海上风电可行性研究报告

10MW 级海上漂浮式风机设计研发项目1、项目基本情况本项目总投资 72,500.00 万元，拟使用募集资金 61,595.00 万元。项目建设期36 个月，实施地点位于公司在广东省中山市的现有经营场所内，不涉及新增用地，实施主体为公司本部。本项目计划通过开展海上漂浮式风机总体设计，漂浮式风机设计、漂浮平台设计、系泊系统设计，和制造、运输、安装与调试运行等技术研发，完成 10MW级海上漂浮式风机研制，开发符合国内海洋环境条件、经济适用的新型浮式风机，打造具备抗台风能力的海上漂浮式风机工程示范应用，以满足海上台风区域市场需求、丰富公司海上机组产品系列、提升公司产品竞争力和品牌影响力，为公司海上大风机战略提供更有力的产品技术保障。2、项目建设背景、必要性及可行性（1）项目建设背景海上风电具有发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定、适合大规模开发等优点，成为全球电场建设的新趋势。据国际可再生能源署（IRENA）预测，全球海上风电总装机容量有望在 2030 年达到 100GW。我国海岸线狭长，海上风电资源丰富，尤其在福建、广东、江苏、浙江、山东等省份海域，毗邻国内最重要的用电负荷地区，且风况资源和地质条件较好，适宜建造风电场。随着海上风电抗台风、稳定性等方面技术不断进步，在政策助力下，海上风电迎来快速增长，成为风电行业发展的重要增量。（2）项目必要性相比于固定式海上风机，漂浮式海上风机具有风机位置灵活、减少海域使用矛盾、降低环境影响、制造安装成本少、可批量生产等天然优势。目前国内已建成的海上风电场采用的风机类型主要为近海固定式海上风机。但是随着新建海上风电场的水深不断增加及海上风电的平价上网趋势，传统固定式海上风机将难以满足深海风电场的技术及成本需求，而海上漂浮式风机的建造及安装成本相对低廉、建设深海风电场可行性高，更加符合行业发展趋势。我国深水风能资源丰富，近岸深水区及远海独立岛屿风电开发潜力大，漂浮式海上风机具备广阔的市场前景及发展空间。公司通过本项目的实施，可实现开发符合国内海洋环境条件、经济适用的新型浮式风机，打造具备抗台风能力的海上漂浮式风机工程示范应用，以满足海上台风区域市场需求、丰富公司海上机组产品系列、提升公司产品竞争力和品牌影响力，为公司海上大风机战略提供更有力的产品技术保障，具备较高的必要性。（3）项目可行性近年来，公司加强技术研发投入及专业技术人员能力建设投入，在风浪数据收集、海上风机创新研发和海上风电施工方面取得了大量的技术成果和积累，围绕深海漂浮式技术与国内外优秀研究机构进行了多次技术交流合作及技术攻关，探索形成了一种载荷传递合理、结构安全、运动响应平稳的半潜式漂浮式基础及创新型漂浮式基础，为漂浮式风机研发积累了理论、技术及人才储备，研发项目的正式落地具备可行性。3、项目投资概算项目投资概算情况如下：设备部件61,595.00万元，认证测试开发费用6,000.00万元，其他费用4,905.00万元，总投资72,500.00万元。4、项目经济效益分析本项目为研发项目，不直接产生经济效益，但通过本项目的实施，能够进一步增强公司的研发创新能力，丰富海上风机产品序列、提高海上风机产品综合竞争力。漂浮式风机最大的优势在于成本的可优化性，可以通过优化浮式基础，降低建造、安装环节的费用；同时采用漂浮式风机方案完全可以做到整体安装、整体拖航、不用桩锚，将大大减少制造海上风电场的安装成本。因此本次项目的实施，有助于公司的海上风机产品更好地满足市场需求，提高公司盈利能力和抗风险能力。5、项目核准情况本项目不涉及新增用地；截至本报告出具日，本项目已完成立项及环评手续。

获取报告请登录【未来智库】。1、 欧洲海上风电进入平价时代，海上风电迎来黄金发展期1.1 全球海上风电快速发展，欧洲市场已进入平价时代海上风能资源丰富稳定，全球风电开发呈现由陆上向近海发展的趋势。风电原理 是利用风力带动风车叶片旋转，促使发电机发电，因而风电场当地的风速对发电 量影响较大。相较于陆上风电，海上风能资源丰富稳定、且沿海地区电网容量大、 风电接入条件好，因而海上风电更具优势。海上风电的并网由两部分组成：（1） 海上风电机组通过33或66KV的海底电缆连接到海上变电站；（2）海上变电站通过 132-220KV的海底光电复合缆与陆上变电站相连，再由陆上变电站将电力输送到 电网公司。全球海上风电起源于欧洲，现已开启平价时代。1991年，世界上第一个真正意义 上的海上风电场——丹麦Vineby海上风场正式投运，迄今海上风电已有约30年历 史。欧洲海上风电发展主要分为三个阶段：（1）技术可行性验证阶段（1991-2001 年），建设规模及单机容量较小，期间丹麦、荷兰、英国等国合计建设了9个海上 风电项目，其中5个项目容量低于10MW，总投资额不超过1亿欧元；（2）商业化开 发阶段（2002-2011年），单个项目的建设规模平均达到400MW，累计装机规模超 过6GW，海上风机进入大功率时代，平均单机功率达到4MW，平均度电成本降至 0.69-1.29元/千瓦时。同期多国出台相关政策，推动海上风电建设，投资规模超 过20亿欧元；（3）平价时代（2012-2019年），欧洲开始深水远海的探索，新技术 的探索带来建设成本的先抑后扬，2015年单位造价高达3.3万元/KW，截止2018 年，单位造价已经可以控制在1.8万元/KW左右。目前欧洲已步入平价时代，度电 成本现已低于0.5元/千瓦时，英国海上风电的招标电价已经下降至0.35元/千瓦 时，德国也实现了零补贴，目前计划在2023-2025年投运的欧洲项目多数电价在 0.4元/千瓦时以下。目前欧洲已步入平价时代。欧洲平均度电成本现已低于0.5元/千瓦时，英国海上 风电的招标电价已经下降至0.35元/千瓦时，德国也实现了零补贴，目前计划在 2023-2025年投运的欧洲项目多数电价在0.4元/千瓦时以下。我国海上风电起步较晚，“十二五”期间发展相对缓慢。2007年11月，中海油渤 海湾钻井平台试验机组（1.5MW）的建成运行标志着我国海上风电发展正式开始。 2010年6月，我国首个、同时也是亚洲首个大型海上风电场——东海大桥100MW 海上风电场并网发电，标志着我国海上风电产业迈出了第一步。海上风电初期由 于技术欠成熟，投资成本高昂，维护困难，缺乏专业开发团队，“十二五”期间 开发进度相对缓慢，截止2015年底，我国海上风电累计装机容量仅为1GW，远未 达到“十二五”规划定下的5GW目标。随着国家层面以及地方政府层面政策持续扶持，以及设备技术逐步成熟，开发经验的不断积累，国内海上风电开发逐步进入了加速期。2016年11月，国家能源局 正式印发《风电发展“十三五”规划》，提出确保2020年实现海上风电并网5GW， 风电累计并网装机容量达到210GW以上，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省 的海上风电建设。为响应国家能源局号召，总共有20多个省份对外公布了“十三 五”能源发展规划，每个省份都根据自己独特的地理条件因地制宜的发展风电。 目前有7个省份明确规定了海上风电建设规模，到2020年底海上风电规划装机规 模达22GW以上。我国现已成为仅次于英国、德国的海风第三大市场。经过“十二五”时期的示范 探索，我国海上风电产业技术逐步成熟、制造能力快速发展、标准体系不断完善， 各方面条件基本成熟，“十三五”时期，我国海上风电正加速发展。截止2019年， 我国海上风机累计装机容量达到6.8GW，已成为仅次于英国（9.7GW）和德国（7.5GW） 的第三大海上风电市场。1.2 我国海风资源丰富，开发潜力大我国海风资源丰富，大部分近海海域90米高度年平均风速可达6.5-8.5m/s，具备 较好的风能资源条件，适合大规模开发建设海上风电场。我国海岸线长约18000 多公里，拥有6000多个岛屿，近海风能资源主要集中在东南沿海及其附近岛屿， 包括苏州、江苏、浙江、福建、上海、广东等地，这些地区均属于低风速地区， 相较而言，近海90米高度海域平均风速可达6.5-8.5m/s，海上风资源更充足。根据风能资源普查成果，我国5-25米水深、50米高度海上风电开发潜力约200GW； 5-50米水深、70米高度海上风电开发潜力约500GW。1.3 海上风电机组技术各异，永磁半直驱优势明显海上风电场主要由一定规模的风电机组和输电系统组成，通过在风电场海底敷设 输电电缆，将其所发电力送至陆上。海缆以光电复合缆为主。由于敷设运维经济性好，海底光电复合缆现已成为海上 风电采用的主流海缆类型，负责电力输送与信号传输。国内采用的光电复合缆主 要分为两种，35KV的集电线路海缆与220KV的输电线路海缆。海缆向直流化、动态化方向发展。随着海上风电朝着深远海发展，对海底电缆提 出了更高的要求，海底电缆向直流化、动态化方向发展。柔性直流输电技术输送 效率高、线路损耗小，有利于长距离输电，稳定性高，不产生大的短路和环线电流，能解决风力发电场间歇式电源并网的问题，大幅改善大规模风电场并网性能， 在海上风电、长距离海上输电项目中应用广泛。风电机组由风电机舱(内装齿轮箱和发电机)、轮毂、叶片和塔筒等构件组成。风 电机组的工作原理是空气动力学，风吹过叶片形成叶片正反面的压差，从而产生 升力，令风机旋转并经过齿轮箱进而带动风力发电机转子。由此，叶片和风机将 风的动能转化为发电机转子的动能，再将转子的动能转化为电能输出。主流技术路线包括双馈异步、永磁直驱和永磁半直驱。风电机组按发电机的结构 和工作原理可分为异步和同步风电机组，异步风机按其转子绕组结构可分为笼型 异步风机和绕线式双馈异步风机，同步风机按其转子励磁方式可分为永磁同步风机和电励磁同步风机。目前全球主流陆上和海上风电整机厂商所采取的技术路线 主要集中在双馈异步、永磁直驱和永磁半直驱这三种技术路线。不同技术路线各有千秋，直驱与半直驱更适应风机大型化趋势。双馈异步技术成 熟度较高，具有运输维护成本低、供应链成熟等优势，但齿轮箱可靠性较低，不 适合远海项目，更适合小兆瓦机型。永磁与半直驱风机的可靠性与发电效率较高， 更能使适应风机大型化趋势。半直驱与直驱路线受到主流整机厂商青睐。出于成本的考量，主流整机厂商的小 兆瓦机型大都采用双馈异步风电机组的技术路线，从而降低到度电成本以环节平 平价上网的压力，而在大兆瓦机型技术路线的选择上有所差异。明阳智能与 Vestas选择了体积更小、重量更轻、效率更高且便于运输和吊装的半直驱路线； 直驱永磁技术路线因其具有发电效率高、维护与运行成本低、并网性能良好、可 利用率高等优越性能，受到金风科技和Siemens Gamesa等整机厂商的青睐。永磁半直驱同步风电机组技术路线与我国目前海上风电发展情况更契合。目前我 国整机厂商的轴承、高速齿轮箱等核心零部件仍然较大程度上依赖国外进口，且 国内整机厂商的制造工艺难以保障核心零部件的加工精度和生产质量，但大容量 的永磁直驱海上风电机组的体积较大，运输、装配、吊装较为困难。而永磁半直 驱同步风电机组结合了双馈和永磁直驱两种技术路线的优势，采用中低速齿轮箱 传动，对轴承、齿轮箱的制造工艺要求相对较低；并且其发电机转速较高，体积、 质量比永磁直驱型的小，机组整体结构更为紧凑，有利于运输和吊装，更适合现 阶段我国海上风电的发展状况。风电机组的基础选型对推动海上风电成本下降、保障风电机组长期全运行起重 要作用。风电机组基础结构为风电机组提供至少 25 年的关键支撑，在遭受荷、风电机组运行载荷以及波浪、海流等载荷作用的同时，还经受着海上恶劣环 境的严酷考验。同时，在海上风电场的总投资中，基础成本占 20%-30%，远高于 陆上风电场的同类比重。因此，在深入分析不同海上风电机组基础结构特点，风 电场所处海域的地质、风能资源、海洋水文等环境条件的前提下，合理的基础选 型，是推动海上风电成本下降、保障风电机组长期安全运行的主要途径之一。1.4 海上风电产业链更长，降本增效空间大海上风电产业链长，降本增效空间大。海上风电的产业链涉及前期的协调工作、 项目建设期的主机装备、电气(海上升压)、电力输送(电缆)、安装施工等以及项 目运行期的运维工作，产业链长于陆上风电，因此降本增效的空间更大。整体来看，单位造价成本仍有较大下降空间，拐点仍未到来。受益于产业链国有 化及成本优势，叠加在勘探设计、设备研发制造和工程建设运营中累积的经验， 我国的造价成本已经从 2010 年的 23700 元/千瓦左右降至目前 15700 元/千瓦左，十年间降幅达到 33.76%。海上风电产业链较为成熟的江苏单位造价成本约 为 14000 元/千瓦，而广东和福建两地的建造成本大约在 17000 元-18000 元/千 瓦。目前海上风电 0.75-0.85 元/KWh 的单位电价对标 15000 元/KW 的造价，比起 陆上风电 0.3 元/KWh 的电价对标 7000 元/KW 的造价仍有一定差距，海上风电产 业链仍有较大的降本任务。具体来看，成本端占比最大的两项分别是设备购置费（50%）和建安费用（35%）， 以下具体分析。建安费用约占总成本的 35%，单位千瓦成本约 6000-7000 元/kW。由于海上施工 条件复杂、施工难度大，施工所需的关键装备（如海上风电机组基础打桩、风电 机组吊装等）专业可用的大型船机设备较少，船班费用高昂，相对陆上风电，海 上风电的建安费用占总成本的比重较大。目前，海上风电吊装能力仍受安装船数量的制约。根据中国海洋工程咨询协会海上风电分会统计数据，2020 年中国海上风电安装船预期量为 33 艘，随着小兆瓦 机组逐渐退出市场，可用船舶或将明显小于这一数值。2021 年中国海上风电安 装船预期量是40艘，假设一条船一年吊装35至40台风机，每台风机容量是6MW， 理论上吊装总容量将近 9GW。但考虑到一艘施工船每年的施工窗口期有限（每年 约 200 天），费用高昂（造价 3-5 亿/台）且按时间收费，如能提升单位时间内安 装的机组功率，成本将会有较大下降空间。因此，海上风电机组正朝着大型化、 大功率发展，英国 Walney Extension 风场安装的 87 台风机中有超过 40 台单机 容量超过 8MW。设备购置费约占总成本的 50%，降本空间大。其中，风电机组及塔筒约占设备费 用的 85%，单位千瓦成本约 7500～8500 元/千瓦，对整体设备费用的影响较大。 海上风机所处环境恶劣，风机易腐蚀，同时我国海上风资源条件复杂，在长江以 南海域，大部分地区平均风速较低，又有台风威胁，因此对海上风机的性能有较 高要求，目前海上风机的单位成本约为陆上风机的 2 倍。降低海上风机成本的关 键一方面是通过技术进步提高风机性能，另一方面是依托规模效应，批量生产降 低边际成本。国家能源局下发的《风电发展“十三五”规划》中明确规定到 2020 年海上风电并网装机容量达到 5GW，开工规模达到 10GW，这将给整机厂商带来可 预期的大市场，我们预计通过海上风机的批量化生产，设备单位千瓦价格将会有 1000～2000 元的下降空间。整机中零部件成本占比最大的是叶片和塔筒。玻纤和碳纤维是叶片生产的主要原 材料、中厚板是塔筒生产的主要原材料，均属于成本导向型行业。因此钢材和碳 纤维等原材料价格对叶片、风塔的制造成本及出售价格影响极大。自 2012 年以 来，我国进口碳纤维价格一路走低，目前在 1.6 万美元/吨附近波动；玻璃纤维 价格企稳。2019 年钢材价格稳中有降，中厚板价格处于 540 美元/吨附近，处于 行业价格中高位水平，在钢材加工业经历产能过剩和去产能两阶段后，钢价趋于 稳定。总体来看，上述原材料价格整体呈现企稳或小幅下降的趋势，意味着风电 制造的主要原材料价格处于平稳下行通道。送出海缆约占设备费用的 5%，单位千瓦成本约 500 元/千瓦。海上环境恶劣，对 海缆的制作工艺、运输安装、后期维护等要求高。目前 35kV 海缆单公里费用约 为 70-150 万元（考虑不同截面），220kV 海缆单公里费用在 400 万元左右，相比 之下，陆缆单公里费用仅为 25-70 万元。随着海上风电的发展，国内大截面高压 海缆制造能力也在不断提升，近 5 年 220kV 高压海底电缆价格已从每公里 700 万 元下降到 400 万元，未来海缆价格有望进一步下降。海上升压站约占设备费用的 10%，单位千瓦成本约 1000 元/千瓦。海上升压站的 防腐要求较高，为提升经济性，比起陆上升压站，需要选择高可靠性、免维护的 电气设备。考虑到海上升压站需要大型船机设备完成升压站基础以及电气设备安 装，安装费用较高，因此海上升压站的设计需要更为紧凑，面积小，以降低成本。提高海上风电运维效率，降低运维成本是降低海上风电成本的关键因素之一，也 是提升投资回报的重要手段。海上风电运维的难点主要是可达性差，故障待修时 间长，发电量损失大；缺乏专业装备，运维效率低，安全风险大；受环境及场地 限制，导致大部件维修困难多，费用高；海洋气象预测精度尚不满足现有长距离 海上风电运维的现状；多主机运维队伍资源共享尚存在经济性壁垒。由于国内海 上风电处于初步发展阶段，国内海上风电尚无长期运营经验和成本数据积累，海 上运维市场尚处于起步阶段。根据目前国内已建成的海上风电场运维情况看，海 上运维工作量是陆上的 2-4 倍，费用远超陆上风电。尽管海上运维门槛高、起步 晚，但随着我国海上风电的发展，未来将形成陆上运维和海上运维市场的细分格 局，通过前瞻性布局，提高海上风电运维效率，降低运维成本。2、 风电：抢装期行业量价齐升，风机盈利能力有望触底回升2.1 风电抢装开启上行周期，行业景气度上行风电抢装开启上行周期，行业景气度上行。2019 年 5 月国家发改委发布《关于 完善风电上网电价政策的通知》，政策规定“2018 年底之前核准的陆上风电项目， 2020 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核 准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴”。在此 背景下， 2021 年开始陆上风电将迎来平价上网，同时国内风电行业迎来抢装大 周期，我们认为 2020 年风电装机需求将高增长。海上风电起步晚空间大，政策支持仍较强。根据国家发改委发布的《关于完善风 电上网电价政策的通知》，“对 2018 年底前已核准的海上风电项目，如在 2021 年 底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022 年及以后全部机组完 成并网的，执行并网年份的指导价。”已核准存量项目充足，新增装机有望高增长。根据彭博新能源数据，截至 2019 年底，国内陆上和海上在建带补贴存量项目约 47.5GW，市场已核准竞价项目 3.6GW，已核准常规型平价项目 4.51GW，已核准及规划分散式项目 12GW，已获得 批复或明确投资主体的风电大基地项目 32GW，已核准海上项目约 33GW，存量项 目开发空间充足，为未来几年风电增长奠定基础政策驱动，疫情后行业将恢复增长。在政策的驱动下，2019 年来行业招标量持 续创记录，行业订单饱满，2019 年风电新增装机量达到 25.8GW。2020 年上半年 疫情期间装机受到一定限制，上半年装机量达 6.32GW，但疫情恢复后，我们预 计装机会恢复正常水平。总体我们预计 2020 年国内新增风电装机有望 30GW，年 均增长超过 20%。其中最重要的表现为三北地区装机的复苏和海上风电的崛起。2.2 弃风改善三北解禁，风电厂商盈利能力提升全国弃风电量和弃风率持续“双降”。2019 年全国平均风电利用小时数 2082 小 时，全国弃风电量 169 亿千瓦时，同比减少 108 亿千瓦时；平均弃风率 4%，弃 风率同比下降 3 个百分点。2020 年上半年，全国风电利用小时数 1123 小时，同 比减少 10 小时。在经历了 2015 年 15%、2016 年 17%的弃风率高峰之后，弃风率 已连续三年实现下降。另外，作为传统弃风率较高的省份，新疆、甘肃、内蒙古、 吉林、宁夏、黑龙江等主要风电资源区弃风率同比均有下降，证明消纳能力不断 改善，将为新增风电项目的投资建设提供巨大空间。叠加在特高压建设持续推进 的背景下，我们预计风电消纳能力仍将继续提升。零部件企业单季业绩持续增长，整机厂即将迎来拐点。受国内风电行业在 2018 年下半年开始强劲复苏以及国际市场开拓顺利推进，零部件厂商单季度营收开始加速增长。同时，随着 2018 年以来钢价开始下行，以钢材为原材料的中游铸件 和塔筒企业的单吨毛利开始提升，风电零部件企业业绩高速增长。2020 年上半 年，整机厂商毛利率环比略有提升，主要由于前期积累的低价订单逐步消化，同 时出货量的增长也一定程度压缩了费用率，盈利情况明显好转。海上风电发展迅速，政策支持力度强。从 2013 年至 2019 年，我国新增海上风电 装机容量年均符合增速逾 60%，截止 2019 年末，国内海上风电累计装机容量达 5.93GW，已成为仅次于英国和德国的第三大海上风电国家。2020 年上半年国内 海上风电新增装机容量达到 1.06GW，同比大幅增长 165%。2.3 平价上网为指导价，海上风电有望进入全新发展阶段电价是风电产业发展的基石性经济政策，在支撑我国风电产业持续健康发展中起 到了重要的作用。以 2008 年上海东大桥 102MW 海上风电场核准为标志，我国海 上风电行业已经经历了十二年发展历程。纵观我国海上风电的发展，我们认为我国的风电电价机制大体可分为三个阶段：无固定电价政策阶段（试验阶段）；标 杆电价阶段；标杆电价为指导价的竞争性资源配置阶段。未来海上风电发展有望 进入平价上网为指导价的竞争性资源配置阶段。我国海上风电发展初期，相关政策较少，早期的海上风电示范项目采用单独审批 上网电价的方式，2010 年首个海上风电示范项目上海东海大桥 100MW 项目执行 0.978 元/kWh 上网电价。2014 年，国家发改委出台《关于海上风电上网电价政 策的通知》，这标志着海上风电行业发展进入了第二阶段。文件规定非招标的海 上风电项目，2017 年前投运的近海海上风电项目上网电价为 0.85 元/kWh，潮间 带风电项目上网电价为 0.75 元/kWh。2018 年 5 月，国家发布了《国家能源局关 于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知》，正式开始推行竞争方式配置风电项 目。竞价仍以原标杆价为参照，由于海上风电成本仍较高，竞价水平约在 0.85~0.75 元/kWh 价位区间内。2019 年 5 月 21 日，发改委颁布《国家发展改革 委关于完善风电上网电价政策的通知》，文件明确了海上风电的上网电价：（1） 将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确 定上网电价；（2）2019 年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海 风电指导价调整为 0.8 元/kWh，2020 年调整为 0.75 元/kWh。新核准近海风电项 目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。对 2018 年底前已核准 的海上风电项目，如在 2021 年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电 价；2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。如果按照每 年退坡 0.05 元/kWh 来推演，我们预计 2021、2022 年新核准项目指导电价同步 降至 0.7 元/千瓦时、0.65 元/千瓦时。从风电电价政策十余年历程看，政策出台、调整和实施一方面体现了价格政策的 稳定性，使行业预期明确，另一方面根据成本变化情况进行适时适度的电价退坡， 既提升了国家补贴资金的使用效率，又实现了引导行业技术进步和产业升级。2.4 海上风机厂商集中度稳步提升，国内外技术差距缩小海上风电产业链结构与陆上风电相似，大致可分为上游的原材料生产与零部件制 造，中游的整机与相关海缆建设以及下游的风电运营商三个环节。但由于海上风 电技术壁垒高，产业链企业先发优势明显，容易出现赢者通吃的格局，行业集中 度高。海上风电的开发运营前期投入高、项目周期长，开发商主要由大型电力央企主导。目前海上风电的开发运营商主要为大型电力央企，与陆上风电相比，海上风电的 技术壁垒更高，且前期投入资金大、项目周期长。据统计，500MW 的风电场总投 资金额约为 90-100 亿，整个项目总投资回收期周期往往超过 10 年时间，对开发 商的风资源开发能力、资本金、債务融资能力和融资成本要求较高。不仅如此， 海上风电的开发流程更为复杂，涉及海洋工程，需要相关部门的协调审批，因此 对开发商的风电开发经验有较高要求。国内主要的开发商为五大集团及其下属能源公司，包括南方电网综合能源有限公 司、华能、大唐、申能、国家电投、三峡、中核、中广核等。随着海上风电补贴 逐步退坡，对开发商的专业化能力和精细化管理能力的要求在不断提升，开发商 逐步呈现头部化趋势，行业集中度不断攀升。2019 年，中国风电市场公开招标 量达 68.38GW，其中陆上风电公开招标量为 52.17GW，海上风电公开招标量为 16.21GW。排名前 8 的开发商合计招标容量为 50.96GW，占全部招标量的 75%，行 业集中度较高。2019 年，国家电投风电总招标量达 13.71GW，较上年增长超过 5 倍，位列八大开 发商之首。其中，陆上风电招标量 11.81GW，海上风电招标量 1.90GW。排名第二 的是华能集团，风电招标量达 7.95GW，其中，陆上风电 5.70GW，海上风电 2.25GW。 中广核风电总招标量为 7.10GW，在各大风电开发商中排名第三,其中陆上风电招 标 5.01GW，海上风电招标 2.08GW。整机厂商行业集中度稳步提升，国内外技术水平逐步缩小。在政策的指引下和海 上风电高补贴电价的吸引下，我国海上风电行业发展步入快车道，国内外技术水 平差异逐渐缩小，目前海上风电机组已进入大功率时代，单机容量从 4MW 快速迭 代到 6MW 以上。未来海上风电的发展趋势是深水远海化，这将对风电机组的研发、 制造、安装运维、相关装备制造等环节提出更高的要求，掌握核心技术的龙头企 业有一定先发优势，目前行业集中度较高。从我国海上风电行业已公布中标结果 的项目统计数据来看，排名前三的整机制造商合计市场份额已经接近 85% 。从 市场份额来看，我国海上风电整机厂商呈现四强鼎力的竞争格局，上海电气、远 景能源、金风科技和明阳智能的占比分别为 29%、27%、26%和 22%。随着海上风 电行业的发展，行业的技术和市场门槛将得到进一步提升，核心企业将随着行业 规模的扩张不断布局新产能，未来行业集中度有望继续攀升。海缆行业壁垒高，先发优势强，竞争格局较为稳定。海缆行业的特性决定了其进 入门槛较高：因运输需要，海缆企业往往需要临近港口；海缆技术壁垒高，尤其 是高压海缆，220KV及以上海缆技术复杂，研发生产周期长；下游开发商对海缆 企业的筛选条件严格，海缆招标中较为看重企业的历史工程业绩，有一定的业绩 门槛。目前我国的海缆制造企业所占市场份额较为稳定，主要海缆企业包括东方 电缆、中天科技、亨通光电、汉缆股份等。近年来，我国海缆制造领域的国产化 推进顺利，基本实现了国产替代进口。从海上风电项目的海缆招标情况来看，已 逐步由以往的制造、敷设独立招标转向“制造+敷设”整包模式，拥有整包能力 的海缆企业在中标项目过程中将更有竞争力。3、 陆上风电平价后趋于稳定增长，海风潜力大，补贴有望延续3.1 陆上风电步入平价时代，未来有望趋于平稳增长陆上风电进入平价时代，产业收益率可能下滑。2021 年开始陆上风电的国补将 退出，尽管补贴的退坡直至退出充分考虑到了行业的实际情况，最大程度上避免 了电价水平波动过大对产业造成的冲击和影响，但对于陆上风电产业链来说仍是 一次巨大的挑战，产业链将进一步整合，淘汰过剩产能。根据目前风电的投资水 平，如果按照 I、II、III 类资源区平坦地区初投资 7000 元/千瓦、IV 类资源区 山地丘陵地区初投资 8000 元/千瓦测算，在 2019 年指导价水平下，四类地区的 风电场年等效利用小时数需要分别达到 2385、2079、1885、1782 才可以保证本收益。平价后陆上风电的销售规模和盈利能力可能出现不同程度的下滑。如按照上述测 算，预计 2022 年底可消耗大部分陆上风电补贴项目，2023 之后并网的项目将转 为平价项目，制造业环节的销售规模与盈利能力可能出现不同程度的下滑，行业发展将迎来一次洗牌，拥有核心技术、成本控制能力及规模化发展的优质企业或 将迎来黄金时代。从发展潜力看，我国风力资源最为丰富的三北地区，陆上风电项目前期开发竞争 日益激烈，开发潜力日趋枯竭。截止 2019 年，我国陆上风电累计装机容量为 204.12GW，海上风电累计装机容量为 5.93GW，陆上风电占风电比重高达 97.18%。 然而从开发潜力看，陆上风电的可开发资源仅为海上风电的 1/3，预计未来陆上 风电将趋于稳定发展，海上风电将接力陆上风电，开启风电发展新篇章。3.2 海上风电可开发资源丰富，未来有望开启平价时代海上风电有望接力陆上风电，成为风电发展新引擎。目前陆上风电已步入成熟的 发展阶段，而海上风电虽然起步较晚，但凭借海风资源的稳定性和发电功率大等 特点，随着政策扶持叠加技术进步，海上风电行业现已进入规模化发展阶段，经 济优势开始凸显，有望接力陆上风电，成为风电发展新引擎。定性来看，与陆上风电相比，海上风电具有容量系数高、可大规模发展、消纳能 力强等优势，将风电场从陆地向海上发展已经成为一种新趋势。据测算，陆上风 电年平均发电 2000 小时，海上风电年平均发电 3200 小时，海上风电的利用率是 陆上风电的 1.6 倍。陆上风电场的建造需要因地制宜，很难建立大规模基地形成 规模效应，而海上风电场不占用陆地面积，可开发海域广，经济优势得以凸显。 从消纳角度看，东南沿海地区作为中国主要的电力负荷中心，电网结构坚强，具 有明显的消纳优势，为海上风电的发展提供了广阔的空间。此外，从陆上风电发 展的资源空间来看，开发的风速最低已接近或达到 5m/s(120m 塔高)，开发余量 已经不大，因此，未来风电发展的主要方向将转向海上风电。定量来看，海上风电发展迅速，潜力巨大。据估算，全国可开发和利用的陆地上 风资源约为253GW，而近海可开发和利用的风能储量约为750GW，是陆上风资源的 3倍。截止2019年，我国陆上风机累计装机容量达到204GW，而海上风机累计装机 容量仅为6GW，发展潜力巨大。2011年至2019年，我国新增海上风电装机容量年 均复合增速达到38.15%，远超陆上风机的3.44%。据GWEC统计，2019年全球海上 风机新增装机量为6.1GW，中国新增装机量连续两年位居全球第一，达到创纪录 的2.4GW，英国和德国紧随其后，分别为1.8GW和1.1GW。2020年第一季度国内海 上风电新增装机容量达到290MW，同比增长142%。据预测，我国“十四五”期间 海上风电新增装机将达到18GW，2025年累计装机达到25GW，将超过英国，成为全 球最大海上风电市场。3.3 借鉴欧洲降本路径，海上风电平价可期借鉴欧洲海上风电发展经验，通过降本增效实现平价上网。上个世纪 90 年代， 欧洲已经开始了海上风电的研究和实践，至今经历了一轮设计周期的实践，在装 备制造、建设施工、运行维护乃至退役拆除方面积累了丰富的经验，支撑了近几 年海上风电的大规模发展。中国海上风电起步较晚，在国内海上风电通往平价的 过程中，可以充分借鉴欧洲海上风电的发展经验，通过技术创新降本增效，尽快 实现平价上网。风机大型化在有效提升单机发电量的同时，可大幅降低安装、运维成本，对降低 海上风电度电成本意义重大。2017 年以前，欧洲主流的海上风机平均功率不足 5MW，随后数年，单机功率不断提升，2019 年，欧洲海上风电机组的平均单机容 量已经达到 7.8MW，自 2014 年以来，风电机组的单机容量年化增长率高达 16%。据统计，在发电量方面，单机功率为 10MW 的风机比 8MW 的风机提升近 30%。除 了发电量的提升外，大功率风机还可以有效降低成本，在同样的装机规模下，单 机功率越高，所需安装的风机台数越少，可大幅降低吊装成本与后期的运维成本。国内主流厂商纷纷加码大兆瓦机组。2019 年，我国海上风电机组平均单机容量 仅为 4.2MW，比欧洲低 3WM。然而，国内整机厂商也逐渐意识到风机大型化的优 越性，纷纷加码大功率风机。明阳智能已形成了以 5.5MW、6.45MW、7.25MW 等 产品为主的 海上风 机产品谱 系，全 球单机容 量最大 的半直驱 抗台风型 MySE8-10MW 风机研发也取得了重大进展。同时，公司计划通过再融资的方式进 一步投入 12-15MW 海上风机的研发及量产。金风科技 GW6S 平台的 GW154-6.7MW 和 GW171-6.45MW 机组实现批量交付，升级产品 GW175-8.0MW 机组也于 2019 年 9 月完成样机下线，引领国内海上风电走向大容量时代。纵观欧洲海上风电发展历程，海上风电场规模逐年递增。在过去 10 年中，欧洲 海上风电单个项目的规模几乎翻了一倍，从 2010 年的 313MW 增加至 2019 年的 621MW。与欧洲相比，国内海上风电项目普遍偏小，2019 年 8 月 28 日公示中标 结果的上海市杭州湾北部海域奉贤海上风电项目，单体项目规模只有 200MW，2019 年 9 月 20 日英国第三轮 CfD 海上风电竞标，中标的单个项目规模为 1200 MW， 是上海奉贤项目的 6 倍。规模的扩大使得开发商在供应链上的议价能力大大加强， 从而带来采购上的规模经济，进一步促进了成本的下降。从我国当前的海上风电发展来看，把控建设规模的核心在于基础施工和吊装施工 工程船舶的数量。据测算，每艘吊装船每年吊装的风机台数约为 30-50 台，如果 按照单机容量 6MW 测算，每艘吊装船每年可吊装 180MW-300MW。据统计，2019 年全国海上风电的开工规模约为 7.5GW，按照上述测算，需要 25-42 台吊装船。2020 年中国海上风电安装船预期量为 33 艘，随着小兆瓦机组逐渐退出市场，可用船或将明显小于这一数值，2021 年中国海上风电安装船预期量是 40 艘。考虑到 吊装船每年施工期有限，每年施工窗口期不足 200 天，如果遇到恶劣天气情况， 施工效率将进一步降低，那么每年能完成的吊装规模将不及预期。明确的市场规模预期可以有效提振投资者信心，促进海上风电发展的良性循环。由于吊装船的造价高昂，平均造价为 3-5 亿元/台，如果没有足够大的市场规模 预期，投资者将没有足够的动力对其进行布局，吊装船将成为制约海上风电规模 化发展的一大障碍。参照欧洲的发展经验，明确划定海上风电的发展规划，让产 业链相关企业对未来的市场规模有明确、乐观的预期，将提升投资者信心，造就 海上风电发展的良性循环。未来随着施工船数量的逐步增加，预计年度建设规模 将大幅提升，在未来 2-3 年的单位造价的下降将促成海上风电步入平价时代。运维是海上风电产业中关键的一环，降低运维成本可带动度电成本的下降。国内 海上风电项目的运行周期大多为 25 年，运维的主要模式是：前 5 年由整机厂商 提供质保服务，出保后 20 年由专门的运维服务商提供运维服务，目前国内的运 维模式仍以定期维护和故障检修的“被动式运维为主”。我国海上风电运维仍处于起步、探索阶段。我国海上风电运维成本较高，是同等 装机容量陆上风电场的 2 倍以上，占到海上风电场总体投资的近 20%。一方面是 因为海上风电特殊环境影响（如高盐雾高湿度对设备的影响，天气因素对运维窗 口期的影响）造成设备可靠性差、故障率高、维修周期长、维修工艺复杂，另一 方面是因为我国目前海上风电运维仍处于起步阶段，运维团队的专业性仍需提升， 且远程故障诊断和预警能力还不健全。欧洲在海上风电运维方面已积累起丰富经验，实现了从粗放型向精益化运维方式 的转变。精益化管理的核心在于通过对运维现状的有效分析减少各种形式的浪费， 确定标准化、有效的运维流程。同时通过搭建智能化运维平台，形成故障预警、 智能诊断以及运维策略优化，最大化运维效率。3.4 地方补贴有望接力，海上风电将开启黄金 5 年中央补贴退坡短期来看，对海上风电行业是一次硬着陆，但长远来看，有助于提 升海上风电行业的市场化竞争性。我国陆上风电有着全球最大的生产基地以及最 完备的供应链体系，目前国内陆上风电已率先实现平价，海上风电可充分利用我 国陆上风电的产业链优势，并借鉴陆上风电的发展经验，尽快实现海上风电的崛 起。从市场经济角度来看，电力外购依赖度高的省份有可能接力中央继续补贴。发展 海上风电，需要引进大量海上风电相关装备制造业，包括风机主机、塔筒、叶片、 电缆、施工船舶等，可带动当地GDP并解决部分就业问题。从GDP的带动性来看， 100万千瓦海上风电带来的直接GDP是150-170亿元，按1:5左右的拉动效应，将产 生800亿元的GDP。而从成本端考虑，我们以广东省为例，广东地区煤电上网标杆 电价为0.45元/kWh，按照每年退坡0.05元/kWh测算，2022年广东地区海上风电标 杆电价将下降到0.65元/kWh，即仍需要补贴0.2元/kWh才能与煤电相竞争。我们 以广东地区2022年新增海上风电装机3GW、利用小时数3000小时测算，2022年所 需的补贴金额大约为18亿元，预计占当年地方财政收入的比例仅为0.12%，地方 政府实际承担的补贴金额完全在其承受范围之内。我们相信，率先扶植一个产业、 在形成产业聚集效应的同时引导当地企业占据行业制高点的战略意义将远大于 这0.12%的补贴金额。此外，当形成产业聚集效应后，海上风电所创造出的税收， 很有可能会完全覆盖掉补贴金额。发展海上风电能有效提高沿海地区的能源供给安全系数，缓解过度依赖外购电力会带来产业安全风险。仍以广东省为例，广东海上风电和陆上低风速风电资源均 十分丰富，是我国目前风电开发的重要省份之一。通过海上风电开发，可以就地 构建低碳安全高效的清洁能源体系，彻底改变广东省依靠外输和化石能源为主的 能源供应格局。广东省政府十分关注能源产业结构性升级，大力推进广东沿海地 区风电产业发展。2018 年 4 月，广东省发布了《广东省海上风电发展规划 （2017-2030 年）》，该规划指出到 2030 年底，建成投产海上风电装机容量约 30GW。在粤港澳大湾区、珠江西岸先进装备制造产业带建设加速推进的宏观背景 下，广东省政府进一步要求加快推动海上风电规模化发展，扩大广东海上风电装 机容量并力争达到国际领先水平，将海上风电打造成珠三角地区的优势产业。 2020年2月，广东省发改委发布了《广东省近海浅水区海上风电项目开工及建成 并网时间表》，其中囊括了 26 个海上风电项目，总规模超10GW；《时间表》中要 求于2020年底建成并网项目共计 3 个，对应装机规模 898MW；要求于 2021 年 底建成并网项目共计 19 个，对应装机规模7.44GW。海上风电场多背靠东南沿海经济发达地区，可就近消纳，省掉了特高压长距离输 电成本。广东的云南水电东送、浙江的乌东德、白鹤滩、向家坝等金沙江水电东 送、江苏的三峡水电东送以及山东的三北煤电火电特高压都需要长距离输送，特 高压建设时间长（约10年），涉及区域广，并且用点调峰调频压力大，尽管短期 看有一定成本优势，但随着电力需求的持续增长，长期看不具备比较优势。考虑 到沿海经济发达地区对土地成本高昂，且对环境要求高，发展海上风电是沿海地 区优化能源结构的重要手段。据统计，部分沿海地区的燃煤能源比例高达70%， 为满足国家规定的可再生能源装机占比，沿海省份有更大的动力发展海上风电。……（报告观点属于原作者，仅供参考。作者：财通证券，龚斯闻）如需完整报告请登录【未来智库】。

风力发电、光伏发电项目可行性研究报告-五部门出手助力风电光伏业健康发展“十四五”规划全文发布，现代化能源体系建设提上日程。3月12日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》发布，提出要加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。国家发改委等五部委联合印发《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，提出四大举措合理帮助企业渡过难过，其中核心在于补贴确权贷款。金融机构对可再生能源企业已确权应收未收的财政补贴资金可申请补贴确权贷款，鼓励发电企业与既有开户银行沟通合作，双方根据自身情况协商确定贷款金额、年限和利率。此文的发布将有利于新能源开发企业甩掉包袱、轻装上阵，为新能源发电设备中标价格的适度回调提供了可能性，助力龙头企业毛利进一步修复。工信部公布了《光伏制造行业规范条件（2021年本）》，对光伏各环节新建项目提出了技术门槛要求，并要求光伏企业每年用于研发及工艺改进的费用不低于总销售额的3%，申报符合规范名单时上一年实际产量不低于上一年实际产能50%。在碳中和背景下今年行业普遍对2021年新增装机预期较高，而电池组件厂家为扩大市场占有率竞相扩产，引起供需关系紧张。需求因素和囤货因素的叠加导致今年以来硅料价格不断上涨，引起产业链全线涨价。此文件的出台，有利于引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，将企业重心从单纯提高市占率转移到加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本上来，保障光伏行业健康有序的发展。五部门出手助力风电光伏业健康发展，引导加大金融支持力度2021年3月12日，发改委、财政部、中国人民银行、银保监会、国家能源局等五部门联合发布《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》（以下简称“通知”）。《通知》明确大力发展可再生能源的重要意义，从可再生能源企业贷款展期或续贷、发放和合理支持补贴确权贷款、优先发放补贴和进一步加大信贷支持力度等方面对金融机构承担“绿色责任”提出要求。主要有以下几点值得关注：第一，金融支持可再生能源行业具有重要意义。在2030年碳达峰、2060年碳中和目标的背景下，大力发展风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源是推动绿色低碳发展的重要支撑，是实现“30·60”目标的关键一环。新冠肺炎疫情冲击叠加多种历史因素，部分可再生能源企业面临现金流紧张、经营效益不佳等难题，在技术进步、竞争加剧、国家政策调控稳步推进的共同作用下，可再生能源行业的市场化导向更明确，金融机构为可再生能源产业的发展提供了便捷高效的融资渠道，对进一步改善可再生能源企业融资问题意义重大。《通知》明确要求金融机构要充分认识发展可再生能源的重要意义，树立大局意识，增强责任感，加大对企业的资金支持力度，助力企业健康有序发展，体现了监管层对金融机构改善企业融资环境、降低企业融资成本的认可和信心。第二，《通知》为金融机构支持可再生能源产业指明方向，多措并举为企业纾困解难。《通知》最大的亮点在于从金融机构和企业的角度分类施策，以差异化政策切实促进可再生能源产业健康有序发展。一方面，为金融机构支持可再生能源产业指明方向。一是按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷。对短期偿付压力较大但未来有发展前景的可再生能源企业，金融机构在符合风控原则和自主协商的基础上，综合考虑项目的实际和预期现金流，予以贷款展期、续贷或调整还款进度、期限等安排。二是按照市场化、法治化原则自主发放并合理支持补贴确权贷款。对已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业，金融机构以审核公布的补贴清单和企业应收未收补贴证明材料等为增信手段，按照市场化、法治化原则，以企业已确权应收未收的财政补贴资金为上限自主确定贷款金额，贷款金额、贷款年限、贷款利率等均由双方自主协商。三是优先发放补贴和进一步加大信贷支持力度。对于自愿转为平价项目的企业，享有发放补贴和加大信贷支持力度的优先权。另一方面，为企业降低利息成本。补贴确权贷款的利息由贷款企业自行承担，通过核发绿色电力证书的方式适当弥补企业分担的利息成本，并允许企业通过指标交易市场买卖证书，收益大于利息支出的部分，作为合理收益留存企业。《通知》对可再生能源企业的政策倾斜有利于企业利用资本市场做大做强。第三，金融机构支持可再生能源产业需精准把握机遇。《通知》为风电、光伏等可再生能源行业释放政策和资金红利，有利于完善可再生能源科技创新体系，促进可再生能源产业的可持续发展能力和市场化经营能力。同时，《通知》强化了可再生能源行业与银行的沟通合作机制，并鼓励试点企业开拓创新，金融机构也可以通过绿色信贷、绿色债券、绿色保险、绿色基金、碳金融等金融工具为可再生能源企业提供综合化的金融服务。此外，风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源属于新能源产业，是九大战略性新兴产业之一。“十四五”规划纲要强调要大力发展战略性新兴产业，财政部《商业银行绩效评价办法》也将战略性新兴产业信贷占比纳入考核范围，从部分银行的信贷数据来看，战略性新兴产业信贷占比低于4%，金融机构的信贷支持力度有待提高。《通知》引导金融机构对可再生能源企业予以续贷和补贴确权贷款在优化资金配置、改善贷款结构的同时助力银行提升支持战略性新兴产业的能力。金融机构也要进一步完善相关机制：一是充分考虑风险因素，针对风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源行业特点，通过建立封闭还贷制度以及差异化的授信管理机制等以降低信贷风险；二是需要从机制体制、治理架构、产品和服务创新等方面进一步优化提升，切实提升内生动力以及专业能力，保障信贷投放的精准度和有效性。BNEF公布2020年全球风电整机制造商市场份额排名。2020年全球风电新增装机容量96.3GW，同比增长59%，金风科技以13.06GW的新增装机首次超越维斯塔斯摘得亚军，远景能源（10.35GW）、明阳智能（5.64GW）等共七家中国企业入围前十。我们认为，经历十余年的厮杀与混战后，本土整机龙头企业正在步入差异化发展阶段，在各自擅长领域聚焦发力，行业价值有望重塑。中汽协发布新能源车产销数据，下游需求继续保持强势。3月11日中汽协公布了2月国内汽车产销情况。2月国内新能源车实现销量11万辆，同比大增584.7%，环比下降38.8%，前两月销量均值相较于2020年12月的销量回落幅度只有41.7%，新能源车市场受春节因素干扰幅度显著低于往年，下游需求继续保持旺盛，我们预计全年新能源车销量可达213万辆。第一章总论1.1风力发电、光伏发电项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1风力发电、光伏发电项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议关联报告：编制单位：北京智博睿风力发电、光伏发电项目申请报告风力发电、光伏发电项目建议书风力发电、光伏发电项目商业计划书风力发电、光伏发电项目资金申请报告风力发电、光伏发电项目节能评估报告风力发电、光伏发电行业市场研究报告风力发电、光伏发电项目PPP可行性研究报告风力发电、光伏发电项目PPP物有所值评价报告风力发电、光伏发电项目PPP财政承受能力论证报告风力发电、光伏发电项目资金筹措和融资平衡方案

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】日前，行业咨询机构Carbon Trust发布最新研究报告称，未来10年，浮式海上风电产业发展将提速。预计到2030年，全球浮式海上风电新增装机规模将达10.7吉瓦，累计装机规模将近20吉瓦；到2040年，全球浮式海上风电累计装机规模将突破70吉瓦。据了解，浮式海上风电产业起步较晚，目前发展规模较小。2017年，全球首个商业级浮式海上风电场——Hywind苏格兰发电场项目并网投运，总装机规模仅为30兆瓦。据全球风能理事会（GWEC）统计，截至2019年底，全球浮式海上风电累计装机规模只有65.7兆瓦。虽然浮式海上风电仍处于成长期，但其优势不可小觑。Carbon Trust认为，相比浅水区，深水区风力资源更为丰富，不仅可以产生更多电力，还可以减少对风电机组基础平台的投入，同时不影响浅水区渔业、养殖业及其他相关产业的运营。近年来，不少国家和地区十分看好浮式海上风电产业的发展前景，英国便是其中代表。苏格兰能源部长Paul Wheelhouse表示：“我确信，浮式海上风电产业将助力我们的经济在经历新冠肺炎疫情后实现复苏。长期来看，浮式海上风电产业也将在我国可再生能源产业发展中发挥关键作用，是帮助我们实现净零排放的驱动力。”与此同时，企业也积极参与浮式海上风电项目开发。今年6月，丹麦企业Copenhagen Offshore Partners宣布，将在意大利开发总容量为250兆瓦的浮式海上风电项目。同月，英国海上可再生能源推进中心（ORE Catapult）称，将联合道达尔、壳牌等多家能源巨头共同进军浮式海上风电市场。7月，挪威国家能源公司Equinor表示，看好韩国浮式海上风电市场，并将对其特定海域进行可行性研究。在Carbon Trust看来，未来，随着越来越多浮式海上风电项目的落地，该产业将驶上发展快车道。但目前来看，由于产业还未实现规模化，其成本还维持在高位，仍需要技术和资金上的支持。“技术方面，还需要进一步提高海上风电机组的能效，研究下一代风电大机组技术。”Carbon Trust高管Dan Kyle Spearman说，“此外，目前海上风电项目所用电缆不能满足浮式海上风电项目的传输要求，市场也正在抓紧对新型电缆的开发。而在资金方面，如Copenhagen Infrastructure Partners等基金或投资机构已经开始参与相关项目的融资。在各方的努力下，海上浮式海上风电项目成本将持续下降，其商业化进程也将逐步加快。”免责声明：以上内容转载自国际能源参考，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】致力于为亚太区域海上风电行业搭建交流、合作的桥梁，第三届亚洲海洋风能大会于11月12-13日在上海隆重召开。超300位行业决策者共襄盛举，100+“一对一”商务对接，30+来自国内外领先企业的发言嘉宾……本次大会硕果累累，受到业内人士的一致好评！为促进行业交流学习，组委会特此将大会的分享内容整理、编辑后呈现给大家，希望能够给更多的“风电人”带来思考与启发。本篇内容是由Wood Mackenzie销售总经理弋利军先生在OWA2020大会上的发言整理而来。以下是弋利军先生的所有发言内容。弋利军：各位领导，各位嘉宾，大家早上好！非常高兴有这个机会跟大家来做一次交流，在这个会议开始前我花一两分钟大概介绍一下我们公司，可能在坐的各位很多有些同事和朋友知道，我们是一家咨询公司，我们做的是电力和新能源方面的咨询和研究电域报告，我们做的是什么，第一个做的是可再生能源服务，我们的服务涵盖了陆上风电，海上风电光伏储能等等，包括一些详细到整个亚太区的若干个国家的新能源政策，包括项目的数据库招标信息，一些可再生能源状况，国家地区的信息。第二是发电成本的预测，包括具体的一些工业成本的分析，未来建设成本运营成本的预测，以及未来基于天然气火电光伏风电等等的价格比较未来可实现平价上涨的趋势。大家可以看到，在我们的报告里面涵盖了有这么一些内容，第一个，我们会对于整个电力行业的度电成本做一个全面的分析，包括未来50年的预测度电成本发展趋势怎么样，涵盖现在可见的电力行业。第二个对于未来电力市场的展望，包括电力的需求供给等等这一方面一些都有。另外对于风险评估，在亚太这个区域里面，大概一些各个不同的市场发展机会趋势风险以及危机在哪里。这是一个数据库清单，我们会提供哪一类的数据给大家，大家可以看到有海上风电的项目陆上风电项目等等运维技术，右下角有一个比如说我们的数据库可以详细到什么程度，我们涵盖，单机容量，台数，风机的供应商，安装公司是谁，按照公司包括这些数据都会提供。第二个像基础电缆，财务信息这些信息在我们的数据库里面都有一个比较全面的展示。这页就说我们的产品包括哪些内容，风电光伏储能以及全球的电力这些只是一个数据库，不花太多时间介绍。接下来介绍一下我今天的分享，关于亚太海上风电的想法和未来的发展，第一个先看一下未来有大概到20年阶段里面，在全球范围内电力的需求一直在增加，看图表增长最大的部分是在亚太地区，将近70%的电力增长是从亚太来的，如果看最右边黄色的话，东亚地区占了一半未来增长需求，南亚占了30%，在整个全球范围内，电量增加最多的地方仍然是亚太地区，需要大家花更多的投入时间精力包括技术来增加发电量。看一下海上风电，大家都应该知道，这个图很多人也见过，在亚太地区，海风的资源相当丰厚的。我们看一下亚洲地区，我们国家边上来看，福建海域肯定是风资源最好的，如果好的话350小时甚至更高小时可以实现，据说我们所了解有些风机也可以做到四千小时以上的表现能力，是很好的现象，在中国我们有具有超高小时数海上风电的区域。特别是日本的北方北海道的附近海风资源也是很好，日本逐渐取消核电，需要新的能源来替代，风电陆上风电等等。另外一个韩国，我们说南韩，他们现在总体来说风资源可能没有那么好，因为它有很多海岛，基本上有比较完善的电力接入设施，第二风资源非常优厚的，通过IEC政策的支持，也拉动了新能源方面的支持。再往下看澳洲和新西兰，风资源很好从目前趋势来看，这两个地方还没有特别明显的待海风或者政策强力的支持，可能后面我会大概介绍，目前现在有的，在这个地方的项目。我们看一下风电的预测，先看全球范围内，首先全球范围内这几年，我们每年会对我们公司对于未来的市场份额的预测，做一次调整。我们从目前来看，整体来说我们认为未来十年的调整增加了5个GW以前来说这个数量非常保障，技术优化以及整个行业内对新能源的趋势，未来海上风电是发展。以韩国、越南为主的，未来十年总的装机总量大概65个GW这是很大的容量，第二个看欧洲以丹麦为主的国家，包括像后续德国荷兰法国海上风电总的容量大概达到75个GW左右，美国作为一个独立的美洲，加拿大没有大的开放规划，所以美洲就是美国，美国大概10年25个GW海上风电的规划，年平均复合增长率大概每年22%左右，对在坐的各位想做海上风电项目来说的话，这是一个很有机会也很有发展潜力的市场，也需要大家来投入开发海上风电。海上风电在土地资源匮乏的大型需求中心有一个发展，提供稳定的电力包括未来的煤电都是有很大的趋势，我们根据目前沿海的城市一些基本情况来分析的话，我们预计2030年海上风电累计装机容量排名前十的地区，我们统计了全球大概有81个地区和市场，排行前十是上面十个，可以看到国内这几个沿海省份占比较大的地方。江苏广东福建浙江是优先的，另外一个台湾地区这几年在海上风电政策方面有一个比较大的激励行为，导致在未来十年的之间，台湾地区的海上风电有一个很大的增量，包括越南地区都会有一个很大的资源。这样地方人口密度高，土地利用受限，通过海上资源来获取能源是一个很大的需求。前十大海上风电发电的电价是9个美元，同期来说，可能亚太区会高，海上风电大概在2025年就实现平价上涨的趋势。这是一个因为现在说的亚太地区，我只是把亚太地区一些关键国家有或者是正在开发，或者储备项目准备一些海上风电国家的政策优势，包括电价模式说一下，第一个FIT，固定电价的模式，第二个拍卖会，第三直接签购买协议的模式。第一个澳大利亚，我们觉得支持力度是一般的，支持力度比较好的，有三个半星的，中国大陆我们第一，第二个马来西亚，韩国台湾地区包括越南其实在支持力度上都比较好，这里面不同的国家也是有一些区域的差别，我不往下延展了。亚太地区这里面中国大家比较熟悉我就把非中国地区，海上发展的驱动力和一些障碍列出来一下，在不同的国家，通过有几方向来做。第一个海上风资源风电政策海云，电价煤电的需求天然气发电情况，包括核电最后电网基础设施，根据这几个量化来分析一下在这些过程，哪些国家是有优势的，哪些国家是有障碍力的，蓝颜色对于海上风电明显支持的地方，黄色有一些有障碍的地方。这里面总体来说，大的部分国家应该对海上风电具有明显支撑作用的，海上风电在亚洲大部分靠海丰富海资源的国家，是明显受到欢迎和支撑的战略。下面花点时间，在中国目前有项目国家市场情况，中国大家比较关心第一个大陆，我们认为国内这几年总的装机来说的话，去年装了2.3个GW，到今年年底大概还有两个月不到的时间，可能会装到3.7个GW左右的装机容量，到明年底，会有5.25GW，但是2022年由于补贴的不确定性可能会对一个装机有一个明显的下降，这个下降可能会延续2-4年，这个延续的原因有几点。第一个目前对于怎么样补贴，大家没有一个明显的数字，观望态度会明显一些，会导致前期的项目，在整个实施阶段会有一定的延后，未来的2-4年有偏差。第二点按目前测算来看，在短期内直接实现海上风电的平价上涨沿海来说比较难的，未来的2-4年可能还不会完全实现，还需要沿海的省份给予一定的补贴，虽然有一些省份提出一些想法。但是仍然没有一个很明确，很详细的补贴方法，补给谁，怎么补，补什么样的方法。这些数据都没有出来，都会对于后续的项目开发有一个比较大的影响。这个图有点现实化，从我们目前把所有的拿到核准的在建已经要建的项目累计来看的话，现有的储备项目只有11%可以保证100%拿到现有8毛75的补贴的，将近一半的项目，很有风险，不能说一定拿不到，有比较大的风险，这些项目很有可能拿不到明年年底笔网（音）补贴的可能性的，我们现在收集到数据里面119个海上风电发电项目，只有24个已经安装了电缆，还有40个项目只是保证了风机没有找到安装床，让项目的开工周期有很明显的可能性。大家都知道，海上风电有安装周期，一旦错过很难及时赶上。疫情的原因，我们在海上风电实现了短期了封锁行为，都延期一段时间。第三个是2021年前未能投产的项目存在一个很大的不确定性，如果还没有投产，将来是不是能拿到这个就很不确定了，有一部分，你已经装的风机没有完全装完的项目，可能持续把这个项目建完，由于补贴的不确定性这些项目未来的长期收益，也有可能不确定性，这些项目很有可能面临的，大概有40%左右的项目，可能有很大的风险拿不到补贴，但是这些仍然会做下去，因为已经开始投入了前期很多成本，对他来说可能不会放弃，唯一等的跟地方政府确保项目有机会拿到额外的补贴。台湾地区，这几年在海上风电比其他国家地区更会激进一些，从2021年开始，大概会有将近十倍的涨幅，这个也与台湾整个政策包括电价机制和台湾政府给海上风电项目大力支持为主。第二个优点，台湾其实是一个风资源特别好的地方，所以台湾我们认为到2030年总的装机容量超过10个GW，作为这一个省份来说，10个GW对他们来说是很大的容量，待装机的容量都是在彰化附近的地方。这边就不再说一些细节了，可能受时间的影响，我先说一下在台湾地区，现在主要的业主或者开放方或者玩家是谁，左边的图大部分的项目，将近10个GW是在彰化，泰州云林（音）大概1个GW主要的样子，在台湾最激进的就是沃需（音）在台湾通过进价合作的方式达到很大的资源，这个电价大家熟悉的话，他们电价还是挺高的，另外都是一些欧美的资金资金公司或者新能源公司有很大的投资。因为很多原因，国内的一些资本没有太多的参与，这个不再往下细聊了。下面说一下日本，其实真看的话，到今天为止都是示范项目，可能不具有实际性，但是日本现在风电的政府规划已经起来了，持续的规划项目还是蛮激进的，政府会在今年启动一些招标，从我们现有数据来看的话，这些项目落地的时间大概在2022年，2022年开始日本逐渐有项目落地，但是考虑到日本用海的原因，政府的审批流程包括环保的特殊要求，所以日本整个项目开放周期，会比我们所想象的时间周期会长很多，一般是三年甚至三年以上的时间才会落地，在2022大概不到一个GW的产能，未来每年会有一两个GW海上风电的机会，跟国家省份来比容量比较小，但是潜在发展机会比较大。第二点，日本还有一个问题，度电成本，相比较来说在全球范围内可能属于一个比较高的位置，导致日本在很多项目在开发建设过程中，整个周期表，因为整个EPC的投资成本，比我们一般理解还是高不少，这个图可以看一下，日本规划里面比较多的省市，或者叫县，排第一是秋田，地二天是青森都在3-4个GW储备的海上项目，秋田和青森在北道岛相接的地方，对附近电力接入状态比较好，福冈由于在位置上来说靠海，风比较好，海床情况比较好。第二个是福冈核电在推移，寻找新的替代能源，这是基本的资源规划，另外一个在日本主要一些项目的玩家，有些很熟悉的，在台湾地区很多熟悉的名字，像主流的欧洲的资金公司新能源公司在东北亚地区，其实投资力度很大的，他们前期会参与涉及很多项目，这个可能跟我们国内来比，他们更有全球化的观点，我们肯定着眼于国内整体化的发展，2-5年内看不到大的区别，5-10年以后，我们可能在这方面缺少经验或者前期的布局，对市场未来的开拓有一些压力。韩国其实应该这几年海上风电力度其实也不是特别大，但是韩国的现在新的总统文在寅，上台之后有了补贴政策，定价支持非常快速拉动了整个韩国地区，光伏陆上风电以及海上风电的发展，很多地区都在快速布局这个。韩国也有问题，两个难点，第一个是韩国不管是海域还是陆地征地的难度比较大，第二个韩国有一个民院当地居民对于任何项目的不配合性带来的人为障碍，这个可能是韩国做项目比较大的一个阻碍，也导致韩国的很多项目开发周期比预计晚很多，这个也是在企业开发的时候面临的问题。韩国这一块，现在当地的政府，韩国电力公司，包括SK这些韩国一些著名的开发商，在前期布局其实都是蛮厉害的。我们可以看一下，韩国现在大部分第一个待开发或者储备项目，其实都在全罗南道，那个地方大概是韩国最大的岛屿，据他们说法有1080个小岛，韩国做到大部分的小道可以有桥有电互通，更进一步的海上发电或者陆上的光伏等等，这个发展趋势最大。第二个在蔚山广域市有需求，这个比全罗南道的好处海上风资源好一些，内侧是靠近釜山立了，有一些比较大的重工业的城市，电量需求比较大。韩国第一大头肯定是韩国电力公司，我们叫跟PCU这个公司。CIP这些，包括最后的挪威石油这些大的欧洲的资金新能源公司仍然是在东北亚布局，除了大陆这些企业进来可能力度不大之外，在东北亚所有海上风电的参与力度很大，资金投入很大，这个也是可以借鉴一下资本的引入方法。越南这几年都是有机会的，越南的机会短期内不算太大，建设能力资源需求，项目规划等等各方面都有关系，南越和北越电网基础建设远远没有想象好，越南北部的光伏没有很友好，越南南部还好一点，包括配套基金来源的问题，都面临问题。今后大概十年，每年肯定会有一些项目，但都不是大规模大批量，只能作为一个陆上风电和光伏补充来说，每年的容量大概几百GW的样子。这个是越南目前现有整个沿海的省份的储备情况，最第一个平顺后来的薄寮比较少就不说了。最后是印度和澳洲，印度海上风电招标比较慢，目前来看没有太大的想法，唯一有个地方在2017年装了一个激光雷达，包括政府有没有出台政策，允许谁来参与目前都处在一个不确定性的状态，我们所收到的项目，印度认为海上风电可能对财产造成损害，有一个9亿美元的可行性的资金缺口，这就导致印度不会有一个项目快速落地。最后说一下澳洲，真正规划只有一个，叫南方之星，2.2个GW数量很大，规模也很大，但这个项目还在很前进的地方。将来是不是会落地，还有很多不确定性，包括一个开工建设的批准，包括资金来源是不是能确定，包括前期的储备，我们认为有一半一半的机会会落地，有一半一半的机会会延期2-3年，时间刚好到，所以不再说了，希望大家有更进一步数据方面的信息，可以随时跟我联系，谢谢各位！免责声明：以上内容转载自Offshore Wind Focus，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

发布易11月7日 - 福能股份（600483）晚间公告称，为更好地推进海上风电项目的建设、运行，公司2018年与海峡发电有限责任公司共同投资设立福建省福能海峡发电有限公司（以下简称“福能海峡”），负责开发建设和运营福建省福州市长乐外海海上风电场区B、C区（800MW）项目，公司直接、间接持有福能海峡68.15%股份。上述C区项目已获得福建省发展和改革委员会核准，拟开工建设。公告显示，长乐外海海上风电场C区项目建设地点位于福建省福州市长乐区海岸线以东33公里至48公里外海海域，陆上集控站位于长乐区松下镇首祉村。项目建设规模为498MW，主要建设8MW以上海上风力发电机组，建设1座220KV海上升压变电站及配套工程和1座陆上集控站。项目计划总投资为104.13亿元，其中项目资本金占项目总投资的比例为30%，项目建设资金来源为福能海峡资本金和银行贷款等其他融资方式。根据项目可行性研究报告测算，该项目年等效发电小时数约3506小时，年上网电量约17.39亿千瓦时，年可实现营业收入约13.04亿元，年均利润总额约5亿元。项目全投资内部收益率约（税后）8.27%，资本金内部收益率约（税后）13.88%。福能股份称，公司地处国家风电政策重点推动地区，投资建设长乐外海海上风电场C区项目，将加强公司风电业务的市场竞争力和市场地位，项目建成后将为公司形成新的利润增长点，有利于提升公司未来盈利能力。关于福能股份公司主要业务为电力、热力生产和供应。截至2019年6月底，公司控股运营总装机规模488.10万千瓦，其中：风电装机规模75.40万千瓦，天然气发电装机规模152.80万千瓦，热电联产机组装机123.61万千瓦，燃煤纯凝电厂装机132.00万千瓦，光伏装机4.29万千瓦。来源：发布易

1、 长期：风力发展基本面良好，发展空间较大1.1 、 中国风电资源总量丰富，高风速区域有限1.1.1 、 世界风能资源丰富，区域资源质量差异大风能资源受地形的影响较大，世界风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带。每年来自外层空间的太阳辐射能为 1.5×1018kWh，其中的 2.5％，即 3.8×1016kWh 的能量被大气吸收，产生大约 4.3×l012kWh 的风能。8 级以上的风能高值区主要分布于南半球中高纬度洋面和北半球的北大西洋、北太平洋以及北冰洋的中高纬度部分洋面上。大陆上风能则一般不超过 7 级，其中以美国西部、西北欧沿海、乌拉尔山顶部和黑海地区等多风地带较大。1.1.2 、 我国风电资源蕴藏量总量充足，地区差异明显我国风电可开发资源充裕，“三北”地区占比较高。我国风能资源丰富，开发潜力巨大，在现有技术条件下，中国风能资源足够支撑 20 亿千瓦以上的风电装机。截至 2019年底，国内并网风电 2.1 亿千瓦，仅占潜在开发量的 4.4%，开发潜力巨大。受地域和气候影响，我国风能资源在地理分布上差异较大，风能资源集中分布在“三北”地区和东南沿海地区，其中“三北”地区约占到总蕴藏量的 69%。高风速优质资源区较少，位置集中在北方，且存在风能资源与电力需求区域错配的问题。根据《2019 年中国风能太阳能资源年景公报》数据，各省陆地 70 米高度平均风速在 4.0m/s-6.6m/s 之间，平均风功率密度在 96.6W/2-353W/2之间，其中 16 个省份年平均风速超过 5.0m/s。根据《低风速风力发电机组选型导则》，年平均风速不高于 6.5m/s、风功率密度不高于 320W/2的地区为低风速地区，全国仅有内蒙古和吉林两个地区为非低风速地区。另外，风能资源丰富的地区与用电需求负荷中心存在空间错配问题。风能资源丰富的三北地区工业基础较为欠缺，电力消纳能力弱；而经济发达、用电量需求大的城市电力负荷中心多集中在华东、华南、华中地区。供需空间错配容易引发弃风限电问题。1.2 、 陆上风电增长放缓，海上风电高速增长近年来全球陆上风电装机放缓。2019 年全球陆上风电新增装机量为 54.2GW，同比+16%，2016 年以来全球风电景气度不高，2016-2018 年全球风电新增装机量负增长；截至 2019 年全球陆上风电累计装机量为 622.61GW，2010-2019 年 CAGR 13.60%。中国风电崛起，在全球风电新增装机占比不断提高。根据全球风能理事会统计，2019 年中国风电累计装机占全球 37%，较 2007 年提高 19pct。中国陆上新增风电装机在2010 年超过美国，排名全球第一。2019 年中国在全球陆上新增风电装机中的比例达到 44%。目前海上风电装机保持较高增速。截至 2019 年底全球海上风电累计装机量为29.29GW。2019 年，全球海上风电新增装机量为 6145MW，同比+36.88%，年新增装机量创历史新高。1.3、 行业潜在容量巨大，开发程度不足我国风电开发程度较发达国家仍有一定差距。目前核能仍是欧洲的主要非化石能源， 但受福岛事故影响，近年来欧洲核能发电占比逐渐下降。风电在欧洲总电力中占比逐渐提升并成为第一大可再生能源，2019 年欧洲风电在总发电量中平均占比 15%， 其中丹麦最高，达到 48%。国家能源局发布的《风电发展“十三”规划》中提出， 到 2020 年底，风电约占全国总发电量的 6%，这一比例距离欧洲仍有较大差距。2、 中期：风电经济性凸显，消纳改善景气度上升2.1 、 风电具备经济性，平价趋势确定四类分区大部分情况可实现平价上网。考虑不同区域所占国土面积比例和新增装机的区位特点，我们选取四类风能资源区分别进行讨论。以装机容量 10 万千瓦的风电场（以下简称为风电场）作为测算标准，选取 2018 年四类风区内海南和云南的利用小时数（1524h 和 2654h）的近似值为风电利用情况上下限，选取 2017 年山西和广东地区的含环保燃煤上网电价（0.33202 元/KWh 和 0.45296 元/KWh）的近似值作为上网电价上下限，测算风电场运营的 IRR。测算结果表明风电场若以燃煤价格上网， 其 IRR 在-3.63%-9.76%之间波动，则 76%的情况下风电可以实现平价。若选取四类风区 2019 年和 2020 年上网指导价格上限作为测算对象，其他条件与上述相同，从测算结果来看，在考虑竞价上网电价小于指导价格时，大部分区域也可以基本实现平价上网。2.2 、 当前弃风限电明显改善叠加特高压促消纳，向上周期将持续在前两次风电周期中，周期下行主要受消纳与补贴的双重影响。2010 年弃风率较高， 同时新增装机达到周期高点。2011 年弃风率达到 16.2%，随后市场进入下行阶段。2015 年风电装机达到高点后，弃风率再次迅速爬坡，国家出台政策禁止红六省新建风电装机。弃风率下行，为周期向上提供保障。2019 年，弃风率下降，弃风电量 168.6 亿千瓦时，同比下降 39.13%，弃风率 4%，其中红六省弃风问题持续改善，截止 2019 年底，原红六省中，黑龙江、吉林和宁夏三个省份的弃风率已经低于全国平均弃风率，甘肃弃风率降至 7.6%，仅新疆的弃风率仍在 10%以上，为 2020 年装机规模增长提供保障。特高压建设促进风电有效消纳。《风电发展“十三”规划》提出充分利用跨省跨区输电通道，促进风电跨省跨区消纳。我国目前地区间可再生能源消纳水平仍然存在较大差异，从可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重来看，全国 8 省（区）合计占比超过 40%，其中西藏、云南、青海和四川占比超过 80%。全国 10 省（区）占比低于 20%。2019 年全国共 20 条特高压线路，共输电 4490 亿千瓦时，其中输电可再生能源 2350 亿千瓦时（含水电），在特高压总输电中占比 52.34%，同比增长 12.23%。 2019 年-2020 年期间需建设完成的特高压配套风电基地总容量达到 18.3GW，特高压建设将有效缓解风资源和电力需求区域错配的问题，促进“三北”等风电资源区弃风问题的解决，推进大规模风电的消纳。3、 短期：抢装加速，疫情不改风电高景气海上风电电价调整叠加中央补贴取消，海上风电短期或迎加速开发。2019 年起，海上风电上网标杆电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞价方式确定上网电价。2018 年底之前已核准的海上风电项目，若在 2021 年底前全部机组完成并网， 则执行核准时的上网电价，否则执行并网年份的指导价。此外，三部委联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提出，自 2021 年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围。短期看，在海上风电价格调整和中央补贴取消的作用下，2020 年存量开发动力强劲。长期看，目前海上风电依然存在成本高和建设难度大等问题，集中开发可能为产业技术升级和规模效益提供助力。企业陆续复工，一季度装机需求后移。2020 年 Q1/Q2 国内风电装机规模分别为2.36GW/4.28GW，分别同比下滑 50.6%/0.7%。由于需求端大量的风电存量订单需要在 2020 年底以前实现并网，短期停工不影响风电景气度持续。随着产业链上下游企业陆续复工。预计因疫情而的需求有望递延至三、四季度甚至是 2021 年。4、 风电产业链：短期抢装释放需求量，长期政策预期提升利好全产业链龙头风电产业链可分为上游原材料、中游制造（零部件和整机）以及下游风电运营商三大部分。关键原材料主要包括用于发动机制造的稀土永磁材料，用于叶片制造的玻璃纤维、碳纤维，以及用于塔架制造的中厚板钢材。关键零部件主要包括发电机、轮毂、轴承、齿轮箱、控制系统、叶片、塔架这几部分。其中，叶片、齿轮箱是风电机组成本构成中所占比例最大的。对于直驱式风电机组，其关键零部件中没有齿轮箱， 但其发电机成本很高，总成本比同级别的双馈风机高。风电整机供应商将以上零部件整合制造成为风电机组再出售给下游的风电运营商。4.1 、 风机：2020H1 招标价、招标量双双回落，风机功率大型化趋势明显4.1.1 、 招标价、招标量双双回落，预收账款+合同负债增长迅速下游需求萎缩，风电招标量价齐跌。2020 年以来受下游需求影响，风机招标价格回落，2020 年 2 月风机招标价格达到历史高位，2.5MW 和 3.0MW 招标价格分别为 4155元/kW、4040 元/kW，截止 2020 年 6 月，价格分别回落至 3707 元/kW 和 3507 元/kW。风机招标量也在持续下跌，2020Q1 和 2020Q2 招标容量分别为 4.3GW、6.7GW，同比-71.14%和-61.49%；随着二季度抢装潮的来临和疫情的逐步控制，风机招标量和新增装机量有所回升。整机企业订单量、预收账款增长迅速，将逐步兑现业绩的增长。尽管上半年风机招标量回落，但是头部企业订单仍旧充足。2020H1 明阳智能的在手订单量已经达到了15.13GW，同比增长 23.6%。金风科技 2020H1 在手订单达到了 17.96GW。另外，2020H1 两家企业的预收账款也有较大幅度的增加，金风科技预收账款+合同负债为172.68 亿元，同比增加 147.68%。明阳智能预收款+合同负债为 102.35 亿元，同比增加 323.6%。短期疫情造成需求的回落不改长期风电景气度的上升。4.1.2 、 头部效应明显，金风科技龙头地位稳固竞争格局稳定，金风科技龙头地位稳固。2010-2019 年，国内风电整机制造企业历年新增装机前十企业市占率在 80%-90%左右。2013-2019 年，新增装机前十和前的企业占比逐年提升，CR5 由 54.10%提升至 73.43%，CR10 由 77.77%上升至 92.18%， 头部效应明显。同时，2013-2019 年，有十家整机企业连续六年位居新增装机排名前十，行业格局稳定。以 2018 年排名新增装机前十的企业为例，回顾这十家企业近九年的装机量情况，金风科技表现抢眼，装机量连续九年国内排名第一，2018 年占据市场高达 32%的份额，与第二名保持较大差距，龙头地位稳固。4.1.3 、 大功率转型持续推进，双馈/直驱/半直驱路线各有千秋风机功率向大型化发展。中国风能协会数据显示，我国新增装机平均功率自 2008 年的 1.2MW 提升至 2018 年 2.2MW，增长了 79.8%。2008 年，1.5-2.0MW 是新增装机的主力，占全国新增总量的 59%。而到了 2018 年，2.0-2.5MW 机组成为了主要的新增机组，占全国新增总量的 73%。双馈式与直驱式发电机组优势互补，互相促进。双馈风电机组采用典型的高速齿轮箱+异步发电机+部分功率变流器的传动形式，双馈型机组转速较快，齿轮箱输出端齿轮容易损坏，维修量较大。直驱式发电机组中叶轮通过主轴直接与永磁同步发动机组相连，通过全功率变流器接入电网，发电机转速较低，叶轮直径较大，制造和运输挑战较大，但可靠性较高。半直驱风电机组结合了直驱和双馈风电机组的优势，通过风叶带动齿轮箱来驱动永磁同步电机发电，齿轮箱的调速较双馈方式低。在满足传动和载荷设计的同时，结构更为紧凑，重量轻。双馈技术由于技术较为成熟，使用时间较长，且成本较低，目前仍然是业内的主要选择。国内三大龙头企业风机技术路线选择各异。金风科技的风机产品全部使用直驱发电机，额定功率最高可达到 8.0MW，引领国内风机企业发展。金风科技的 GW175-8.0MW 海上风机于 2019 年 9 月 25 日推出，是国内首台具有完全自主知识产权的国产 8MW 机组。金风科技的风机叶片也秉承大叶片的原则，叶片直径从 121m 到 184m 不等。明阳智能的风机在低功率平台选择了双馈技术。在中高功率平台为了使风机机组重量和体积保持在较小的范围内，明阳智能选择使用半直驱技术。明阳智能的产品线覆盖范围在三家龙头企业中最广，额定功率覆盖 1.5MW 至 7.25MW，叶轮直径从 70m 至 178m。凭借着覆盖面广的产品线，和灵活的技术路线选择，明阳智能未来的市占率有望进一步得到提升。远景能源的风机全部使用双馈技术，目前只有 2.X、3.X、4.X 三个平台，还没有推出大功率的风机。在风机功率大型化的趋势下，远景能源未来市场份额可能会有较大的下降。4.2 、 叶片：大型化趋势明显，龙头企业市场份额有望继续增加4.2.1 、 叶片市场高景气，短期供给紧张企业叶片业务向好，2020H1 中材科技叶片营业收入达到 15.86 亿元，同比增长113.54%。天顺风能叶片业务也发生迅速增长，2020 年上半年叶片收入 6.43 亿元， 同比增长 153%。此外，两企业叶片业务的毛利率也都出现了增长，天顺风能叶片毛利率由 2017 年的 3.27%增长至 2020 年上半年的 25%，中材科技叶片毛利率从 2017 年触底后回升到 2019 年上半年的 23%。短期内叶片将继续处于供不应求的状态。1）大功率叶片趋势增加了行业进入的技术壁垒，小企业对大型叶片产能的贡献有限。2）重要原材料巴沙木供应紧张。巴沙木高度轻量化的特点与叶片轻型化的要求相符，因此对巴沙木的需求大增。上一轮风电上升周期过后巴沙木价格由于供过于求而下降，进而导致种植量随后的大幅下降， 叶片扩产周期在一年到一年半，而巴沙木的生长周期一般为 4-5 年，因此短期内巴沙木供给仍将处于紧张状态。3）在叶片产线投资中，模具占较高的比重，且目前叶片迭代速度较快，很多模具还未满使用期限，由于其对应的叶片需求下降而处于闲置状态或被报废。在叶片型号快速迭代的背景下，许多叶片生产厂商对扩产持较为谨慎的态度。4.2.2 、 叶片大型化与轻量化发展趋势显著，技术迭代速度快大型化叶片降低度电成本，技术壁垒利好龙头。叶片大型化为风电资源相对较弱的区域提供了风电经济可行性。据 GE 测算，若叶片直径从 116m 增加到 160m，则发电量可提高一倍并降低 30%的度电成本。风机大型化是降低风电成本的重要途径，而叶片大型化是风机大型化的主要方式。据明阳智能测算，叶片约占风机总成本的23.3%，是风机成本中最大的单项零部件。大功率叶片转型中的装备升级与智能化生产提高了行业的进入门槛，技术上的壁垒将保障头部公司未来身位的领先。叶片大型化趋势明显，迭代迅速。风轮由叶片和轮毂组成，其直径部分主要为叶片。CWEA 统计结果显示，2018 年平均风轮直径达到 120 米，同比增长 6.67%。2008-2018 年平均风轮直径的CAGR 为 6.32%。由于“红六省”未完全解禁，风电装机向低风速资源区转移的趋势明显，此外，海上风电装机对叶片长度有更高的要求，因此预计叶片及风轮长度增长的趋势还将继续维持。叶片轻量化是大型化趋势的必然要求，碳纤维等新材料有研发空间。大尺寸叶片的制造需解决叶片质量增加而带来的气动弹性耦的问题。叶片长度的增长将使其重量增加，从而导致气动效率降低，进而影响发电量。因此，需兼顾叶片的大型化和轻薄化。此外，叶片重量增加，还将带来机组运转载荷及运输便利性的问题。目前市面主流风机厂商广泛采用巴沙木这一号称世界上最轻的木材作为夹心材料来减轻重量。为实现叶片轻型化，对叶片新型结构的设计及对碳纤维和高模高强玻璃纤维等新型材料的研发也将成为未来的研究方向。4.2.3 、 市场集中度高，中材科技长期领跑受大型化趋势影响，CR5 市占率持续提升。风机功率的提升对叶片大型化提出了更高的要求，而叶片的大型化和智能化生产有较高的技术壁垒。由于叶片的迭代速度较快，且大型化趋势不可逆，行业落后产能会被迅速出清。国内风电叶片头部企业市占率不断攀升，2019 年，风电叶片行业 CR5 市占率达 68%以上。伴随海上风电发展、装机区域转移和竞价上网等因素的影响，叶片大型化趋势还将继续，行业集中度将继续提高。中材科技连续九年市场占有率第一，技术实力与产能突出。中材叶片创立于 2007 年6 月，是中材科技的全资子公司，负责风电叶片业务的经营。公司产能相对优势明显，年产能位居全国第一。在行业总体生产单只叶片需要 36-48 小时的情况下，中材科技可以控制在 24 小时内完成单只叶片的生产。技术方面，公司产品类别丰富，2MW及以上大叶片占主导地位，且拥有开发海上超大叶片的技术。此外，公司客户资源优质，与金风科技和远景能源等龙头整机厂开展深度合作，公司有望享受风电下游市场中客户增长的红利。4.3 、 塔筒：高塔架提高发电利用水平，天顺风能引领行业发展4.3.1 、 原材料价格振荡维稳，龙头企业毛利率小幅提升钢板价格振荡维稳，风塔利润空间扩大。风塔制造的主要原材料为钢板，钢板价格变动对风塔毛利率有较大影响。2013-2015 年，由于钢铁行业产能严重过剩，钢材价格持续下跌。风塔毛利率也因此大幅度上升，四家龙头企业的平均毛利率由 21.15%上升至 31.29%。2016-2018 年，钢铁行业淘汰落后产能、钢材价格呈上升趋势，风塔毛利率回落至 2013 年的水平。2019 年以来钢材价格在 4000 元左右振荡维稳，2020H1 风塔毛利率小幅度回升。风塔单位售价回调，单吨毛利率逐步改善。2020 年上半年，龙头公司天顺风能的风塔销售单价从 2019 年 8987 元回调至 8198 元，同比-10.87%；尽管如此，天顺风能风塔单吨毛利逆势升至 2048 元，同比增长 8.76%。4.3.2 、 天顺风能引领国内塔筒发展，深度绑定全球知名风机企业天顺风能在国内塔筒行业中优势不断扩大。国内塔筒上市企业主要有天顺风能、泰胜风能、天能重工和大金重工，其中天顺风能是国内风塔行业的领军企业。2011-2019年，天顺风能凭借着绑定 Vestas、GE、西门子歌美飒、金风等全球大型风电整机厂商的客户优势，风塔业务营业收入逐步与其他三家上市风塔企业拉开差距。2020H1 天顺风能塔筒营业收入 21.32 亿元，竞争优势不断扩大。天顺风能预收账款高增长将逐步兑现到业绩高增长。天顺风能自 2017 年以来，预收账款保持高增长趋势，半年度的预收账款同比维持在 60%-70%的高增长水平。2019年，天顺风能的预收账款高达 4.64 亿元，同比增长 173%。天顺风能预收账款的增长预示着其在手订单的高增长。随着大量订单的逐步兑现，天顺风能的营收也将迎来高增长。风塔企业的产能多分布在沿海和三北地区。风塔企业的产能布局主要围绕着沿海和三北地区。位于沿海的生产基地主要对接海上风塔和出口产品，方便运输体积和重量相对较大的风塔。位于三北地区的生产基地主要对接平价大基地。沿海地区方面， 天顺风能、天能重工和泰胜风能都有多个生产基地。三北地区方面，天顺风能、泰胜风能都在内蒙古包头建厂，位置优势较大。天能重工和泰胜风能还各有一个生产基地位于新疆，距离平价大基地也较近，可共享下游建设平价大基地的红利。天顺风能发展势头良好，布局全球市场。天顺风能的国内产能目前总计达到70 万吨， 远超国内其他风塔企业，奠定了国内行业龙头地位。天顺风能还积极布局海外市场。天顺风能客户覆盖全球风机巨头。天顺风能的风塔客户主要覆盖 Vestas、GE、西门子歌美飒、金风科技等全球风机巨头。装载的风机功率主要在 2.5MW 以上，产品线覆盖范围较广，在装风机功率可高达 8MW。公司与 Vestas 深度绑定，2011 年和 2017 年分别和 Vestas 签订了长达三年和年的塔架采购协议，有效期至 2020 年。我们预计天顺风能和 Vestas 等全球大型风电整机厂商的合作关系会继续保持稳定，有望持续享受风电下游市场红利。4.3.3 、 塔筒大型化发展，壁垒较高高风筒发展趋势，提高发电利用能力。风速在空中水平和（或）垂直距离上会发生变化，不同高度在不同风切变下的风速有明显区别，高切变下，高度增加会显著提升风速。由于风电功率与风速的三次方成正比，高塔筒可以显著提高风电发电功率，降低度电成本。以 0.3 的风切变为例，塔架高度从 100m 增加到 140m，年平均风速将从5.0m/s 增加到 5.53m/s，某 131-2.2 机组的年等效满发小时数可从 1991h 增加到 2396h，提升了 20.34%。高风机塔架生产成本和技术要求较高，在执行标杆价格时不会受到较大青睐，全面竞价上网将使企业对成本的关注更大的转移到风电的全生命周期成本，高塔架对低风速地区的风电发展将起到有效促进。风塔具有一定的技术壁垒和客户壁垒，新晋竞争者进入市场有一定难度。由于风塔常年在野外恶劣环境下运行，客户对风塔的可靠性要求较高，运行寿命一般要保证20 年，塔筒制造具有一定的技术壁垒。具体包括在法兰平面度要求、法兰的内倾量要求、焊缝的棱角要求、错边量控制、厚板焊接和防腐要求等。另外，整机厂商通常会对塔筒供应商进行严格的认证，并对其后续生产进行持续的督导与指导。龙头塔架企业一般都与下游客户建立了长久的合作关系，拥有优质的客户资源，新晋竞争者进入市场有一定难度。4.4 、 铸件：由毛坯铸造向精加工发展，日月股份盈利复苏4.4.1 、 风电铸件生产流程繁杂精细，成本受原材料价格影响大风电铸件种类繁多。以铸件龙头企业的风电铸件产品为例，风电铸件主要包括箱体、扭力臂、轮毂、壳体、底座、行星架、主框架、定动轴、主轴套等。铸件是技术密集型和资金密集型行业。铸件生产过程主要包括铸造和精加工两大环节。铸造环节生产毛坯铸件。随后的精加工工序根据毛坯铸件的形状特点及产品使用要求，采用车、铣、刨、磨、钻、钳等技术手段进行去除加工，以达到交付状态。精加工环节既需要高精度的设备投入，也需要技术熟练的工人操作。另外，风电铸件精加工生产线的建设资金投入较大。民营企业限于前期资金实力、风险承受能力制约，往往优先投资毛坯铸造这一核心流程，精加工工序通过外协解决。铸件的成本受生铁等原材料价格影响较大。2016 年-2019 年，铸件龙头日月股份主营成本中，直接材料占比过半，铸件原材料主要包括生铁、废钢和焦炭等。其中生铁的价格对成本影响最大，占直接材料成本的 50%左右。自 2016 年起，随着钢铁行业淘汰落后产能基本完成，钢铁景气度回升，生铁价格持续回升，导致铸件的直接材料占比由 2016 年的 54.2%上升至 2018 年的 70.2%。我们预计未来生铁价格依然是影响铸件成本的最主要因素。原材料价格逐步稳定，风电铸件毛利率有所回升。2016 年-2018 年，随着生铁、废钢等主要原材料价格大幅上涨，风电铸件的毛利率也进入下行通道。日月股份风电铸件毛利率从 2016 年的 34.59%下降至 2018 年的 21.64%，降低了 12.95pct。2019 年以来，生铁和废钢价格逐步稳定，叠加铸件销售价格上涨，风电铸件毛利率开始回升。2019 日月股份风电铸件毛利率回升至 25.32%。下游风电铸件需求随抢装持续扩大， 铸件销售价格上涨，叠加生铁和废钢价格回稳，风电铸件毛利率有望继续回升。4.4.2、 竞争格局：整体铸件中国主导，日月股份风电铸件约占全球十分之一整体铸件生产的重心从发达国家转移至中国。欧洲、日本和韩国等发达地区有一些历史悠久，技术水平先进的铸件制造企业，包括法国克鲁索、德国辛北尔康普、日本制钢所、日本铸锻钢公司、神户制钢、韩国斗山重工等。但由于铸件是能源密集型和劳动密集型行业，铸件制造业的重心近年来从发达国家转移至中国、印度等发展中国家。铸件生产过程中需要耗费大量的资源和能源，以及使用大量的技术工人。发达国家受环保压力、人工成本等因素影响，近年来铸件产量较小。同时，中国基础设施建设、风电建设不断推进，也带动了对铸件的需求。国内方面，国企保持行业领先地位，民营企业在细分领域占据优势并不断发展壮大。在行业发展初期，以一重、二重、上重、中信重工、大连重工等为代表的国有铸件企业占据市场主导地位。这些国企主要给集团内部的成套设备提供配套铸件，较少参与市场化竞争。以日月股份、永冠集团、吉鑫科技以及山东龙马为代表的民营企业后期发力，为其他市场化成套设备制造商提供配套铸件。其中日月股份、永冠集团、吉鑫科技、佳力科技是上市公司。日月股份占中国风电铸件市场 15-22%，目前扩产积极。2019 年，日月股份风电铸件销售量分别为 25.53 万吨，按照中国铸造协会估算，每 MW 风电整机大约需要 20-25吨铸件。目前，日月股份有三个扩产在建项目，包括“年产 10 万吨大型铸件精加工建设项目”、“新日星年产 18 万吨（一期 10 万吨）海上装备关键部件项目”，以及“年产12 万吨大型海上风电关键部件精加工生产线建设项目”。随着上述项目逐步落成， 日月股份的产能将有大幅度提升，有望强势占领市场。4.5 、 海缆：海上风电促海缆需求增长，技术壁垒高利好龙头企业4.5.1 、 海上风电发展，促进海缆需求增长。海上风电带动海缆需求增长。由于海上风电有风能资源丰富、发电利用小时数高、不占用土地等优点，风电开发逐渐从陆上风电向海陆风电双重发展。海上风电的建设需要在海底铺设海缆用于电力的传输。我国海上风电通常采取二级升压（少数采用三级）的方式将电力传输回陆上。二级升压即指风电机输出电压 690V 经箱变升压至35kV 后，分别通过 35kV 海底电缆汇流至 110kV 或 220kV 升压站，最终以 110kV 或220kV 线路接入电网。三级升压则将输出电压 650V 依次通过 35kV、110kV 和 220kV 三次升压，最后并入电网。因此目前海缆的规格多分为 35kV、110kV、220kV 三大类。随着海上风电进一步向远海发展，海缆未来还会向 500kV 发展。4.5.2 、 海缆生产工序复杂，原材料是主要成本海缆性能要求更高，技术门槛高。1）海缆生产工艺流程较多。由于海底的环境复杂且海水具有强腐蚀性，海缆相较于陆上电缆技术更复杂，生产难度较大。海缆的生产流程相比陆上高压电缆的生产多了约 50%的工艺流程。对比东方电缆 220kV 海缆和陆缆产品，海缆结构比同样电压的陆缆结构多了近一倍。2）需要掌握接头、敷设、施工的核心技术。海缆的接头技术、敷设设计施工要求更高，需要专门的技术和设备。3）海缆长度更长。海上风电项目距离陆地较远，通常采取一次性运输大长度海缆的方式节约运输成本。而大长度海缆也对制造的稳定性、一致性要求非常高。海缆成本主要受铜等原材料价格影响。龙头公司东方电缆的海缆成本构成中，原材料占比达到 90%以上。其中铜材料的占比最大。另一家龙头公司中天科技披露铜材料占其海缆总成本的 65%左右。依据以上信息推算，铜材料在海缆原材料成本中大约占 70%左右。为了对冲铜价对海缆成本的影响，部分企业通过期货套期保值、签订远期合同来规避价格波动的风险。4.5.3 、 东方电缆海缆订单量领先，海缆制造进入壁垒较高东方电缆订单量大且连续性强，支撑业绩增长。2005 年以前，海缆市场主要由国外的海缆企业垄断，主要包括耐克森、普睿司曼、阿尔卡、特朗讯、泰科和日本富士通株式会社等。目前在国内具备海缆制造和施工能力的企业还较少，主要有中天科技、东方电缆、亨通光电、汉缆股份等，其中东方电缆和中天科技是第一梯队。海缆具有资金壁垒和资质壁垒。海缆生产需要巨大的前期资本投入。东方电缆 2016年募投一个海缆生产基地需要约 8 亿元的总投资，其中设备购置 2.5 亿元。另外，海缆生产需要取得国家的实行生产许可证以及通过强制性产品认证。海上项目竞标还设有客户验证环节，对供货经验和业绩有要求。4.5.4 、 发展趋势向直流化、大长度、总包模式发展海缆技术向直流化发展。相比于传统的直流输电，柔性直流技术具有众多优势，是目前远海风电最优的选择。在柔性直流输电并网方案中，需要在风电场增加一个海上换流站，将交流电转换为直流电，再通过直流海缆传回到陆地上的换流站，然后再以交流电并网。虽然直流柔性技术增设了更多的中间环节，但其能大幅度解决海上长距离输电的问题以及改善风电场并网性能。柔性直流输电的优势体现在：1）孤岛供电。传统的直流输电是点对点单向输电，不能像没有电源点的电网送电。而柔性直流输电可以灵活双向调配电能，可以直接向海上孤岛等偏远地区供电。2）可独立控制有功功率与无功功率。柔性直流输电不需要单独配置无功补偿装置，运行方式灵活， 提高系统可控性。3）长距离输电损耗小。使用交流电缆输电时，海水与电芯形成的电容效应会随海缆长度增加而增大，损耗电能，输送到终端的有效电能少。柔性直流输电过程中电能基本保持恒定。4）携带多个站点的电能。柔性直流输电可以携带来自多个站点的风能，达到多个城市的负荷中心。目前中天科技、东方电缆、亨通光电和汉缆股份都有柔性直流输电的技术，主要应用在远海风电项目中。大长度海缆、软接头技术是海缆核心技术。由于海缆连接处比单段海缆本体更脆弱， 更容易出现问题，目前市场趋向于使用连续长度大的海缆，以减少风险。在单根无接头海缆无法满足长度需求的情况下，海缆制造商会运用软接头的工艺，将多段单根无接头的海缆连接到所需要的长度。另外，软接头技术也是修复海缆故障的重要手段。软接头的工艺技术要求非常严苛，需要保证在接头处海缆的各项性能与单段海缆本体的性能基本一致。大长度无接头海缆和软接头技术的研发，是实现大长度海缆的基础，也是海缆生产企业技术先进性的集中体现。海缆业务由单纯提供海缆装备转向总包。海缆业务涉及海缆设计、研发、生产、运输、敷设、维护、配套多重环节。在行业发展早期，海缆企业仅涉足海缆设计、研发、生产这些前端环节。敷设由专业的海工企业完成。但随着海缆企业实力增强，逐步具备了海缆项目总包的能力。以东方电缆为例，2018 年之前公司中标项目全部为海缆及附件，并未涉及敷设施工。2018 年和 2019 年，东方电缆各中标了 2 个总包项目， 分别占全年中标金额的 33.5%和 26.1%。中天科技在 2019 年中标的 2 个海缆项目全部是总包项目，总金额高达 39.94 亿元。我们预计未来海缆招标模式会进一步从装备采购转向整包，具有先发优势的龙头企业市场份额将进一步提升。……（报告观点属于原作者，仅供参考。作者：开源证券，刘强）如需完整报告请登录【未来智库】。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星风力发电网讯:各位亲爱的“V粉”们，6月24日，海阳市核电园区管委公布了《海阳市核电工业区<2020年政府工作报告>进展情况（第二季度）》，公布了园区涉及核电、风电的部分大项目最新进展情况。01、海阳核电3、4号机组工程目前3、4号机组工程主设备制造已全部开始；3号核岛底板钢筋绑扎工作已完成，常规岛汽机厂房0米以下结构施工基本完成，现场具备开工条件，待国家批复后立即开工主体建设；4号核岛、常规岛底板垫层施工完成。02、加快实施海水综合利用《海阳核电大型海水淡化工程可行性研究报告》已通过专家评审，正在根据专家意见进行可研的最后收口工作。项目选址定为核电厂二号门岗外路北地块，现已完成土地预审。目前项目前期环评、地勘、规划设计方案等项目前期工作正在推进中，项目环评报告表正在编制，地形测量及初勘正在进行项目立项招标。03、国电投海上风电及陆上集控中心项目已完成公司名称预核准（国家电投集团海阳能源发展有限公司）；主机、升压站一次设备、海缆已定标，陆上集控运维中心已完成土地预审、勘测定界、土地评估以及平面规划、施工图初设，已缴纳征地准备金和失地农民保障金，并签订四方（财政、国土、人社、村委）协议，土地手续已通过省自然资源厅审核，缴纳完成新增建设用地补偿费，等待省政府批复。目前正在进行场地平整和围墙施工。04、华能海上风电及陆上运维中心项目已完成工商注册，公司名称为“华能烟台新能源有限公司”，主机、升压站一次设备、海缆已定标，陆上集控运维中心已完成土地预审、勘测定界、土地评估以及平面规划、施工图初设，已缴纳征地准备金和失地农民保障金，并签订四方（财政、国土、人社、村委）协议，林业手续已取得省自然资源厅批复，土地手续已通过省自然资源厅审核，缴纳完成新增建设用地补偿费，等待省政府批复。目前正在进行场地平整和围墙施工。05、远景能源海上风电产业园项目已完成工商税务登记、土地、立项、环评、用地规划许可等手续，正在办理工程规划许可。施工总承包已进场，完成场地平整，正在进行备件仓库主体施工。06、中核控制二期项目科研楼和钢结构车间主体工程已完工，处于内部装修阶段，现已完成区域分隔，正在进行墙面处理和地面垫层施工，生产设备已同步启动采购策划。室外绿化工程已完成立项，目前正在优化设计方案，现场完成场地平整。07、国核运行核电运营服务中心项目研发楼、实验厂房外墙保温全部完成，开始内部装修，综合楼砖基础砌筑和回填、压实已完成。免责声明：以上内容转载自北极星风力发电网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】中国风电新闻网讯：近日，科技部发布国家重点研发计划“可再生能源与氢能技术”等重点专项2020年度项目申报指南，专项按照太阳能、风能、生物质能、地热能与海洋能、氢能、可再生能源耦合与系统集成技术6 个创新链（技术方向），共部署38 个重点研究任务。专项实施周期为5 年（2018—2022 年）。涉及2项风能重点研究任务：1、新型高效风能转换装置关键技术（基础研究类）研究内容：面向我国高空、海上等风资源多元化利用需求，研发不同电网连接方式下兆瓦级概念创新型高效风能转换装置。具体包括：风能转换装置的新概念、新机理和高效能量转换关键技术；开展关键系统及设备可行性研究，提出概念设计方案、样机试制及其系统平台验证的实施方案；微网、离网或并网条件下新型风力发电系统智能控制和能量综合利用关键技术。考核指标：完成兆瓦级创新型高效风能转换装置概念设计，建立数字虚拟仿真模型，理论最大风能转换效率CPmax≥0.5，能量综合利用效率≥40%，设计寿命≥25 年；完成样机试制，关键零组件可行性论证及测试方法通过第三方评估；并网型可连续运行≥7 天，微网或离网型可连续运行≥14 天。2、大型柔性叶片气动弹性设计关键技术（共性关键技术类）研究内容：针对大型风电叶片的设计需求，研究大型柔性叶片气动弹性设计关键技术，自主建立大型柔性叶片动态仿真模型和设计方法。具体包括：湍流风况下大型柔性风电叶片气动—结构耦合动态响应模拟和测试技术；大型柔性叶片气弹稳定性机理和破坏性颤振预测技术；大型柔性风电叶片被动降载和颤振控制技术；基于气弹耦合效应的大型叶片高效、低载、轻量化设计技术。考核指标：自主开发风电叶片动态仿真软件1 套，通过测试验证，动态变形和动态载荷计算误差≤15%；提出适用于大型柔性风电叶片颤振的工程判据，通过实验或测试验证并形成工具包1个，颤振速度预测误差≤15%；叶根疲劳载荷降低≥3%，叶根极限载荷降低≥5%，颤振边界≥风轮额定转速的120%；耦合气动弹性关键技术，自主开发大型柔性叶片设计软件1 套，满足90m~120m 叶片设计需求，并应用于100m 级风电叶片设计，所设计叶片需通过第三方设计评估，并完成样片研制，最大风能吸收效率CPmax≥0.49，相对于同级别叶片减重≥2%。科技部关于发布国家重点研发计划“制造基础技术与关键部件”等重点专项2020年度项目申报指南的通知国科发资〔2020〕63号各省、自治区、直辖市及计划单列市科技厅（委、局），新疆生产建设兵团科技局，国务院各有关部门科技主管司局，各有关单位：根据国务院印发的《关于深化中央财政科技计划（专项、基金等）管理改革的方案》（国发〔2014〕64号）的总体部署，按照国家重点研发计划组织管理的相关要求，现将“制造基础技术与关键部件”等重点专项2020年度项目申报指南予以公布。请根据指南要求组织项目申报工作。有关事项通知如下。一、项目组织申报工作流程1. 申报单位根据指南支持方向的研究内容以项目形式组织申报，项目可下设课题。项目应整体申报，须覆盖相应指南方向的全部考核指标。项目申报单位推荐1名科研人员作为项目负责人，每个课题设1名负责人，项目负责人可担任其中1个课题的负责人。2. 项目的组织实施应整合集成全国相关领域的优势创新团队，聚焦研发问题，强化基础研究、共性关键技术研发和典型应用示范各项任务间的统筹衔接，集中力量，联合攻关。3. 国家重点研发计划项目申报评审采取填写预申报书、正式申报书两步进行，具体工作流程如下。——项目申报单位根据指南相关申报要求，通过国家科技管理信息系统填写并提交3000字左右的项目预申报书，详细说明申报项目的目标和指标，简要说明创新思路、技术路线和研究基础。从指南发布日到预申报书受理截止日不少于50天。——项目牵头申报单位应与所有参与单位签署联合申报协议，并明确协议签署时间；项目牵头申报单位、课题申报单位、项目负责人及课题负责人须签署诚信承诺书，项目牵头申报单位及所有参与单位要落实《关于进一步加强科研诚信建设的若干意见》要求，加强对申报材料审核把关，杜绝夸大不实，甚至弄虚作假。——各推荐单位加强对所推荐的项目申报材料审核把关，按时将推荐项目通过国家科技管理信息系统统一报送。——专业机构受理项目预申报。为确保合理的竞争度，对于非定向申报的单个指南方向，若申报团队数量不多于拟支持的项目数量，该指南方向不启动后续项目评审立项程序，择期重新研究发布指南。——专业机构组织形式审查，并根据申报情况开展首轮评审工作。首轮评审不需要项目负责人进行答辩。根据专家的评审结果，遴选出3~4倍于拟立项数量的申报项目，进入答辩评审。对于未进入答辩评审的申报项目，及时将评审结果反馈项目申报单位和负责人。——申报单位在接到专业机构关于进入答辩评审的通知后，通过国家科技管理信息系统填写并提交项目正式申报书。正式申报书受理时间为30天。——专业机构对进入答辩评审的项目申报书进行形式审查，并组织答辩评审。申报项目的负责人通过网络视频进行报告答辩。根据专家评议情况择优立项。对于支持1~2项的指南方向，原则上只支持1项，如答辩评审结果前两位的申报项目评价相近，且技术路线明显不同，可同时立项支持，并建立动态调整机制，结合过程管理开展中期评估，根据评估结果确定后续支持方式。二、组织申报的推荐单位1. 国务院有关部门科技主管司局；2. 各省、自治区、直辖市、计划单列市及新疆生产建设兵团科技主管部门；3. 原工业部门转制成立的行业协会；4. 纳入科技部试点范围并且评估结果为A类的产业技术创新战略联盟，以及纳入科技部、财政部开展的科技服务业创新发展行业试点联盟。各推荐单位应在本单位职能和业务范围内推荐，并对所推荐项目的真实性等负责。国务院有关部门推荐与其有业务指导关系的单位，行业协会和产业技术创新战略联盟、科技服务业创新发展行业试点联盟推荐其会员单位，省级科技主管部门推荐其行政区划内的单位。推荐单位名单在国家科技管理信息系统公共服务平台上公开发布。三、申报资格要求1. 项目牵头申报单位和参与单位应为中国大陆境内注册的科研院所、高等学校和企业等，具有独立法人资格，注册时间为2019年3月31日前，有较强的科技研发能力和条件，运行管理规范。国家机关不得牵头或参与申报。项目牵头申报单位、项目参与单位以及项目团队成员诚信状况良好，无在惩戒执行期内的科研严重失信行为记录和相关社会领域信用“黑名单”记录。申报单位同一个项目只能通过单个推荐单位申报，不得多头申报和重复申报。2. 项目（课题）负责人须具有高级职称或博士学位，1960年1月1日以后出生，每年用于项目的工作时间不得少于6个月。3. 项目（课题）负责人原则上应为该项目（课题）主体研究思路的提出者和实际主持研究的科技人员。中央和地方各级国家机关的公务人员（包括行使科技计划管理职能的其他人员）不得申报项目（课题）。4. 项目（课题）负责人限申报1个项目（课题）；国家科技重大专项、国家重点研发计划重点专项、科技创新2030—重大项目的在研项目（含任务或课题）负责人不得牵头申报项目（课题）。国家重点研发计划重点专项、科技创新2030—重大项目的在研项目负责人（不含任务或课题负责人）也不得参与申报项目（课题）。项目（课题）负责人、项目骨干的申报项目（课题）和国家科技重大专项、国家重点研发计划、科技创新2030—重大项目在研项目（课题）总数不得超过2个；国家科技重大专项、国家重点研发计划、科技创新2030—重大项目在研项目（含任务或课题）负责人不得因申报国家重点研发计划重点专项项目（课题）而退出目前承担的项目（含任务或课题）。国家科技重大专项、国家重点研发计划、科技创新2030—重大项目的在研项目（含任务或课题）负责人和项目骨干退出项目研发团队后，在原项目执行期内原则上不得牵头或参与申报新的国家重点研发计划项目。计划任务书执行期（包括延期后的执行期）到2020年12月31日之前的在研项目（含任务或课题）不在限项范围内。5. 特邀咨评委委员不能申报项目（课题）；参与重点专项实施方案或本年度项目指南编制的专家，不能申报该重点专项项目（课题）。6. 受聘于内地单位的外籍科学家及港、澳、台地区科学家可作为重点专项的项目（课题）负责人，全职受聘人员须由内地聘用单位提供全职聘用的有效材料，非全职受聘人员须由内地聘用单位和境外单位同时提供聘用的有效材料，并作为项目预申报材料一并提交。7. 申报项目受理后，原则上不能更改申报单位和负责人。8. 项目的具体申报要求，详见各重点专项的申报指南。各申报单位在正式提交项目申报书前可利用国家科技管理信息系统公共服务平台查询相关科研人员承担国家科技重大专项、国家重点研发计划重点专项、科技创新2030—重大项目在研项目（含任务或课题）情况，避免重复申报。四、具体申报方式1. 网上填报。本次申报试行无纸化申请，请各申报单位严格遵循国家、地方各项疫情防控要求，创新工作方法，充分运用视频会议、线上办公平台等信息化手段组建研发团队，减少人员聚集，通过国家科技管理信息系统公共服务平台（http://service.most.gov.cn）进行网上填报。项目管理专业机构将以网上填报的申报书作为后续形式审查、项目评审的依据。申报材料中所需的附件材料，全部以电子扫描件上传。确因疫情影响暂时无法提供的，请上传依托单位出具的说明材料扫描件，项目管理专业机构将根据情况通知补交。项目申报单位网上填报预申报书的受理时间为：2020年4月20日8:00至5月20日16:00。进入答辩评审环节的申报项目，由申报单位按要求填报正式申报书，并通过国家科技管理信息系统提交，具体时间和有关要求另行通知。2. 组织推荐。请各推荐单位于2020年5月27日16:00前通过国家科技管理信息系统公共服务平台逐项确认推荐项目，并将加盖推荐单位公章的推荐函以电子扫描件上传。3. 技术咨询电话及邮箱：010-58882999（中继线），program@istic.ac.cn。4. 业务咨询电话：（1）“制造基础技术与关键部件”重点专项咨询电话：010-68207732、68207731。（2）“网络协同制造和智能工厂”重点专项咨询电话：010-68104423。（3）“智能机器人”重点专项咨询电话：010-68104487。（4）“重点基础材料技术提升与产业化”重点专项咨询电话：010-68104475、68338939。（5）“战略性先进电子材料”重点专项咨询电话：010-68104778、68338941。（6）“综合交通运输与智能交通”重点专项咨询电话：010-68104462。（7）“智能电网技术与装备”重点专项咨询电话：010-68207731、68207732。（8）“可再生能源与氢能技术”重点专项咨询电话：010-68104430、68104408。（9）“核安全与先进核能技术”重点专项咨询电话：010-68104430、68104408。（10）“宽带通信和新型网络”重点专项咨询电话：010-68104457。（11）“物联网与智慧城市关键技术及示范”重点专项咨询电话：010-68208208、68207769。（12）“地球观测与导航”重点专项咨询电话：010-68104417。（13）“现代服务业共性关键技术研发及应用示范”重点专项咨询电话：010-88377340。