【陸風穩(wěn)定增長，海風具備廣闊發(fā)展前景】
風電技術起源海外，1986-2005 年前均處于技術示范階段，同時也進行了一定的國產(chǎn)化替代積累;2005 年《國家發(fā)改委關于風電建設管理有關要求的通知》使風電行業(yè)進入了快速國產(chǎn)化階段，2009 年，國產(chǎn)機組已能夠滿足全國 85%以上的市場需求;2010-2021 年電價補貼政策是主線，行業(yè)呈現(xiàn)周期性，同時在激烈 的競爭中行業(yè)快速發(fā)展、集中度也不斷提高;2021 年后中央財政補貼退坡，風電進入了平價發(fā)展的時代。
回顧海風歷史，歐洲是海風最成熟的地區(qū)，歐洲從 1991 年起即開始試點示范，我國從 2008 年開始試點，2015 年后我國海風迎來快速發(fā)展，目前已逐漸追 趕上歐洲進度，均處于規(guī)模化和深遠海開發(fā)階段。因此我們認為陸風發(fā)展速度已然趨緩，而海風將是接續(xù)發(fā)展的下一個焦點。
【海風裝機量有望快速增長，全球激勵政策頻出】
海風相比陸上風電具備發(fā)電量、單機容量大等優(yōu)勢，我國海風的可開發(fā)資源量也非常可觀。從裝機量上看目前處于發(fā)展早期，2022 年海風新增裝機在風電總新增裝機中占比僅 11.6%，未來將有充足的發(fā)展空間，根據(jù) GWEC 預測2030年全球新增海上風電裝機將達 50.9GW，2023-2030 年 CAGR 將達 20.1%，其中中國、歐洲將占據(jù)重要地位。
招標量是約提前 2 年的裝機量領先指標，2022 年中國海風招標量 14.7GW，2023 年上半年 5.8GW，同時 23 年上半年以來也有廣東、福建和國家電投的大規(guī)模競配，未來行業(yè)高景氣度仍可期待。
政策層面上，省級“十四五 ”規(guī)劃有約 50GW 的海風新增裝機量。根據(jù)風芒能源，“十四五 ”期間沿海省市海上風電規(guī)劃接近 200GW，其中廣東潮州規(guī)劃 43.3GW， 福建漳州規(guī)劃 50GW，江蘇鹽城規(guī)劃 33GW，三地的規(guī)劃數(shù)額較為龐大。整體上，山東、江蘇、福建、廣東和海南是規(guī)劃裝機較為積極的地區(qū)。其中，考慮到部分市級規(guī)劃并未明確時間，若是扣除市級規(guī)劃，僅考慮省級“十四五 ”海 風規(guī)劃，各省海風新增裝機規(guī)模約 50GW，2025 年累計并網(wǎng)容量將超過 60GW。由 于 2021-2022 年海風裝機量分別為 16.9、5.1GW，因此根據(jù)省級規(guī)劃，2023-2025年將累計新增 27.9GW 裝機量。
國際上，歐洲多國提出了遠期海風裝機目標，規(guī)劃較為積極;美國《2022年通脹削減法案》給予了稅收減免，國家級、州級也都退出了積極的規(guī)劃目標;越南、巴西、 日本、印度等國也都處于海風迅速發(fā)展的進程中。
【海風成本持續(xù)下降，近年經(jīng)濟性持續(xù)改善】
根據(jù) IRENA，2010-2021 年全球海風總安裝成本從 4876 美元/kw 降至 2858美元/kw，下降 41%;全球海上風電項目全球加權平均 LCOE 從 0.188 美元/kWh下降到 0.075 美元/kWh，下降 60%，安裝成本和LCOE 下降主要原因為技術進 步、產(chǎn)業(yè)逐漸趨于成熟、政策激勵等因素。未來根據(jù) BNEF 的預測，2025 年有望相較于 2020 年下降 30%至 0.058 美元/kWh，根據(jù) IEA 的預測，2050 年有望降低至 0.025～0.04 美元/kwh 水平。
2010-2021 年中國海風加權平均建設成本從 4638 美元/kW 降至 2857 美元/kW,下降38%，其他國家中比利時、荷蘭、英國的下降幅度同樣較大，不同國 家間項目和政策差異較大，部分成本差異由是否承 擔輸電線路建設導致，例如 中國、丹麥和荷蘭開發(fā)商不承擔該費用。2010-2021 年中國海風平均度電成本從0.178 美元/kWh 降至 0.079 美元/kWh，下降 56%，其他國家中，2021 年丹麥的LCOE為0.041美元/kWh，為全球最低，2010-2021 年下降幅度為 62%， 英 國 LCOE 次之，為 0.054 美元/kWh，2010-2021 年下降幅度為 74%。
【大型化降低成本，深遠?；俏磥碲厔荨?/p>
近年來，風機大型化趨勢明顯，中國大型化水平正在逐漸向歐洲追趕。根據(jù) IRENA，2000 年以來全球海上風機的單機容量、風輪直徑持續(xù)增加，同時風機場的容量也越來越大。中國 2010-2021 年風機單機容量從 2.8MW 上升至 6.7MW，2015-2021年風輪直徑從 130m 上升至 163m;歐洲 2010-2021 年風機單機容量從3.1MW 上升至 8.5MW，2010-2021 年風輪直徑從 112m 上升至 159m。目前歐洲單機容量總體上仍高于我國，近年我國機組研發(fā)能力不斷提升，大容量機組與國際水平差距縮小。
大型化能夠降低海上風電 LCOE。主要通過規(guī)模經(jīng)濟的方式實現(xiàn)，安裝成本 和運維成本均能有所降低。在安裝成本方面，根據(jù) Rystad Energy 估計，為 1GW 海上風電場安裝 14MW 風機將比安裝 10MW 風機節(jié)約 1 億美元成本;在運維成本 方面，運維成本占項目全周期總成本約 25-30%，大型設備意味著更少部件、船只和技術人員，將有助于降低運維成本。
目前我國大兆瓦機組的研發(fā)能力正不斷加強，在此背景下碳纖維、主軸軸承 都將要求新的產(chǎn)業(yè)變化。我國海上風電場也有規(guī)模化和集群化特征，已建設了大 量沿海產(chǎn)業(yè)基地。深遠?；俏磥碲厔?，而漂浮式海風是深遠海化的重要技術之 一，根據(jù) GWEC 預測，從發(fā)展階段上看 2021-2025 年是初步商業(yè)化階段、2026 年 后是成熟商業(yè)化階段， 目前正處于大規(guī)模商業(yè)化前夕，2026 年全球新增裝機量 有望達到約 0.8GW。其中，歐洲將引領行業(yè)，而中國將緊隨其后。目前多國已推出相關支持政策，漂浮式海風成本有望持續(xù)下降，經(jīng)濟性持續(xù)增強!
大型化將帶來部分環(huán)節(jié)的價值量提升，而深遠?；瘜砑夹g變革和價值量 增加。大型化下支撐基礎用量提升、深遠海化下或將切換浮式基礎，大兆瓦軸承 國產(chǎn)替代進程持續(xù)進行，葉片大型化將要求碳纖維材料，海纜存在高壓化、柔性直流和動態(tài)纜趨勢，我們看好未來海風相關標的業(yè)績增速。
我們篩選出以下潛力標的
東方電纜(603606)1 公司是國內(nèi)唯一掌握海洋臍帶纜的設計分析并能進行自主 生產(chǎn)的企業(yè)。子公司東方海工已取得港口與航道工程、施工總承包叁級、港口與 海岸工程專業(yè)承包叁級等資質，并通過三大體系認證，現(xiàn)已承擔多個海上風電海纜及施工總承包項目，為用戶提供系統(tǒng)解決方案。
海上風電(301155)公司主營業(yè)務是風電設備零部件的研發(fā)、生產(chǎn)和銷售。主要 產(chǎn)品包括風電塔筒、樁基及導管架等，產(chǎn)品涵蓋 2MW 至 5MW 等市場主流規(guī)格產(chǎn)品以及 6.45MW、8MW 等大功率等級產(chǎn)品。
亞星錨鏈(601890)深海風電選擇懸浮式，泊鏈為海上風電必需品;目前采用系泊鏈是系泊系統(tǒng)最優(yōu)的解決方案。目前公司泊連產(chǎn)品已出口并應用于歐洲東南亞的海上風電平臺。
參考資料：信達證券-電力設備與新能源行業(yè)深度報告：海上風電蓬勃發(fā)展，大型化和深遠?；岣叱砷L性-230925.pdf
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