拉開了我國海上風電建設發(fā)展的序幕。與英國、德國類似，政策在我國海上風電發(fā)展過程中起到了至關(guān)重要的作用，其中2014年可以認為是我國海上風電發(fā)展政策元年：

    一是標桿電價政策落地。2014年6月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于海上風電上網(wǎng)電價政策的通知》，規(guī)定對于非招標的海上風電項目，2017年以前投運的潮間帶風電項目含稅上網(wǎng)電價為每千瓦時0.75元，近海風電項目含稅上網(wǎng)電價為每千瓦時0.85元，標桿電價的出臺對于我國海上風電發(fā)展起到極大地推動作用。2016年12月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于調(diào)整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網(wǎng)電價的通知（發(fā)改價格〔2016〕2729號）》，明確對非招標的海上風電項目，近海風電項目標桿上網(wǎng)電價維持為每千瓦時0.85元不變，潮間帶風電項目標桿上網(wǎng)電價維持為每千瓦時0.75元不變，相比之下陸上風電上網(wǎng)電價則有所下調(diào)。

    二是具體的海上風電開發(fā)建設方案出臺。2014年12月，國家能源局發(fā)布《全國海上風電開發(fā)建設方案（2014-2016）》，合計容量1053萬千瓦的44個海上風電項目列入開發(fā)建設方案，海上風電項目的推進進度明顯加快；截至2015年7月，納入海上風電開發(fā)建設方案的項目已建成投產(chǎn)2個、裝機容量6.1萬千瓦，核準在建9個、裝機容量170.2萬千瓦，核準待建6個，裝機容量154萬千瓦，其余項目正在開展前期工作。2016年9月，能源局發(fā)布《關(guān)于海上風電項目進展有關(guān)情況的通報》，對海上風電項目建設情況進行通報，并要求進一步做好海上風電開發(fā)建設工作。

    與此同時，海上風電技術(shù)也在不斷成熟，成本逐步下降，在標桿上網(wǎng)電價不變的情況下，意味著投資收益率上升，同時隨著技術(shù)的逐步成熟投資風險也在降低。目前江蘇、浙江區(qū)域近海海上風電單位千瓦投資約在14000~16000元，福建、廣東區(qū)域約為16000~20000元。

近年國內(nèi)近海海上風電項目單位千瓦投資下降

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    相關(guān)報告：智研咨詢發(fā)布的《2019-2025年中國海上風電行業(yè)運營態(tài)勢及未來發(fā)展趨勢報告》

    在政策支持及技術(shù)進步的雙重推動下，2014年以來我國海上風電發(fā)展顯著加快，新增裝機增速維持在50%以上。2017年，我國海上風電新增裝機共319臺，新增裝機容量達到116萬千瓦，同比增長97%；累計裝機達到279萬千瓦。2018年前三季度，國內(nèi)海上風電機組招標規(guī)模3.1GW，同比增長6.9%，占到國內(nèi)風機公開招標總量的13%。

國內(nèi)海上風電歷年新增裝機情況

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    海上風電近年的迅猛發(fā)展似曾相識。2010年之前，國內(nèi)陸上風電也呈現(xiàn)過類似的狂飆，但在2011年戛然而止，其主要的原因是消納和棄風問題的出現(xiàn)，深層次的原因則是陸上風電大規(guī)模發(fā)展后，風電生產(chǎn)和消費在地理位置上錯位的矛盾凸顯，導致消納難題。

    但是海上風電短期不存在這個問題。海上風電的電力由就近的沿海省份消納，這些省份都是經(jīng)濟大省，例如廣東、江蘇、浙江、福建等，用電體量大，是國內(nèi)西電東送特高壓工程的重要落點。福建的用電量體量相對較小，目前已經(jīng)核準、在建和已建成的項目規(guī)模不到5GW，考慮全部建成后，所發(fā)電量亦不超過福建2017年用電量的10%。

2017年全國及海上風電大省用電量情況

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    目前，現(xiàn)已獲得核準的項目理論上上網(wǎng)電價已經(jīng)鎖定（有待政策進一步明確），考慮以上所述的海上風電項目消納條件優(yōu)越、利用小時數(shù)有保障，則投資收益可預期。行業(yè)技術(shù)進步和成本下降的進程仍在延續(xù)，因此過去幾年推動海上風電快速發(fā)展的有利因素仍將持續(xù)，可以預期未來國內(nèi)海上風電裝機仍將延續(xù)當前的景氣勢頭。

    政策層面，補貼因素有可能影響后續(xù)海上風電項目的核準，大致估算目前已建成、在建、已核準待建項目的規(guī)模超過30GW，如果這些項目全部投運，粗略估算每年對應的補貼需求超過370億元。因此，在國家補貼缺口問題凸顯的情況下，后續(xù)核準項目補貼強度的控制顯得必要，2019年各省將采用競價模式配置海上風電項目，后續(xù)核準的海上風電項目規(guī)模和電價水平存不確定性，但已核準項目足以支撐未來幾年國內(nèi)海上風電的大發(fā)展。

    （二）積極的地方政府與優(yōu)質(zhì)的開發(fā)商

    （1）地方政府對海上風電熱情度高

    陸上風電的發(fā)展歷程表明，地方政府的支持度在風電發(fā)展過程中扮演了重要角色。所幸的是，具備較好海上風電開發(fā)條件的沿海省份對于海上風電發(fā)展態(tài)度較為積極，目前沿海各省均已出臺支持海上風電發(fā)展的相關(guān)規(guī)劃。

目前在建和已核準待建項目的區(qū)域分布情況

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    從在建和已核準待建項目的分布來看，廣東、江蘇、福建、浙江是海上風電的主戰(zhàn)場，其中廣東的規(guī)模相對領先，廣東對于海上風電的支持一定程度能反映地方政府對于海上風電的積極態(tài)度：

    1）修編發(fā)展規(guī)劃，目標裝機量暴增。2018年4月，廣東省發(fā)改委印發(fā)《廣東省海上風電發(fā)展規(guī)劃（2017—2030年）（修編）》，明確到2020年底，廣東省將開工建設海上風電1200萬千瓦以上，其中建成投產(chǎn)200萬千瓦以上，到2030年底前建成海上風電約3000萬千瓦；與2017年1月下發(fā)的《廣東省能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016-2020年）》相比，2020年開工建設的海上風電裝機容量目標增長了5倍，建成目標則增長了1倍。

    2）召開專項會議，主要領導推動。2018年4月，廣東省政府在中山市召開全省推進海上風電建設工作現(xiàn)場會，省長馬興瑞出席會議并作講話，提出要緊緊抓住海上風電發(fā)展的難得機遇，明確海上風電在廣東省能源結(jié)構(gòu)調(diào)整中的定位，將大力發(fā)展海上風電作為廣東推進能源發(fā)展和能源結(jié)構(gòu)調(diào)整的重要抓手，加快推進海上風電項目建設；合理規(guī)劃布局海上風電項目，加快推進項目核準和開工建設。

    無論廣東、福建還是浙江，地方政府對于海上風電的熱情明顯要高于陸上風電，其原因可能有多方面：

    1）沿海地區(qū)土地緊缺、價值高，海上風電相對陸上風電不占用土地；海上風電可實現(xiàn)成片大規(guī)模開發(fā)，能夠更有效的滿足可再生能源配額等需求。

    2）海上風電對于當?shù)叵嚓P(guān)產(chǎn)業(yè)的帶動效果更好。海上風電風機容量明顯高于陸上風電，相關(guān)設備重量、體積明顯更大，設備的運輸半徑大大收窄，因此相關(guān)制造工廠一般都會落地在風電場所在省份。以廣東為例，大規(guī)模發(fā)展海上風電將帶動廣東風電研發(fā)水平提高和裝備制造及服務業(yè)發(fā)展，廣東規(guī)劃在陽江市建設海上風電產(chǎn)業(yè)基地，在粵東建設海上風電運維、科研及整機組裝基地，在中山市建設海上風電機組研發(fā)中心，打造集海上風電機組研發(fā)、裝備制造、工程設計、施工安裝、運營維護于一體的風電全產(chǎn)業(yè)鏈，將廣東海上風電產(chǎn)業(yè)打造成為具有國際競爭力的優(yōu)勢產(chǎn)業(yè)。

    地方政府對于海上風電的熱情將有力保障目前在建和已核準待建項目的順利推進。

    （2）海上風電成為電力巨頭新的投資熱點

    開發(fā)商的積極性和投資能力也是影響海上風電項目能否順利推進的重要因素。整體來看，國內(nèi)海上風電的投資熱情高漲，大型能源央企以及地方能源投資平臺均在競相參與海上風電項目的投資建設。從已核準和在建項目來看，除了明陽、協(xié)鑫等少數(shù)民營企業(yè)，開發(fā)商均是大型央企或者地方能源巨頭，而且投資主體的集中度較高，中廣核、國家電投、三峽、國家能投、華能五家央企合計的份額達64.9%。

    對于具備海上風電項目開發(fā)能力的能源類央企或國企而言，海上風電可能是其偏好的投資品種。

    首先，傳統(tǒng)的火電、水電和核電的投資受到不同程度的限制：

    火電：政策嚴格調(diào)控，近年新增裝機呈現(xiàn)持續(xù)下滑趨勢。根據(jù)電力“十三五”規(guī)劃，到2020年我國煤電累計裝機控制在11億千瓦以內(nèi)，年均新增煤電裝機低于4000萬千瓦。2017年，國內(nèi)新增火電裝機4578萬千瓦，同比下降9.3%；2018年1-11月，國內(nèi)新增火電裝機3017萬千瓦，同比下降23%。

    水電：面臨可開發(fā)資源的約束，發(fā)展?jié)摿τ邢蕖?014年以來，國內(nèi)水電投資規(guī)模呈現(xiàn)下滑的趨勢，2017年國內(nèi)水電基建投資618億元，同比基本持平。

    核電：由于核安全等原因，核電行業(yè)未來空間將受到限制，2016年以來我國未核準新的核電項目。

    其次，相比光伏和陸上風電，海上風電具有單個項目容量大、單位千瓦造價高、區(qū)域集中度和開發(fā)效率高等特點，尤其適合中廣核、三峽等資產(chǎn)規(guī)模大、尋求新的戰(zhàn)略方向的發(fā)電巨頭。

    因此，中廣核、國家電投、三峽等電力巨頭均在海上風電方面雄心勃勃。中廣核方面，制定了“響應國家能源戰(zhàn)略，爭當海上風電開發(fā)建設主力軍”戰(zhàn)略，試圖將海上風電打造成為中廣核又一張企業(yè)名片；三峽集團自身定位為“海上風電引領者”，通過加強與地方政府合作推動海上風電集中連片規(guī)模化開發(fā)，同時通過股權(quán)收購進入英國這個全球最大的海上風電市場；2017年9月，國家電投召開海上風電發(fā)展專題研討會，明確提出要爭取把海上風電打造成風電發(fā)展的后發(fā)優(yōu)勢，確保進入行業(yè)第一梯隊，逐步實現(xiàn)世界一流。

    投資回報方面，海上風電項目有望獲得超出一般陸上風電項目的投資收益率，這也是能源央企積極投身海上風電的原因之一。以莆田平海灣海上風電場F區(qū)200MW海上風電項目為例，項目計劃的投資規(guī)模36.8億元（對應單位千瓦投資1.84萬元），按照0.85元/kWh的電價水平和3200小時的利用小時水平測算，全部投資的稅后內(nèi)部收益率達8.99%。實際上3200的利用小時顯得保守，臨近的中閩能源福建莆田平海灣50兆瓦海上風電項目2017年利用小時達到4500，2018年亦超過4000小時，莆田平海灣海上風電場F區(qū)海上風電項目實際投資收益率水平應較測算值大幅提升。

已核準和在建項目開發(fā)商分布情況

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排名前五的海上風電開發(fā)商2017年資產(chǎn)規(guī)模情況（億元）

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    二、中國海上風電經(jīng)營情況分析

    為了深入了解整個風電產(chǎn)業(yè)鏈各細分板塊的經(jīng)營情況，將風電行業(yè)分為運營商、整機商、主軸、風塔、葉片、鍛鑄件等零部件6個板塊。選取24家上市公司，包含8家風電場運營企業(yè)，其中有3家在港交所上市；4家整機商；4家風塔企業(yè)；2家葉片企業(yè)；2家主軸企業(yè)；4家鍛鑄件企業(yè)。

    （一）全行業(yè)營業(yè)收入小幅增長

    2018年全行業(yè)實現(xiàn)營業(yè)收入1538.08億元，同比增長9.98%，實現(xiàn)歸屬于母公司股東的凈利潤149.21億元，同比減少7.27%。風電板塊營收增長主要原因是2018年行業(yè)復蘇，需求底部反轉(zhuǎn)導致新增裝機量增長。經(jīng)過統(tǒng)計，2018年營業(yè)收入同比下降的公司有4家；增幅為0～30%的公司有15家，占比83.3%；增幅為30%以上的公司有5家，占比20.83%，分別是明陽智能、金雷股份、天能重工、恒潤股份和福能股份，涵蓋了運營商、整機商、主軸、風塔和鍛件供應商。2018年歸母凈利潤同比下降的公司有4家；由盈利轉(zhuǎn)為虧損的公司有3家，分別是湘電股份、時代新材和吉鑫科技；扭虧的公司有1家是風電場運營板塊的銀星股份；增幅在0～30%之間的公司有13家；增幅為30%以上的公司有3家，分別是嘉澤新能、大金重工和恒潤股份。

2018風電板塊收入情況

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2018風電板塊歸母凈利潤情況

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2018年風電板塊整體情況

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    由于運達股份和華能新能源沒有單季度數(shù)據(jù)，如下四季度的統(tǒng)計數(shù)據(jù)不包括運達股份和華能新能源，在統(tǒng)計口徑上為22家公司的數(shù)據(jù)。單從四季度來看，全行業(yè)實現(xiàn)營業(yè)收入444.51億元，同比增長15.45%，環(huán)比下降54.51%；實現(xiàn)歸母凈利潤0.68億元，同比下降97.67%，環(huán)比下降99.43%。其中整機商實現(xiàn)收入149.54億元，同比增長17.99%，歸母凈利潤為-5.17億元，同比減少152.15%，主要因為湘電股份拖累，其Q4凈利潤-15.42億；主軸板塊收入12.27億元，同比增長17.51%，歸母凈利潤0.95億元，同比下降1.6%；風塔板塊實現(xiàn)收入26.78億元，同比增長47.91%，歸母凈利潤1.60億元，同比增長0.75%；葉片板塊實現(xiàn)收入73.26億元，同比增長13.55%，歸母凈利潤-3.24億元，同比下降274.20%；鍛鑄件板塊實現(xiàn)收入17.32億元，歸母凈利潤1.40億元，同比增長達108.28%。風場運營板塊實現(xiàn)營業(yè)收入165.34億元，同比增長7.90%，環(huán)比下降61.28%；實現(xiàn)歸母凈利潤5.15億元，同比下降63.33%，環(huán)比下降93.31%。

2018Q4風電板塊收入情況

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2018Q4風電板塊歸母凈利潤情況

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    在被統(tǒng)計的22家上市公司中，2018Q4收入同比下降的公司有3家，分別是整機商湘電股份、風塔板塊大金重工和風電場運營商中閩能源；增幅為0～30%的公司有8家，增長幅度在30%以上的公司11家。2018Q4歸母凈利潤同比下降的公司有15家；增幅為0～30%的公司有3家；增幅在30%以上的公司有4家；虧損的公司有6家；扭虧企業(yè)有一家。

2018Q4風電板塊整體情況

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    （二）毛利率均出現(xiàn)下滑，主要發(fā)生在第四季度

    2018年風電行業(yè)各細分板塊毛利率均出現(xiàn)下降，整機商/主軸/風塔/葉片/鍛鑄件等/風電場運營分別下滑2.67/2.08/1.77/1.20/4.79/0.26pct，整機商的毛利率下滑主要出現(xiàn)在第四季度，下滑8.59pct；風電場運營板塊的毛利率也主要在四季度出現(xiàn)下滑，下滑5.19pct；鍛鑄件等零部件板塊的毛利率下滑主要出現(xiàn)在第三季度，下滑6.86pct；其余三個子板塊在三四季度毛利率均有所下滑。毛利率下滑主要原因是上游大宗商品特別是鋼材價格上漲，導致成本端增加。運營商毛利率下滑最少只有-0.26個pct，是因為銷售收入主要與電價和利用小時數(shù)相關(guān)，銷售成本主要是折舊費用，而三者相對比較穩(wěn)定。

國內(nèi)鋼材價格指數(shù)（中鋼協(xié)）

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2017、2018毛風電板塊利率情況

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2018Q3、2018Q4風電板塊毛利率情況

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    三、歐洲海上風電已成為主要新增新能源，部分項目已經(jīng)無需補貼

    （一）全球海上風電8成裝機在歐洲，發(fā)展勢頭不減

    近年來海上風電增長勢頭良好，據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，海上風電總裝機容量已由2011年的4117MW發(fā)展到2017年的18814MW，其中2017年新增裝機容量為4331MW，具體分布為英國1680MW、德國1247MW，中國1161MW和芬蘭60MW。

全球海上風電裝機及增速

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    歐洲作為全球海上風電的先行者，目前仍然是主要的海上風電市場，占據(jù)了全球超過80%的海上風電裝機量，新增裝機占比約70%。其中英國海上風電總裝機量占全球三分之一，其次是德國，中國和丹麥。

全球海上風電裝機分布

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    2017年，全年新增并網(wǎng)560臺風力發(fā)電機，新增裝機容量3148MW，約是2016年的兩倍，累計共有4149臺風機并網(wǎng)，裝機總量達15.78GW，分布在11個國家的92個風電場。2017年，還有11個風電項目正在建設當中，完成后將增加2.9GW裝機，使得累計裝機量可達18.7GW。

歐洲海上風電裝機歷年情況

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    2017年歐洲新增并網(wǎng)海上風電分布在英國、德國、比利時、芬蘭和法國。英國裝機量最高（281臺，1679MW，占比53.3%），德國次之（222臺，1247MW，占比39.5%），第三大市場是比利時（50臺，165MW，占比5.2%），第四、第五位的分別是芬蘭（17臺，60MW，占比1.9%）和法國（1臺，2MW，占比0.1%）。

2017年歐洲海上風電新增裝機情況

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    截至2017年底，英國依然是歐洲最大的海上風電國家，其裝機總量達6836MW，占全歐總裝機容量的43%，緊隨其后是德國（5355MW，34%），丹麥排第三（1271MW，8%），荷蘭和比利時仍然分別在歐洲排名第四和第五位。

歐洲海上風電裝機分布

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    歐洲風能協(xié)會指出，24.6GW的項目已獲準建設，6.7GW的項目正在申請許可證，總計57GW的項目正處于規(guī)劃階段。從獲得核準的規(guī)模來看，英國的占比最高，達到50%，總裝機容量為12288MW，德國第二（6010MW，24.4%），瑞典第三（1981MW，8.1%），后面依次是荷蘭（1380MW，5.6%），愛爾蘭（1000MW，4.1%），比利時（916MW，3.7%）和丹麥（716MW，2.9%），其他國家和地區(qū)則有308MW的裝機獲得核準，占比1.3%。

歐洲海上風電核準裝機分布

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    （二）新能源政策助力海上風電發(fā)展

    歐洲是全球新能源發(fā)展最早，新能源政策最完善的地區(qū)。其中德國是全球新能源發(fā)展的引領者，先后修訂出臺了6部可再生能源法，英國的差價合約政策引起廣泛關(guān)注。歐洲的新能源發(fā)展的政策機制是實現(xiàn)海上風電快速發(fā)展的關(guān)鍵。

    國際上主流的新能源政策機制主要可分為兩大類：一是以歐洲為代表的以電價補貼為主的政策機制，二是以美國為代表的以配額制為主的政策機制，其特點是以強制新能源利用配額為著力點，輔以開發(fā)側(cè)的財政和融資政策。

    歐洲在海上風電建設初期，許多國家主要采用固定電價機制（簡稱FIT），海上風電不直接參與市場交易，由配電網(wǎng)運營商以固定電價收購，由輸電網(wǎng)運營商統(tǒng)一納入現(xiàn)貨市場。

    隨著開發(fā)規(guī)模的擴大，歐洲各國先后調(diào)整電價補貼政策，讓海上風電參與電力市場。目前歐洲大部分國家對海上風電的補貼政策已經(jīng)從FIT轉(zhuǎn)向了浮動補貼，更多考慮市場電價。歐洲主流的電價補貼方式分為兩類：一是以德國、西班牙、丹麥等為代表的固定補貼（簡稱FIP），二是以英國為代表的差價合約（簡稱CFD）。德國2012年全面引入溢價補貼機制。英國從2017年起開始實施差價合約機制。

    近些年，歐洲海上風電的規(guī)模大幅增加，成本下降明顯，參與者積極性明顯提升，很多國家已經(jīng)開始從政府定價轉(zhuǎn)向了采用競價的方式來獲得特許經(jīng)營權(quán)，從而進一步降低海上風電發(fā)電成本。2017年4月，德國公布首輪海上風電競拍結(jié)果，共涉及4個項目，從中標的報價來看，其中兩個海上風電項目OWPWest和BorkumRiffgrundWest2已經(jīng)不再依靠政府補貼，這在業(yè)內(nèi)尚屬首次。

    四、中國海上風電核心制造環(huán)節(jié)分析

    （一）風機、基礎及海纜是主要成本構(gòu)成

    按照已核準待建項目發(fā)布的動態(tài)投資計劃情況，廣東、福建地區(qū)海上風電項目單位千瓦投資約2.04萬元，江蘇、浙江地區(qū)的單位千瓦投資約1.8萬元，實際投資可能略低于預算水平。

    根據(jù)水規(guī)總院發(fā)布的海上風電投資成本情況，目前江蘇、浙江區(qū)域近海海上風電單位千瓦投資約1.4~1.6萬元，廣東、福建區(qū)域約1.6~2萬元。已投運海上風電項目中，風電機組及塔筒、風機基礎及施工安裝（含風機吊裝）、海纜及敷設是海上風電的造價成本的主要三大塊，基本占到海上風電總投資的80%以上。其中，風電機組的造價與容量正相關(guān)性較強，風機基礎及施工、海纜則受多方面影響，包括水深及海底地質(zhì)情況、風電場離岸距離等。海纜方面，35kV的海纜造價基本上在60萬到150萬元每公里左右，220kV海纜造價在400萬到500萬元每公里左右。風電機組基礎方面，4兆瓦單樁基礎造價大約為900到1300萬元，導管架基礎造價大約為1000到1400萬元，廣東和福建由于地質(zhì)條件復雜，單臺基礎的造價在2000萬元左右。

江蘇已運行海上風電成本構(gòu)成

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福建已運行海上風電成本構(gòu)成

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    海上風電項目開發(fā)商一般會對設備或相關(guān)施工需求分門別類地進行招標采購，其中風機和塔筒（風機和塔筒有時合采有時分采）、風機基礎及施工（往往包含風機基礎采購和施工、升壓站基礎采購和施工、風機吊裝，有時合采有時分采）、電纜及敷設（有時合采有時分采）是重點項。

    以基本完成招標采購流程的三峽大連莊河300MW海上風電項目為例，其主要招標包括下表列示的環(huán)節(jié)。該項目主要設備都由開發(fā)商直采，風機基礎的主設備鋼管樁由施工單位采購，2017年11月中交三航局開始招標采購第一批次風電機組基礎對應的鋼管樁，中標單位江蘇華滋海洋工程有限公司負責提供約5.3萬噸的鋼管樁及鋼結(jié)構(gòu)附屬構(gòu)件。

    以目前正在招標且披露中標金額的三峽新能源陽西沙扒300MW海上風電項目為例，風電機組及塔筒、基礎及施工、電纜及敷設的造價明顯高于其他環(huán)節(jié)。其中，風機基礎施工以及風機吊裝等環(huán)節(jié)主要由中交三航局為代表的國有大型企業(yè)施工單位承擔，從投資角度值得重點關(guān)注的是制造環(huán)節(jié)，包括風機及塔筒、海纜、鋼管樁。

三峽陽西沙扒300MW項目部分設備和工程服務的采購情況

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江蘇海域部分海上風電項目施工主體

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    （二）各主要制造環(huán)節(jié)市場規(guī)模及格局

    （1）風機環(huán)節(jié)：明陽、金風、上海電氣三國殺

    格局方面，從目前在建的6.4GW項目來看，主要的風機供應商有6家，分別是上海電氣、明陽智能、金風科技、中國海裝、遠景能源和東方電氣，其中上海電氣和明陽智能的份額相對領先。

    分廠家來看，上海電氣引進的是西門子的成熟產(chǎn)品，技術(shù)相對領先，但隨著國內(nèi)企業(yè)技術(shù)進步，上海電氣的領先幅度在縮小，同時也反映在市占份額呈現(xiàn)下滑；明陽的海上風機采用半直驅(qū)技術(shù)，在廣東的區(qū)位優(yōu)勢非常明顯，其絕大部分訂單也是來自廣東的海上風電項目，隨著廣東海上風電大發(fā)展，明陽有望扮演非常重要的角色。金風目前在自主品牌的大容量海上風電機組方面走在行業(yè)前列，其6.7MW機組是目前國內(nèi)容量最大的已并網(wǎng)運行海上風電機組，2019年8MW樣機也有望在興化灣二期項目投入運行。海裝的風機主要用于自己參股的2個海上風電項目，外部訂單較少。遠景遲遲未推出5MW以上的海上風電機組，在海上風電朝大兆瓦機型發(fā)展的明顯趨勢下顯得后勁不足。東方電氣目前份額相對較小。

在建項目各廠家風機容量占比

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    價格方面，目前4MW風機每千瓦價格約5051~6150元，5.5MW風機每千瓦價格約6500~6800元，6MW系列風機每千瓦價格約6800~7000元，7MW風機每千瓦價格7000~7300元。從2018年具體項目的中標價格來看，明陽MySE5.5-155機型大概的銷售價格在每千瓦6800元左右，金風的大兆瓦機型每千瓦售價超過7000元。

部分海上風電項目風機中標情況

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    市場規(guī)模方面，按照每千瓦6500元的風機價格大致估算，如果僅考慮目前在建的6.4GW和已核準22.3GW項目，那么對應的風機市場規(guī)模為1865億元，如果進一步考慮目前處于核準前公示階段的20.6GW項目，那么對應的市場規(guī)模約3200億元。由于國內(nèi)海上風電累計裝機規(guī)模小以及上海電氣獲取了大部分份額，對于明陽、金風這種未來有望深度參與到國內(nèi)海上風機供應的風機企業(yè)而言，海上風電業(yè)務有望對其銷售收入形成明顯的增厚效應。

截至2017年底各風機企業(yè)海上風機累計銷量（MW）

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    （2）海纜環(huán)節(jié)：四大廠基本包攬

    海纜在整個風電場的運行結(jié)構(gòu)中同時扮演著“血管”和“神經(jīng)”的角色，除了匯集、傳輸電能外，其內(nèi)部還有光纖單元，作為風電場通信及海纜監(jiān)測信號的通道。海上風電項目對于海纜的需求主要包括場內(nèi)海纜和送出海纜兩部分，目前國內(nèi)近海海上風電場普遍采用35kV的交流場內(nèi)海纜以及220kV的交流送出海纜。一般情況，風力發(fā)電機組的電能通過多回路的35kV海底電纜接入220kV海上升壓站，升壓后經(jīng)220kV海底電纜線路輸送登陸。

    據(jù)統(tǒng)計，35kV的海纜造價基本上在60萬到150萬元每公里左右，220kV海纜造價在400萬到500萬元每公里左右，已建成項目海纜投資占海上風電項目總投資的9%~11%。

    從部分已經(jīng)披露海纜招標情況的在建海上風電項目來看，單位千瓦海上風電項目的海纜的平均造價約1700元。按照1700元/kW的造價標準估算，如果僅考慮目前在建和已核準項目，海纜市場規(guī)模約490億元，如果進一步考慮目前處于核準前公示階段項目，那么對應的市場規(guī)模約840億元。

    從格局來看，目前國內(nèi)主要有中天科技、東方電纜、亨通海纜、青島漢纜等四家企業(yè)參與海上風電項目220kV及35kV海纜的供應，整體看中天科技、東方電纜的份額相對領先，在下表統(tǒng)計的3.08GW在建風電項目中，中天科技和東方電纜合計的市占份額超過70%。

3.08GW樣本的在建海風項目中海纜廠家份額情況

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    （3）鋼管樁和塔筒：廣闊的市場，分散的格局

    風機基礎包括多種形式，包括單樁、導管架、高樁承臺等，不同形式的風機基礎造價方面有所差別。一般開發(fā)商將風機基礎制造和施工總包給施工主體，如中交三航局等，施工主體再對風機基礎進行招標，也有部分項目開發(fā)商直接采購風機基礎，交由施工單位進行安裝。

    以中廣核陽江南鵬島400MW海上風電項目為例，該項目由開發(fā)商直采風機基礎，其中30臺5.5MW明陽風機基礎采用單樁形式（非嵌巖），合計采購價格5.13億元（供應商分別為振華重工和江蘇長風），折算到每千瓦造價約3100元。

    三峽大連莊河項目則由施工方采購風機基礎，其中中交三航局承擔2臺3MW、48臺3.3MW及6臺6.45MW風機基礎施工和風機安裝工程（2臺3MW風機基礎擬采用單樁非嵌巖鋼管樁基礎型式；48臺3.3MW風機基礎的選型擬采用單樁基礎和高樁承臺基礎兩種型式，其中單樁非嵌巖約34臺，單樁嵌巖基礎約11臺，高樁承臺嵌巖基礎約3臺；6臺6.45MW風機基礎擬采用高樁混凝土承臺型式。），其采購的鋼管樁5.3萬噸，按照每噸12000元的采購價格估算，折算到每千瓦的風機基礎造價約3100元。整體認為可以按照單位千瓦3100左右的造價估算風機基礎鋼管樁市場規(guī)模。

不同型號風電機組基礎的大致造價

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    格局方面，江蘇海上風電市場的率先規(guī)?；l(fā)展培育了一批風機基礎制造商，但整體看格局不是很清晰，隨著廣東、福建等地海上風電的興起，可能會有一批當?shù)氐娘L機基礎制造企業(yè)成長起來。目前，上市公司中泰勝風能、振華重工已經(jīng)參與到相關(guān)項目的風機基礎設備供應。

    塔筒方面，據(jù)統(tǒng)計，已投運項目塔筒造價約占海上風電項目總投資的5%左右，即每千瓦造價700~1000元。從目前在建項目情況來看，部分項目由開發(fā)商直采塔筒，部分則由風機企業(yè)代為采購。以福清興化灣海上風電場二期280MW項目為例，該項目塔筒由福建福船一帆新能源裝備制造有限公司和中國水利水電第四工程局有限公司供應，造價2.15億元，相當于單位千瓦造價770元；中廣核陽江南鵬島400MW項目則由廣東水電二局供應，中標金額3.35億元，相當于單位千瓦造價830元。按照每千瓦800元對塔筒市場規(guī)模進行粗略估算。

    塔筒與風機基礎同屬鋼制結(jié)構(gòu)件制造，其供應商也與風機基礎基本重疊，上市公司中泰勝風能在2018年獲得了國華東臺四期海上風電項目25臺風機塔筒訂單。