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海上風電市場前景及產業鏈格局解讀分析
2018-09-30 來源:中投投資咨詢網
 風能資源儲備豐富,海上風電前景廣闊
 
風力發電是可再生能源領域中技術最成熟、最具規??⑻跫蛻桃禱⒄骨熬暗姆⒌綬絞街?。
 
風能開發和利用不受資源約束,環境影響小,可以大規模和可持續發展。
 
全球的風能約為2.74×10^9MW,其中可利用的風能為2×10^7MW。在現有風電技術條件下,我國風能資源足夠支撐10億千瓦以上風電裝機,風力發電將是未來能源和電力結構中的一個重要的組成部分。
 
同時,發展風力發電對于解決能源?;?、減緩氣候變化、調整能源結構有著非常重要的意義。
 
我國海上風能資源豐富,近海風能可供開發資源達到5億千瓦。
 
我國海岸線遼闊,海上風能資源豐富,主要集中在東南沿海地區。
 
我國東南沿海及附近島嶼的有效風能密度為200-300瓦/平方米以上,全年大于或等于3米/秒的時數約為7000多小時,大于或等于6米/秒的時數約為4000小時。
 
根據發改委能源研究所發布的《中國風電發展路線圖2050》報告,中國水深5-50米海域,100米高度的海上風能資源開放量為5億千瓦,總面積為39.4萬平方千米。
 
不同省份的海上風力資源和地質條件差異明顯。
 
我國風能資源最豐富的區域出現在臺灣海峽,由該區域向南、北兩側大致呈遞減趨勢。
 
具體而言,江蘇、山東等長江以北屬于典型的低風速、無臺風風險市場,需求大葉輪機組,河北、遼寧等更北部海域還要考慮海冰的影響;
 
廣東、浙江等屬于典型的低風速、有臺風風險市場,需求的是大葉輪抗臺風機組;
 
福建、粵東部分區域、臺灣海峽等屬于典型的高風速、有臺風風險市場,需求的是更大容量抗臺風機組。
 
利用風能資源發展風電,為實現非化石能源占一次能源消費比重達到15%的目標提供重要支撐。
 
在國家相關部門重視和多重政策的支持下,風電已成為我國第三大電源,從補充能源進入替代能源的發展階段。
 
《風電發展“十三五”規劃》指出,“十三五”期間風電建設總投資將達到7000億元以上,到2020年底,風電年發電量要確保達到4200億千瓦時,約占全國總發電量的6%。
 
增加可再生能源在一次能源消費結構中的比例,并以最終和清潔煤電價匹配為發展目標。
 
風電發展向非限電地區轉移,海上風電優勢顯著
 
陸上風電發展增速趨緩,棄風限電現象略有好轉。
 
2017年陸上風電新增裝機18.50GW,相比較2016年22.78GW的新增裝機量,同比下降18.79%,陸上風電發展增速有所放緩。
 
2018年一季度,全國平均利用小時數592小時,同比增加124小時;全國棄風電量為91億千瓦時,同比下降44億千瓦時;棄風率為8.5%,同比下降7.9個百分點,與2017年相比棄風限電情況明顯好轉;但國家電網提出的目標是在2020年棄風率控制在5%以內。
 
陸上風電發展受限使得海上風電成為風電發展新出路。
 
陸上風電發展主要受限于棄風消納問題,棄風現象嚴重主要在于系統調峰能力嚴重不足,新能源發電與送出工程建設進度不同步和體制機制的問題。
 
新能源富集地區不同程度地存在跨省、跨區通道能力不足問題,已成為制約新能源消納的剛性約束。
 
而海上風場基本都建設在沿海100-200公里以內,距離負荷中心較近,減少電力傳輸損失,并且常年有風,所以很適合電負荷中心的需求。
 
海上風電的發展,有望滿足行業發展增量需求,成為風電發展新出路。
 
海上風電利用小時數超陸上風電,發電量優勢顯著。陸上風電年均利用小時數為2200左右,海上風電根據資源條件不同,利用小時數一般也不同,但是平均利用小時數可以達到3000小時以上。
 
相較于陸上風電,目前我國海上風電單機容量以2.5-5MW為主,高于陸上風電以2MW類型為主的單機容量。
 
隨著技術水平提高,單機規模持續擴大,更強更穩的風力以及更高的利用小時數,海上風電的發電優勢將更加顯著。
 
海上風電能夠為我國東南沿海省份提供有效的能源補充。
 
海上風能資源主要處于東部沿海地區,以福建、浙江、山東、江蘇和廣東五個省份為主。
 
東部沿海省市是國內經濟最發達的地區,用電領先并處于電負荷中心,為大規模發展海上風電提供了足夠的市場空間。
 
同時,這些省市電力供應緊張,用電增長速度較快,隨著火電裝機量的進一步走弱,用電缺口將進一步擴大,海上風電可以作為目前常規使用能源的有效補充。
 
2017年,海上風力資源所在的主要五個東南沿海省份(福建、浙江、山東、江蘇和廣東)總用電量為23502億千瓦時,是西北地區的6.1倍左右,消納能力強。
 
▌海上風電全面啟動,市場空間超千億
 
風電行業新增裝機量短期下滑,長期看行業發展穩定向上。
 
受2015年風電搶裝帶來的需求透支、紅六省限裝的影響,2016年與2017年風電行業新增裝機需求量持續下滑。
 
2017年全國新增風電并網裝機容量19.66GW,較2016年的23.37GW,同比下降15.88%。
 
不同于2010-2012年的風電行業,在平價上網日趨臨近的大背景下,風機行業需求不存在大幅下滑的風險,長期看風電行業總體發展穩定。
 
風電投資重心逐漸向非限電地區轉移,海上風電有望受益。2017年三北地區新增裝機占比呈小幅下滑,由2016年53%降為2017年51%。
 
同時中東部及南方地區新增裝機由2016年的47%增至2017年的49%。
 
“三北”地區棄風限電嚴重,同時由于技術進步使低風速區域可利用率提升,風電投資重心逐漸向中東部地區轉移。海上風能資源區多集中于非限電地區,海上風電有望直接受益。
 
海上風電裝機實現大幅度增長。
 
根據中國風能協會的統計,2017年,我國海上風電新增裝機(吊裝量)319臺,容量達到1160MW,比上年增長97%,海上風電裝機增速有較明顯的優勢。
 
海上風電累計裝機量呈現爆發式增長,由2010年150MW增長至2017年的2790MW。
 
海上風電新增裝機占綜合新增裝機的比重迅速上升,由2010年的0.74%增長至2017年的5.90%,占比逐步提升。
 
海上風電全面啟動,發展前景廣闊。
 
2017年海上風電全面啟動,海上風電裝機規模持續擴大,2017年國內海上風電項目招標3.4GW,同比增長81%,占全國招標量的12.5%。
 
根據國家《風電發展“十三五”規劃》,到2020年全國海上風電開工建設規模達到10GW,力爭累計并網容量達到5GW以上,重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設。
 
我國未來四年海上風電裝機容量年復合增長率超過75%。
 
結合“十三五”海上風電發展目標,風能咨詢機構MAKE預計,截至2020年中國海上風電累計裝機容量將達到15.78GW(吊裝量)。按照預計,未來3年海上風電累計裝機容量復合增長率超過75%。
 
以海上風電投資開發成本14000元/KW測算,結合2020年我國海上風電累計裝機容量15.78GW的估計值,預計到2018-2020年我國海上風電建設投資市場空間約1800億元。

海上風電呈現與陸上風電相異的產業格局
 
海上風電投資開發包括項目開發前期工作、風電場項目建設以及運營維護。
 
前期包括海上風電規劃、申請項目開發權、申請項目核準3個階段。
 
海上風電規劃包括地址選擇、實地勘察、項目環評及方案設計研究等。
 
海上風電場則主要由一定規模的風電基礎和輸電系統構成,風電基礎包括風電機組如葉片、風機、塔身和機組安裝等部分,輸電系統則由交流集電線路,海上升壓站和無功補償設備,海底電纜,陸上變電站和無功補償設備組成,已建成海上風電場大部分采用高壓交流輸電系統(HVAC)。運營維護由風電整機廠商和運營商共同負責。
 
海上風電產業異于陸上風電產業,區別于陸上風電發展。
 
從本質上看,陸上風電是“機組+電網+一般性電力工程”;海上風電則是“風電項目+海洋工程”,海底光纜、海上樁基及海上裝機如吊船、打樁船是海上風電項目重要組成部分。
 
不同于陸上風電項目建設,海上風電的發展一定程度上借鑒海洋工程的技術,牽扯到海域功能的區分,航道,電纜的鋪設,海上風機的設計、施工和安裝,并網,環保,甚至國防安全等一系列問題。
 
從設計、制造、安裝、運維各個方面要提升到一個更高的高度,發展模式異于陸上風電。
 
海上、陸上風電的成本構成比例差異顯著,呈現不同的產業格局。由于涉及海洋工程,海上風電項目比陸上風電多了海上樁基及海底光纜,開發投資成本構成不同。
 
海上風電機組基礎、變電站工程、樁基、運輸安裝和輸電線路費用較高,導致海上風電單位造價高于陸上風電;同時海上裝機需要專業風電運輸安裝船以及吊船,海上風電安裝成本顯著高于陸上風電安裝成本。
 
國內海上風電暫時還處于探索發展階段,國產海上風機大多是對陸上風機進行改裝或升級,通過提升陸上風機容量,做一些防腐措施改造成海上風機。
 
面對惡劣的海洋環境,風機可靠性會大打折扣,導致海上風電運維成本很高。
 
由此導致海上、陸上風電的成本構成比例差異顯著,海上風電風電機組成本占比為32%(含風塔),遠低于陸上風電70%(含風塔),相反海上風電的運營、安裝等成本占比則遠高于陸上風電,產業格局相異。
 
海上風電項目在硬件方面主要由風電機組、風塔及樁基、海底電纜三部分組成。
 
在海上風電的總投資中,整機、風塔、海底光纜等設備投資約為50%,按照目前海上風電平均開發投資造價14000元/KW計算,2018-2020年面向整機制造商以及周邊部件供應商如樁基、海底光纜等的海上風電市場近900億元。
 
海上風電產業鏈結構同陸上風電相似,主要分為運營、整機制造、零部件三環節。
 
從產業鏈環節來看,海上風電和陸上風電沒有明顯區別,自下而上分為風電場運營、風電整機制造、風機零部件制造三個環節。
 
目前海上風電運營商主要是五大集團及其下屬能源公司,例如南方電網綜合能源有限公司、華能、大唐、申能、國家電投、三峽、中核、中廣核等;
 
風電整機相對市場化,海上風電累計裝機容量目前國內排名靠前的是金風科技、遠景能源等,零部件環節由于技術門檻較低,涉及公司較多,主要以葉片、塔架、齒輪箱等生產商為主。
 
海上風電的主要開發運營商為大型電力央企
 
海上風電的主要開發運營商為大型電力央企。與陸上風電相比,海上風電的技術壁壘更高,開發商較為單一,國電集團、中廣核、魯能、申能、中水電、三峽新能源等傳統電力風電企業占據海上風電主要份額。
 
2016年,海上風電運營開發商前三的分別為國能投、中廣核以及三峽新能源,累計裝機容量分別為534.5MW、208MW、202MW;占比分別為33%、13%、12%。
 
核心零部件和原材料是風電機組的關鍵部分
 
風電機組在海上風電項目中成本占比最高,占單位總投資約 32%。按照目前海上風電平均開發投資造價 14000 元/KW 計算,2018-2020 年對應市場空間為約為 580 億元。
 
風電機組主要由葉片、齒輪箱、發電機、電控系統、塔架等組成。涉及關鍵原材料有鋼、鋁、銅、混凝土、玻璃纖維、碳纖維、環氧樹脂、永磁材料等,其中鋼材、碳纖維復合材料和永磁材料有望得到更多關注。
 
風機葉片是風力發電機組的關鍵核心部件之一,關注碳纖維復合材料。葉片設計、制造及運行狀態的好壞直接影響到整機的性能和發電效率,對風電場運營成本影響重大。
 
從零部件價值量的角度來看,葉片價值量極大,其成本約占風機總成本的 22.2%,2018-2020年對應的市場空間約為 130 億元。
 
隨著風電機組尺寸的增大及海上風電的發展,葉片將越來越長且擁有更高葉尖線速度(至 120 米/秒),未來風電機組葉片的大型化和輕質化將成為葉片發展主要方向。
 
目前,風電葉片主要以玻璃纖維作為增強材料,但為滿足風電機組葉片的大型化和輕質化要求,未來中國在風電葉片的生產中將更多使用碳纖維。
 
按《中國風電發展路線圖 2050》規劃, 2020 年、2030 年、2050 年應用碳纖維的風電機組市場份額預計將達到 22.16%、35.45%、61.70%。
 
齒輪箱的可靠性對風機的壽命起著決定性的作用,尤其是海上大功率風電齒輪箱。
 
風力發電機齒輪箱位于機艙內部,是目前兆瓦級風機傳動鏈中的薄弱環節,屬易過載和過早損壞率較高的部件,其成本占風機總成本約 12.91%,2018-2020 年對應的市場空間約 80 億。
 
發電機約占風力發電機組成本的 6%左右,其核心部件為轉子及支架、定子及支架、動定軸等。
 
目前雙饋式風力機組采用的發電機包括同步發電機和異步發電機。異步發電機較同步發電機而言,需要的維護較少,更適合海上風電場。相比雙饋式發電機,直驅式風機的發電機為低速多級發電機,轉數低,磁極數多,體積和重量均比雙饋式風機要大。
 
風機控制系統成本占風電系統總成本的 15%左右,包括控制系統、偏航系統、制動系統、油冷系統、水冷系統、變頻器、變槳系統、電池系統、安全鏈等。
 
風機控制系統是綜合性控制系統,用于監視電網、風況和機組的運行參數。對機組進行并網、脫網控制,以確保運行過程的安全性和可靠性。
 
同時還要根據風速、風向的變化,對機組進行優化控制,以提高機組的運行效率和發電量。
 
鋼材、永磁材料等關鍵原材料影響風電產業的發展。鋼材用量約占機組總重量的 90%,鋼材的供給需求及價格波動將直接影響風電成本。
 
永磁材料是影響直驅風電機組的關鍵原材料,其需求將隨著直驅風電機組市場規模的擴大而快速增加,這兩類材料的供應應得更多關注。
 
以目前中國已探明的稀土資源儲量(約 9030 萬噸)和產量增長趨勢來判斷,未來風電產業所需的永磁材料供應量充足。
 
整機制造商市場份額集中,國內外技術水平逐步縮小
 
風電制造商紛紛布局大兆瓦海上風電機組。
 
隨著海上風電裝機需求增長,風電制造商積極布局海上風電,研發大兆瓦海上風電機組。
 
5MW及以上風電機組已逐漸成為國內外主要風電廠商的發展重點,國外8MW機組已完成商業化應用,10MW機組也已經到實驗樣機階段,其中維斯塔斯8MW風電機組、Enercon7.5MW風電機組、西門子7MW風電機組、通用電氣6MW風電機組、歌美颯5MW風電機組等均得到了廣泛應用。
 
國內風機廠商如華銳風電6MW、聯合動力6MW、金風科技6MW、東方 電氣5.5MW、海裝風電5MW等海上風電機組陸續下線安裝,處于樣機試驗階段。
 
國內海上發電機組面臨著技術缺乏有效驗證、標準缺失等明顯短板,與海外技術差距明顯。
 
我國海上風電機組容量以3MW-4MW為主,5MW-6MW風電機組多處于小批試驗階段,自主研發有所突破,但技術缺乏有效驗證,核心技術仍依賴于海外成熟技術。
 
同比之下,歐洲6MW海上風電機組已形成產業化能力并批量安裝,8.5MW及9.5MW海上風電機組進入樣機試運行階段,12MW的海上風電機組也已經開始進設計,與國外技術水平仍有較大的差距。國內海上風電機組受限于規模生產及技術水平,國產替代有望降低高成本。
 
國內機組一般由陸上風電機組經過防腐等適應性改造后下?;蚴且M獬墑旒際?,國內整機制造商并不掌握核心技術,尤其是大功率海上風電機組。
 
由于無法實現國產化,受限于規模生產及技術水平,國內風電機組造價成本較高,為5000-8000元/KW。
 
目前國內陸上風電機組由于完全國產化,使得造價成本全球最低,因此,只有針對中國海域海床條件和風資源特點,自主研制具有核心技術的國產化海上風電機組才是國內海上風電發展的出路。
 
海上風電機組制造商數量較少,市場份額集中。
 
截至2017年底,海上風電機組供應商共11家,其中累計裝機容量達到150MW以上的機組制造商有遠景能源、金風科技、華銳風電等,市場份額高度集中。
 
2017年,中國海上風電新增裝機319臺,容量達到1160MW,同比增長89.8%,共有8家制造企業有新增吊裝,主要有金風科技、遠景能源和重慶海裝。
 
風電塔架及樁基技術含量高,行業具有較高毛利率
 
風塔是風電產業鏈中風電機組的重要組成部分。
 
風電機組是風電項目的核心部分,風塔成本約占風電整機總成本的20%左右,約占海上風電項目投資成本8%,為整套風機提供支撐力。
 
其主要功能是支承風力發電機的機械部件,發電系統(重力負載),承受風輪的作用力和風作用在塔架上的力,具有足夠的疲勞強度,能夠承受風輪引起的振動載荷,包括起動和?;鬧芷諦雜跋?、突風變化、塔影效應等。
 
除塔體外,其內部通常有爬梯、電纜、電纜梯、平臺等結構。
 
海底電纜是海上風電項目開發重要環節
 
海底電纜是海上風電與陸上風電較為主要的區別所在,海上風電投資占比約為5-7%。
 
海上環境惡劣,對于海纜的制作工藝、運輸安裝、后期維護等提出很高要求。相較于陸上風電,海纜廠家相比于陸纜廠家可選性少,海纜施工難度較大,需要專業的敷纜單位來完成,后期維護費用較高。
 
陸纜單公里費用約25~70萬元,相較于陸上電纜,35kV海纜單公里費用在70~150萬元(考慮不同截面),220kV海纜單公里費用在400萬元,電纜投資增加較多,同時海纜投資規模同海上風電投資規模同比增加。
 
海底線纜目前廣泛運用的是海底光電復合纜,直接降低了項目的綜合造價和投資,并間接地節約了海洋調查的工作量和后期路由維護工作。
 
海底光電復合纜即在海底電力電纜中加入具有光通信功能及加強結構的光纖單元,使其具有電力傳輸和光纖信息傳輸的雙重功能,完全可以取代同一線路敷設的海底電纜和光纜,節約了海洋路由資源,降低制造成本費用、海上施工費用和路岸登陸費用。
 
我國近兩年建設的近海試驗風電場全部采用海底光電復合纜實現電力傳輸和遠程控制。
 
海上風電安裝船及運維市場開啟,發展前景廣闊
 
海上風電機組安裝專用船的短缺是導致海上風電場開發成本高昂的關鍵因素之一。
 
海上風電安裝船是高度精密的海上設施,能將風機和基礎安裝設備運輸至風電場址,并配備適合各種安裝方法的起重設備和定位設備。
 
早期的安裝船舶都是借用或由其他海洋工程船舶改造而成,但隨著風機的大型化,起重高度和起重能力的要求提高,海上風機安裝的專用船舶需求增長。
 
海上風電安裝船的建造周期較長,需要2-3年時間,需要提前訂購來滿足預期的市場需求。
 
目前,我國海上風電技術支撐相對薄弱,對海上風電機組的設計施工、研究試驗不足,海上風電安裝專用船舶短缺,這些因素直接導致海上風電開發成本過高。專用安裝設備需求顯現,發展前景驅動企業布局。
 
隨著海上風電全面提速,對專業船舶需求日益增長。國內船舶制造企業積極布局海上風電安裝設備及平臺。
 
中船重工(重慶)海裝風電設備公司投重金用于海上風電設備研制,其中重要一項就是要建造海上風電安裝船;中船集團708所也自主研發,為南通海洋水建設計了我國首艘自升式海上風電安裝船“海洋38”號。
 
龍源振華大力發展海上風電安裝設備,目前擁有世界最大安裝船“龍源振華三號”。此外,也有諸如江蘇盛裕風電設備有限公司等民營企業提前布局,希望搶占海上風電安裝的先機。大規模海上風電項目投運,海上運維市場開啟。
 
海上風電風險較大,機組故障率高,維修工作大,需要定期或不定期的對海上風機及升壓平臺進行養護,海上運維市場前景廣闊。
 
由于國內海上風電處于初步發展階段,國內海上風電尚無長期運營經驗和成本數據積累,海上運維市場尚處于起步階段。根據目前國內已建成的海上風電場運維情況看,海上運維工作量是陸上的2-4倍,費用遠超陸上風電。
 
盡管海上運維門檻高、起步晚,但隨著我國海上風電的發展,未來將形成陸上運維和海上運維市場的細分格局
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