2023海上风电行业深度报告.docx

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，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,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(1,142.5MW: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100亿欧元。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30GW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7500"9000750072007000单位投资（元/千瓦）近海1400019000140001200010000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OAIn'IfrOA1nTl,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853万千瓦，这标志着我国海上风电开发将进一步提速。除了国家层面外，各沿海省份也正积极开展可研工作，并制定各自的海上风电装机规划。今后，江苏南通、盐城南北部、连云港;山东莱州湾、渤中、长岛、半岛北海和半岛南海;广东粤东、粤西、珠三角;上海东海大桥、南汇、奉贤；河北唐山、沧州;浙江杭州湾、舟山东部、象山、台州、温州;辽宁瓦房店、花园口、庄河等海域将会成为海上风电建设重点布局地区。图表22：列入开发建设方案项目的地区分布图表23：我国沿海各省份海上风电装机规划资料来源：上勘院国联证券研究所此外，为促进海上风电的初期发展，地方补贴也有望在标杆电价的基础之上陆续出台。如上海发布的新版上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法（适用于2013年-2015年投产发电的新能源项目），就对海上风电额外补贴0.2元/千瓦时，表明了对海上风电发展的支持态度。3.3 开发商的多元化目前国内的海上风电开发商主要包括国电集团、中广核、中电投、大唐集团、三峡集团、国家电网等大型电力央企，其中国电龙源走在了最前端。与陆上风电相比，海上风电开发的壁垒更高，因此开发商也更为单一°我们预计，未来地方电力国企以及有开发经验的外资企业将以合资或独资的方式加入海上风电开发商的队列。3.4 2020年目标装机30GW截止至2015上半年，我国已完成约824MW的累计装机，渡过试点示范阶段，开始进入早期商业化的时代。根据海上风电产业监测体系，到2015年7月底，纳入“海上风电开发建设方案”的项目己建成投产2个、装机容量6.1万千瓦，核准在建9个、装机容量170.2万千瓦，核准待建6个，装机容量154万千瓦，其余项目正在开展前期工作，总体进度较慢。为此，国家能源局提出了一些建议及要求，包括：（1）建议地方出台配套支持政策；（2）积极协调海洋、海事、环保、军事部门；（3）加快推进配套电网建设进度；（4）落实各项目投资主体责任意识；（5）加强建设信息报送工作等。国家能源局后续将定期开展检查和评估，以进一步促进海上风电产业持续健康发展。图表17：我国海上风电开发建设方案进展情况省份项目名称项目规模内干瓦）开发企业场址位置项目进展情况天津中水电新能源开发有限责任公司南港海上风电项目一期工程9中国水电建设集团新能源开发有限责任公司滨海新区南港工业区南防波堤己核准，待开工小计9河北唐山乐亭菩提岛海上风电场300兆瓦示范工程30乐亭建投风能有限公司唐山市乐亭县已核准，待开工国电唐山乐亭月坨岛海上风电场一期项目30国电电力河北新能源开发有限公司唐山市乐亭县己核准，待开工河北建投唐山海上风电场二期工程20河北建投新能源有限公司唐山市海港区正在开展前期工作华电唐山曹妃甸海上风电场20华电国际电力股份有限公司唐山市曹妃甸区正在开展前期工作唐山乐亭海域五场址II号区域300兆瓦海上风电项目30唐山建设投资有限责任公司、华能国际电力股份有限公司河北唐山市乐亭县正在开展前期工作分公司小计130辽宁辽宁省大连市庄河近海II号风电场30大连市建设投资集团公司大连市庄河海域正在开展前期工作辽宁省大连市庄河近海III号风电场30大连市建设投资集团公司大连市庄河海域正在开展前期工作小计60江苏江苏如东10万千瓦潮间带海上风电项目10中国水电建设集团新能源开发有限公司南通市如东县已核准，正在建设（首批机组已并网）中广核如东海上风电场项目15.2中广核如东海上风力发电有限公司南通市如东县已核准，正在建设江苏响水近海风电场项目20响水长江风力发电有限公司盐城市响水县已核准，正在建设龙源如东试验风电场扩建项目4.92江苏海上龙源风力发电有限公司南通市如东县已全部建成投产江苏大丰200MW海上风电项目20龙源大丰海上风力发电有限公司盐城市大丰市已核准，正在建设东台200MW海上风电项目20江苏广恒新能源有限公司盐城市东台市已核准，正在建设江苏滨海300MW海上风电项目30大唐国信滨海海上风力发电有限公司盐城市滨海县己核准，正在建设响水Cl#1.25响水长江风力发电有限公司盐城市响水县已全部建成投产滨海北区Hl#10中电投江苏新能源有限公司盐城市滨海县正在开展前期工作大丰H7#20龙源大丰海上风力发电有限公司盐城市大丰市正在开展前期工作东台H2#30国华（江苏）风电有限公司盐城市东台市己核准，待开工蒋家沙H1#30江苏龙源海安海上风电项目筹建处省管区蒋家沙已核准，待开工如东C4#20龙源黄海如东海上风力发电有限公司南通市如东县已核准，正在建设（首批机组已并网）如东C1#7.6中国水电建设集团新能源开发有限公司南通市如东县正在开展前期工作如东HI2#30华能江苏风电分公司南通市如东县已核准，正在建设大丰H3#30上海电力股份有限公司盐城市大丰市正在开展前期工作竹根沙H1#20国华（江苏）风电有限公司省管区正在开展前期工作如东H3#30盛东如东海上风力发电有限责任公司南通市如东县正在开展前期工作小计348.97浙江国电舟山普陀6#海上风电场2区工程25国电电力浙江舟山海上风电开发有限公司舟山市普陀区已核准，待开工国电象山1#海上风电项目15国电电力浙江分公司宁波市象山县正在开展前期工作琥珀台州2#海上风电项目15琥珀能源有限公司台州市正在开展前期工作温岭1#海上风电项目15浙江龙源风力发电有限公司台州市温岭市正在开展前期工作舟山金塘大桥2#海上风电项目20浙江龙源风力发电有限公司舟山市金塘正在开展前期工作小计90福建福建省莆田市南日岛一期400MW近海风电项目40福建龙源海上风力发电有限公司莆田市秀屿区正在开展前期工作福建省莆田市平海湾50MW近海风电项目5福建中闽海上风电有限公司莆田市秀屿区已核准，正在建设福建省莆田市平海湾二期250MW近海风电项目25福建中闽海上风电有限公司莆田市秀屿区正在开展前期工作福建省莆田市平海湾DE区600MW近海风电项目60福建省能源集团有限责任公司莆田市秀屿区正在开展前期工作福建省福州市福清海坛海峡30华电集团公司福州市福清市正在开展前期工300MW近海/潮间带风电项目作福建省平潭综合实验区大练300MW近海风电项目30中广核集团公司平潭综合实验区正在开展前期工作福建省平潭综合实验区长江澳200MW近海风电项目20大唐集团公司平潭综合实验区正在开展前期工作小计210广东珠海桂山海上风电项目19.8南方海上风电联合开发有限公司珠海市万山区正在开展前期工作湛江外罗海上风电项目20广东粤电徐闻风力发电有限公司湛江市徐闻县正在开展前期工作粤电阳江沙扒海上风电项目30广东省风力发电有限公司阳江市阳西县正在开展前期工作华能阳江沙扒海上风电项目60华能明阳新能源投资有限公司阳江市沙扒镇正在开展前期工作中广核阳江南鹏岛海上风电项目40中广核风电有限公司阳江市东平镇正在开展前期工作小计169.8海南海南省东方市感城近海风电项目35国电海控新能源有限公司东方市感城镇正在开展前期工作小计35合计1052.77我们认为，随着国内海上风电标杆电价的出台'各部门的重视与协调,以及产业链的逐步完备'海上安装经验的逐步积累,我国海上风电将逐步破冰，并在“十三五”期间迎来爆发至2020年30GW的装机目标或将一举突破。数据来源：CWEA国联证券研究所4.海上风电产业链解析4.1 海上风电开发流程与成本构成海上风电的开发流程依次为：(1) 前期可研和方案设计(SUrVey&Plan)：包括海上、海岸环评，地理测量以及工程方案研究等；(2) 项目施工：包括风电机组(TUrbine),基础支架(FOUndation),海上、陆上变电站(SUbStation),海上、陆上电缆(CabIe)的设计、采购、施工、安装；(3) 运营和维护(OPeration&Maintenance)。图表25：海上风电产业链图示数据来源；TheCrownEstate国联证券研究所与陆上风电相比，海上风电建设的主要不同点在于需要海装船进行打桩以及运输风机部件，因此安装成本占比较高，达20%30%,陆上风电安装只需5%左右；此外，BoP成本（基础、电缆及其他电力设施）同样占30%40%,而陆上风电只占15%25%;在风机成本上，海上风电占比较低，约30%40%,陆上风电需占到60%75%的比例。因此，海上风电的高造价主要源自于海上打桩、运输、海上变电站建设等的难度提升。图表28：海上风电装机成本结构OnshortandoffthotwCWttTwrFoundefion数据来源：EWEA国联证券研究所在度电成本上，海上风电高出陆上约80%90%,主要差别就在于基础、安装与运行维护的成本之上。So41 1O O2 O1 1806040200图表28：海上风电装机成本结构.其它1运行与维护安装b电气系统匚基础E风电机组海I：数据来源：海上风力发电简明手册国联证券研窕所场在总建造成本上，我国海上风电造价约在l30002000()元/KW区间内，随离岸距离以及水深的增加而增加。欧洲的建造成本与国内相近，约在20003000欧元/KW左右。目前国内的陆上风电建造成本约在7OOO8(XX)元ZKW左右，因此海上风电的造价成本达陆上的两倍。江苏如东龙源潮间带试156252009324潮间带验场元/Kw0.3元/Kw示范工程201115038潮间带7GKw2733欧RobinRigg/英国201018081012元/Kw2246欧IIornsRev2/丹麦2011209.3309"17元/Kw11.3"3040欧Thanet/英国201130011.52025元/Kw8.513230欧LinCS/英国2012270686.3元/Kw江苏如东潮间带风电场16900数据来源：国联证券研究所整理4.2 海上风机海上风电机组是最关键的部件，质量的高低对风电场的产出非常敏感，成本占比约为30%40%.4.2.1 市场现状与竞争格局目前的海上风机主要由原来的陆上风机经改装而来，因此市场参与者主要是原先的整机制造商，但市场份额与陆上有较大的差别。图表29：2014年欧洲海上风机市场占有率图表30：2015上半年欧洲海上风机市场占有率资料来源：EWEA国联证券研究所资料来源：EWEA国联证券研究所在欧洲市场，西门子、MHIVestasAdWen、SenVion基本垄断所有海上风电市场2014年西门子装机1278MW,占压倒性优势，MHlVeStaS（三菱重工与Vestas的合资公司）装机141MW抢占了剩余市场；在2015上半年，西门子继续以1340的装机量排名第一，而Adwen（Gamesa与Areva的合资公司）超越MHlVeStaS排名第二。在国内，海上风机市场暂时较分散，截止至2014年底金风科技、远景能源、华锐风电、上海电气、联合动力五家公司排名前列，其余的多为开发商比较试验用。总体来看，国内整机商与国外相比，无论在技术研发上还是装机量上都存在较大差距。IO3【：截至2014国内海上风机市场份额序号装机台敷装机容MW装机容占比%1华眄电5617025.84%2上海电气54161182450%3远景能源341311991%4金风科技44109.51664%5联合动力22395.93%6庆海装4142.13%7明旭风电412182%8东方电气28122%9湘电风能275114%10三一电气240.61%11久和能源21.7026%以计22665788TZHl所;潞4亦令数据来源：CWEA国联证券研究所在机组的功率等级分布上，国内已安装机组以2.5MW、3MW、4MW机型为主，平均单机功率为2.9MW；而欧洲2013、2014、2015上半年平均单机功率分别达4MW、3.7MW、4.2MWo目前金风科技、远景能源、湘电风能、联合动力、东方电气、华锐风电、明阳风电等国内整机厂商尚处于4.0MW及以上机型的研发试用阶段，还不具备量产能力，未来将面临与西门子（以SWT40MW机型为主打）的激励竞争。三以下海上风电机组统计整机厂功率等级技术路畿电压运行业绩变流器湘电2.5MW直驱690V1台，2013年NA海装风电2MW双馈690V2台，2012年NA上海电气2MW3.6MW双缆690V5/1台，2013年NA华锐风电3MW双馈690V34台，2010年，上海东海大桥17台，2010年,龙源如东一期超导联合动力3MW双馈690V25台,2012年前ABB金风科技2.5MW直驱+永磁690V20台，2010年,龙源如东二期金风明阳风电2MW双俄690V3台,2013年明阳三一3MW直驱690V1台，2013年ABB数据来源：网络资料国联证券研究所整理图表31：国内4MW以上海上风电机组统计4MW及以上海上.风电J机组统计整机厂功率等级技术路线电乐运行业绩变流器远景能源4.OMW鼠笼电机+全功率变频690V批量32台，2014年江苏如东ABB湘电5.OMW直驱+永磁3000V样机1台，2012年福建三青山ABB海装风电5.OMW高速永磁690V样机2台，2013年江苏如东斯维奇东方电气5.5三高速永磁690V样机1台，2013年江苏如东wintec华锐风电5.OMW双恭690V样机1台，2011年上海东海海域ABB联合动力6.OMW双馈690V样机1台，2012年山东滨海ABB金风科技6.OMW直驱+永磁690V样机1台，2014年江苏大丰金风明阳风电6.5W中速永磁690V样机1台，2014年江苏如东NA数据来源：网络资料国联证券研究所整理4.2.2 海上风机发展趋势机组大功率化：从4MW到6MW再到8MW的功率提升，虽然会增加单机的成本，但会显著降低基础、安装费用以及运维费用。例如，一台8MW的风机与2台4MW的风机相比，将会降低45%的总装机支出，1015%的运维支出，并提升5%的电力输出（由于更高的轮毂高度以及更小的空气动力学损耗），由此将会带来近9%的LCOE降幅。数据来源：Technologyworkstreamreport.TheCrownEstate国联证券研窕所叶片设计改进：更长的叶片，更先进的翼型，更好的材料性能以及防腐蚀涂层等传动结构优化：包括直驱（金风、湘电、GE、SiemensAlstom等）、液压传动（三菱重工）以及中速齿轮传动（如GomeSa、三星、VeStaS等）。目前的主要竞争在于直驱与双馈两种技术路线之间。直驱的优点为传动链没有齿轮箱，也就没有了相应的成本和故障。由于齿轮箱的故障会导致长时间的停机并且维修价格昂贵，向直驱型的转变成为风电机组设计的趋势之一。但目前来看直驱技术同样产生了其他问题，包括（1）发电机设计标准化程度较低，导致可靠性降低（2）发电机造价昂贵而且重量大，且很难将绕组从环境中密封，于是有更高的几率暴露在高湿度、高盐分的环境中（3）变频器和其它电气系统故障率升高。因此直驱技术同样需要进一步的可靠性提升。图表4：不同传动链结构的电力电子设备故障率一使用感应式发电机的风电机组使用同步发电机和齿轮箱的风电机组«c直驱型风电机组2.0r123456运行年数78数据来源：ReliabilityofWindTurbineTechnologythroughtime.国联证券研究所其他优化：如全功率变频器的使用、永磁技术的使用以及直流输出系统的引入等。TheCrOWnEState预计至2020年，海上风电的LCOE将因以上风机的优化途径而降低17%以上。其中，8MW机组的LCoE将为最低的类型。Turbine/TotalCapeM (CnMW) 04 MWClMif 20U6MW<*.2O2O8 MWCUm, 20204MWO*ttv 2011Impact on LcvtftMd C6t of energy (indec cunent 100)OftM 0)Mt port warranty gMWvM 0三8 MWOms. 20201006MWO*tt,2C MW CUs. 2020数据来源：TeChnologyWorkstreamreport.TheCrownEstate.国联证券研究所4.3