深远海漂浮式风电的投资机会解读

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要点：

近几年，全国实际上整个风电建设都在往海上风电倾斜。特别像浙江，浙江、江苏、广东这些省份，包括后面的山东、大连都有很多海上风电规划。传统海上风电的用固定式基础的，最远的海区已经到85公里开外。

海上风电的技术形式主要还是看水深，基本50米以上水深就要逐渐用到漂浮式。

伴随漂浮式未来规划化，有望摊薄基础、输变电成本。现有漂浮式风机“引领号”、“扶摇号”方面，一方面，基础成本（可能刚迈入市场，技术设计偏保守的影响）可能相对比较昂贵，因为都可能第一次接触，还有很大原因在于海风电厂的建设成本里占比非常高的输电设备。因为只有一台风机，中期是没办法把平摊这部分成本的。所以如果随着技术逐渐成熟，整个市场会逐渐有一个批量的装机投产，这样整个风电厂的建造成本会随着装机数量的增加而被迅速的被拉平、下降。

海上漂浮式商业化预估是非常快的，且国外已经开始在商业化了。如海南把漂浮式特别提出，作为一个全球最大的商用漂浮式的项目来打造。可以预期随着这个项目在2025年的投产运行，接下来几年国内将会有更多漂浮式应用。

平价预期：平价要27年达到，2025年第一个项目只有200MW项目，靠它达到平价，难度比较大，2025、2026，更多漂浮式项目被释放出来，26、27年逐步实现平价。

浮体、锚链价值量测算：按照6.2MW一个浮体6000万计算，1gw价值量是97亿（固定式单gw大约20亿），示范项目的浮体用的比较保守，用更大风机之后不会有1gw97亿，比97亿低，但是会比比20高。锚链3000万（1gw价值量是48亿）。

正文：

深远海发展背景：主要从技术角度来阐述，我国风电发展到现在，基本上好的陆上风电已经被占用完了。在几年，全国实际上整个风电建设都在往海上风电倾斜，特别像浙江，浙江、江苏、广东这些省份，包括后面的山东、大连都有很多海上风电规划。

特点：而海上风电因为中国电网的特点，以前的陆上风电，都是在陆上发电以后再往用电大户送，大户都是集中在海上的，所以送电部分的成本是非常高昂的。所以现在特点之一是把应用电主要集中在沿海地区，基于此开发海上风电。而第二个特点就是海上风电的风非常稳定，不会向陆风受地形的影响，发电效率更大，发电的可运用小时数非常高。

举例：如果陆上只有3600小时一年，同样设备在海上可以达到四五千小时每年，效率非常高。而海上风电现的深远海概念，最开始定义的沿海50海里，但现在实际上并不是这么简单去规划了。像现在这种传统海上风电的用固定式基础的，最远的海区已经到85公里开外。

技术形式选择：海上风电的技术形式主要还是看水深，而中国特点是每个省份的水深不同，像江苏如东一带，水深就普遍比较低、比较浅，很多都是50m以下，在这种情况下用固定式的基础，基本上还能够有较高收益。但在其他海域，如像最近的漂浮式风机有一个项目，海域距离海岸线12公里，但水深就已经差不多达100米。像这种情况没办法去使用这种固定式基础的，因为会对整个成本造成非常大的提升。

随着海上风电近几年迅猛的规划，像浅水50米深以下海域，风场的选址规划，基本上大部分都已经占完了。还有很多风资源非常好的，特别是在一些用电大户的省份，它们的海域水深都是比较深的。所以这种情况下，基本上现在把漂浮式作为研究重点策划。从近几年看，比较典型的案例，像明阳、海装，各有一个示范项目已经在装，目前成本相对较高。但里面有很多因素影响，因为这两个项目基本上都只装有一台漂浮式风机。

漂浮式风机情况：漂浮式风机除了现在的基础成本（可能刚迈入市场，技术设计偏保守的影响）可能相对比较昂贵，因为都可能第一次接触，还有很大原因在于海风电厂的建设成本里占比非常高的输电设备。不管是一台风机还是一个风场，十几台风机，都要用很多电缆，还有电力站基设备的制造。实际上述两个项目，因为只有一台风机，中期是没办法把平摊这部分成本的。所以如果随着技术逐渐成熟，整个市场会逐渐有一个批量的装机投产，这样整个风电厂的建造成本会随着装机数量的增加而被迅速的被拉平、下降。

举例：一个很典型案例是，最开始的海上风电固定式，基础的机组建造成本差不多是1.2w到1.5w之间（2012年时候），在3-5年时间内，成本基本上就被砍掉一半多，到现在整个海上风电报价可能已经打破最开始的预期。

漂浮式目前已经是比较成熟的技术，只是需要随着这市场的规模化，就可能迅速地成熟应用。

海南万宁项目情况：

海南万宁的项目是在去年12月份开工的，目前还处于变电站的一些基础建设方面。项目的整个规划是100万KW，两期，第一期200MW，2025 年底要全部建成并网，第二期800MW。

以漂浮式风机开发的过程来看，虽然现在还处于一个周边配套设备的建设阶段，但现在整个项目已经开始进行海域资源的调研，海域资源的数据应该是前期很多在收集，收集后整理出来，再发给各个需要、有兴趣投标的主机厂，他们会根据海域数据来进行设计。最大核心在于浮体上面，会涉及到对整个海况的分析，会采集至少一年的海浪、海风等数据进行设计。

预计整个项目的招投标应该在今年的五六月份的时候。如果2025年底要全部建成并网，基本上在2024年就要开始逐步的有风机向风场去运送。

发展趋势：

海上漂浮式商业化预估是非常快的，且国外已经开始在商业化了。中国目前是全球风电行业发展最快的国家，应该未来十年之内，很可能风电的全球技术发展趋势，都会慢慢向中国靠拢，如柔性直流输电也是中国提出来的。

从行业技术看，国外一直采用交流输电，它的衰减是很大的，而且一般只能用于短距离输电。像漂浮式，如果距离到几十海里、上百海里，这种情况用交流输电的成本是非常高的。第二国外没去开发直流输电的原因在于其对整个输电系统的耐压要求非常高的；第三点是国外的风场更多集中在比较近海，可能距离海岸就十几海里，如像北大西洋这些，特别像北欧国家周边的海域，都是属于风好、近海，所以都采用的是交流输电。

但欧洲国家的风资源也基本开发殆尽了，也会面临逐步向远海发展的趋势。从这一点来说，中国在柔性直流输电出现后，走在了整个行业的技术前端。柔性直流输电的优势在于可以保持电压稳定。对很多风电企业，储能和风电相结合的规划，也需要柔性直流输电来进行支撑的。所以从这个角度来说，整个技术的发展趋势是在快速往前。

总体评估：

尽管目前漂浮式的建造成本较高，但是它一旦进入了批量招标的阶段后，成本是在短时间就能够急剧下降的，这就是规模生产带来的效益。加上国家“3060”规划，以及各个沿海省市的规划，如海南把漂浮式特别提出，作为一个全球最大的商用漂浮式的项目来打造。可以预期随着这个项目在2025年的投产运行，接下来几年国内将会有更多漂浮式应用。

但之前提的都是民营的漂浮式。漂浮式还有的应用点在于，中国一直在对南海海域进行岛礁的开发，像漂浮式也是对岛礁开发非常重要的支撑。所以可以预估，不光是沿海用电大省对漂浮式有需求，实际上国家对漂浮式，对未来战略也有很好的支撑。

Q：往深远海方向，产业趋势之下，在海风装备（海缆、塔筒）上面有哪些价值量？按单GW来算，价值量是比现在的近海风电是要增大的？需要新增哪些装备？

A：对于风电来说，不管机组的基础是固定还是漂浮，对风机本身的设计没有太大影响。所以风机的成本是一个定量。而往深远海方向增加的成本，第一是在基础上面，不止是塔筒，而是特指下面的基础设施。在海上它的成本占比绝对是增大的。目前来看，以现在的漂浮式样机来说，基础的建造成本大概是1.5万/吨，远超以前的固定式基础。即便预计在随着规模化产业链的效益支撑之下，它的成本会降低，但永远会占整个漂浮式建造成本的大头。

第二个是输电，一直都是老大难问题，而柔性直流输电的出现，可以很好解决。但是柔性直流的保护耐压的难度加大后，对整个输电配套的设备（海缆、变压器、保护设施设备）的技术难度会增加，在这上面投入成本也会比较高。

具体占比情况：主机成本占比可能只有不到20%，剩下的80%基本上都会被这两部分平摊。

Q：往深远海走，海缆价值量变化？

A：直流以后，输送方面需求提高了，耐压等级有增大需求，海缆属于输变电设备，是决定了整个深远海风电能够成功的重点。

平价要27年达到，2025年第一个项目只有200MW项目，靠它达到平价，难度比较大，2025、2026，更多漂浮式项目被释放出来，26、27年逐步实现平价。

Q：目前海风经济性情况？

A：所有固定式海上项目收益率基本上都达到6%以上的收益率，近海地区，技术非常成熟；深远海方面，没有批量的项目，只有两个示范项目（成本非常高），收益率达不到要求。深远海项目的收益率要达到需求，必然要结合批量化的投产，深远海技术，从目前的来看两项技术验证充分成功，能够被充分使用。

海装技术：借用了海上钻井平台所使用的的浮体技术，这个技术非常成熟；

卡住项目收益率的核心是：没有批量化生产。

Q：龙源在福建锚链项目开标？亚星中标？

A：这个项目之前没太多关注，之前了解过亚星锚链，它在市场里口碑还是相对可以的，海工项目，所有的需求来源第一优先选择船舶行业的，亚星在南方市场的口碑还是可以的，他能够中标不会让人意外。

Q：多深的水深必须要用到漂浮式？中国哪些地方试用漂浮式桩基？

A：水深超过50m会使用到漂浮式，导管桩在40-50m，计算就达到极致，50-100m会用半潜式，超过100m会用到日本的space技术。

海域方面，大连、广东、浙江海域水深都相对比较深，还有几个大的海岛（台湾海峡、南海岛屿）。

Q：桩基基础、海缆，越往深远海走，这些设备价值量怎么变化？

A：海缆长度会增加，水深增加以后，基本上不会用到导管架（导管架适用于50m以下），超过50m以后用到半潜式。刚刚提到的单桩是漂浮式另外一种技术，下面非常长的压载物，如果这个技术用在50-100m，成本比较高，要在100m以上使用。

Q：远海海风相较传统的近海海上风电的设备增量？

A：动态海缆也是大家在考虑的方向。

Q：浮体是塔筒公司做还是船厂做？

A：都可以做，制造难度比船简单一些。浮体价值量占整体系统量40-50%（示范项目，含输变电设备），随着成本降低，占比30-40%。

按照6.2MW一个浮体6000万计算，1gw价值量是97亿（固定式单gw大约20亿），示范项目的浮体用的比较保守，用更大风机之后不会有1gw97亿，比97亿低，但是会比比20高。锚链3000万（1gw价值量是48亿）。

Q：润邦深远海受益大吗？

A：在江苏南通，海风基础建设有特点，当地企业承接绝大部分建设，江苏一直走在前列，会受益当地海风建设。

Q：海装有风机又有浮体制造能力，这种公司会不会比较有优势？基础方面，其他企业往深远海走不一定具备这种能力？

A：海装属于中船集团，有非常多造船企业，中船7系列研究所能够给海装提供研究支撑，如果要把技术路线实现平价，必然要降低制造成本。海装的浮式项目，在座的时候，就用了杭州研究所的技术测试。

Q：海装这样的公司，要做海风电站，从基础到风机都可以自己做？

A：对，具备这样的能力。

Q：浮体和锚链？

A：锚链价值链低于浮体，锚链都有技术特点，对于锚链来说，我们对它的要求更高，决定基础能不能被固定。

Q：漂浮式做到什么水平？发电可以做到平价？

A：目前来说，还没有准确的测算，和发电量、收益挂钩。利用小时数更高，什么时候实现平价，还没有准确数据。

漂浮式，还贵一些，示范项目不是从收益率角度考量，从示范，建设进度考量，离岸距离远、水深比较深必须要用到漂浮式。

Q：机组大型化，做到15、16MW管桩要变成导管架，机组变重，管桩没法称重？

A：导管架这种形式是未来的主流，会相对单桩有很多优势，是未来的趋势，包括高端平台（导管架技术变体），不光是16MW，8-10MW也在采用导管架的形式了。之前很多项目还是6-7MW，现在很多8-10MW招投标出来了，桩的量在海风占比比较少。

导管架单体重量比管桩略高一些，制造成本更高一些。

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