中国海上风电发展现状及展望

杜剑强，仲俊成，李斌，陈华国，任培远

1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.大庆油田设计院有限公司

0 引言

相较于趋于饱和的陆上风资源，中国海上风资源的天然优势更加显著。中国大陆海岸线长度超过1.8×104km，同时毗邻东南沿海用电负荷区，便于能源消纳，海上风电已成为“十四五”能源转型的重要战略发展路线。2021年中国海上风电累计装机容量达到2 639×104kW，超越英国跃居全球第一。为促进海上风电有序开发和可持续发展，2020年1月，财政部、国家发展和改革委员会、国家能源局联合印发财建〔2020〕4 号《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，自2022年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。中国海上风电正式迈入平价时代。

2022年是中国海上风电平价元年，受到补贴取消、新冠肺炎疫情（简称疫情）反复、风电“抢装潮”透支需求等不利因素影响，海上风电市场经历了短暂低谷，装机容量大幅减少。但是在产业政策引导与产业成熟度提升的双重作用下，市场得到快速修复，需求逐步回暖。2022年，中国海上风电行业整体呈现出“两升两降”的特点，即：项目招标规模和技术创新能力显著提升，新增装机容量与海上风机价格大幅降低。

中国海上风电相关企业经过数十年的潜心发展，实现了技术创新力和价格竞争力的双提升。本文从后补贴时代中国海上风电的招投标情况入手，系统分析中国海上风电发展的技术、经济及市场情况，并提出促进海上风电高质量发展的初步建议，以期为海上风电项目规划与投资控制提供思路和参考。

1 中国海上风电发展现状

1.1 新增装机容量大幅减少

2023年1月国家能源局发布的2022年全国电力工业统计数据显示，截至2022年底，国内风电累计装机容量达36 544×104kW，2022年新增装机容量3 763×104kW，同比下降21%。其中，海上风电累计装机容量达3 046×104kW，全年新增装机容量407×104kW，新增装机容量较上年减少约75%。中国海上风电装机容量变化情况见图1。

图1 中国海上风电装机容量变化情况

相较于2021年海上风电新增1 690×104kW 的历史最高纪录［1］，2022年中国海上风电新增装机容量只有407×104kW。这主要是2021年“抢装潮”大幅透支建设需求，以及疫情反复导致的施工进度推迟等多方面因素叠加造成。此外，虽然广东、山东、浙江、上海等省份陆续推出地方财政补贴政策以缓解中央财政补贴退坡带来的影响［2］，但是从补贴力度来看，地方财政补贴要远低于中央财政补贴水平。因此，2022年海上风电行业经历了短暂的周期性业绩下滑。

1.2 项目招标规模显著增多

尽管由于各种因素影响，2022年的海上风电新增装机容量未达到预期，但2022年中国海上风电项目招标规模要远远高于2021年，共完成41 个项目的招投标工作，招标规模达15 117.1 MW（不含框架招标），同比增长420%。鉴于2022年海上风电项目招标规模显著增多，预计2023年海上风电市场有望重回高景气区间。

从风电开发商的招标情况分析，2022年共有10家风电开发商启动了海上风电项目招标，中国广核集团有限公司（简称中广核）、中国长江三峡集团有限公司（简称三峡集团）、国家能源投资集团有限责任公司（简称国家能源集团）、中国华能集团有限公司（简称中国华能）、国家电力投资集团有限公司（简称国家电投）等5 家企业的招标量排名靠前。其中，中广核的风机采购量最大，达到2 954 MW，其余4 家也均超过1 700 MW。这5 家企业的市场占有率合计接近80%。而广东电力发展股份有限公司（简称粤电力）、山东能源集团有限公司（简称山东能源集团）、浙江省能源集团有限公司（简称浙能集团）等地方风电开发商的市场占有率则相对较小。

从风电开发商对整机商的选择来看，中广核、国家电投两家企业与明阳智慧能源集团股份公司（简称明阳智能）的合作更多，中广核8 个项目中明阳智能中标5 项，国家电投6 个项目也有4 项由明阳智能中标；三峡集团与新疆金风科技股份有限公司（简称金风科技）合作更多，7 个项目中有4 项被金风科技获得，但三峡阳江青洲五期、七期海上风电场项目，因要求配置12 MW 大型风机，最终由明阳智能中标；中国华能则更愿意选择上海电气集团股份有限公司（简称上海电气），6 个项目中有一半由上海电气中标；国家能源集团对整机商的选择则没有任何倾向，6 个项目分属于5 家整机商。2022年中国海上风电开发商招标情况见图2，图中：“中国大唐”为“中国大唐集团有限公司”的简称，“中国电建”为“中国电力建设集团有限公司”的简称，“东方电气”为“中国东方电气集团有限公司”的简称，“中国海装”为“中国船舶集团海装风电股份有限公司”的简称，“远景能源”为“远景能源有限公司”的简称，“运达股份”为“浙江运达风电股份有限公司”的简称。

从整机商中标情况分析，2022年共有7 家整机商参与了海上风电项目招投标，中国整机商逐渐形成“一超多强”的局面［3］。行业龙头明阳智能共中标13 个项目，中标容量达5 748 MW，市场占有率接近40%。上海电气、远景能源和金风科技这3 家一线整机商合计中标21 个风机采购项目，中标容量均在2 000 MW 以上。中国CR4（行业前四名份额集中度指标）的海上风机市场占有率超过85%，行业集中度非常高。2022年中国海上风电整机商中标情况见表1。

表1 2022年中国海上风电整机商中标情况

从招标区域分布角度分析，2022年广东省和山东省的海上风电招标规模要远超其他省份，仅这两省的招标规模就占据全国总量的近80%。其中，广东省共启动17 个项目，招标规模达6 506.6 MW；山东省启动了12 个项目，招标规模超过5 000 MW。浙江、江苏、海南、辽宁、福建等省份的海上风电项目招标也在有序推进。此外，还有两个海外项目开展了风电机组招标工作，招标规模合计180 MW。

从风电开发商对不同区域市场的选择来看，中广核与三峡集团抢占市场比较有针对性，更重视广东、山东这两个海上风电建设大省；国家能源集团、中国华能则属于广撒网类型，在全国4 个省份都有项目中标；粤电力、山东能源集团和浙能集团这3 家地方风电开发商只在所属区域中标项目，抢占其他市场的意愿不强；中国电建则把两个海外项目都收入囊中。2022年不同省份海上风电招标情况见图3。

图3 2022年不同省份海上风电招标情况

1.3 技术创新能力不断提升

2021年是中国海上风电取消中央财政补贴的窗口期，相关企业的精力更多放在产品交付与项目建设上；而到了2022年，中国海上风电正式迈入平价发展阶段，为有效降低成本、提升行业竞争力，整机商将工作重心纷纷转入产品研发与技术升级。此外，在“十四五”期间，中国规划了五大千万千瓦级海上风电基地，可期的市场需求进一步促进了海上风电技术创新能力不断提升。

1.3.1 新型风机容量大幅提高

据统计，2022年中国对外宣布下线了12 款新型海上风电机组，较2019—2021年的总和还要多［4］。作为海上风电的核心设备，单机容量更大的机型可以有效降低项目总体造价，而且更长的风轮直径也有利于项目发电收益进一步提升。中国海上风机机型汇总情况见表2。

表2 2019—2022年中国宣布下线的海上风机机型汇总

由表2可知，2019年中国海上风机平均单机容量为8.58 MW，最大单机容量已经突破10 MW；而2020年和2021年，风机大型化的发展趋势有所减缓，最大容量机型仅提升1 MW，平均单机容量也与2019年基本持平；2022年中国海上风电机组的大型化趋势突然提速，新型风机平均单机容量达到11.47 MW，较2021年提升2.83 MW，最大单机容量更是达到18 MW，较上一年提升多达7 MW。

1.3.2 中标机型大型化趋势愈加明显

2022年，中国共完成41 个海上风电项目的招投标工作，筛除3 项信息不全的项目后，对剩余38个中标项目的风机机型进行分析（见表3）。由表3可以看出，7 MW 以下的机型已逐步被市场所抛弃；7～＜9 MW 机型的采购占比超50%，依然是市场主流风机机型；9～＜11 MW 机型的市场占有率约为16.11%；而11 MW 及以上大型风机的市场占比已经超过20%，海上风机大型化趋势愈加明显。

表3 2022年国内海上风电中标项目机型分布情况

从各类机型在不同地域分布情况来看（见图4），广东省普遍单机容量更大，所有9 MW 及以上的风机均安装在广东省海域，这主要是由于闽南、粤东海域的风速较高，但是地质条件非常复杂，大部分海域存在嵌岩等情况，因此项目建设成本也相对更高。若采用的海上风机单机容量更大，则不仅可以保证风电场的发电量，还能有效降低项目的建设成本。而山东、江苏等省份的选择正好相反，全部采用9 MW 以下的风机机型，这是由于江苏省以北海域的风速相对偏低，从风机选型的参数来看，单位千瓦扫风面积较单机容量更为重要。单机容量大的风机往往需要配置超大直径的风轮，否则会影响低风速下的发电量，而该类风机的采购成本又偏高。因此山东、江苏等省份更倾向于选择单机容量适中，但风轮直径更大的机型。

图4 各类机型在不同区域的分布情况

1.3.3 深远海风电技术不断突破

深远海的区域面积广阔，风资源开发潜力更大，因此海上风电从近海走向深远海是必然趋势。随着中国近海资源的开发利用逐渐饱和，抢占深远海风电市场的重要性更加凸显，深远海风电技术迎来加速突破期。

从项目层面看，海南省文昌深远海浮式风电项目的建造工作于2022年5月正式启动，其设计水深120 m，离岸直线距离136 km，是中国第一个“双超百”深远海浮式风电项目。从装备层面看，由中国船舶集团有限公司研制的国内首台深远海浮式风电装备“扶摇号”，于2022年8月在广东徐闻罗斗沙海域顺利建成。“扶摇号”搭载了中国海装6.2 MW 抗台风型海上风电机组，机组与浮体总重量超过4 000 t。从风电机组层面看，明阳智能于2023年1月推出全球最大的16 MW 漂浮式海上风电机组“MySE16.X-260”，该风机是基于南海台风、极端海浪等恶劣环境设计考虑，最高可抵抗17 级台风。

目前，欧洲在深远海风电开发方面仍处于领先地位［5］。但是随着中国深远海风电技术与产业的不断成熟，未来漂浮式海上风电项目必将逐步增多。

1.4 海上风电机组价格大幅降低

风电机组是海上风电核心设备，其费用占建设成本比例达30%以上。由于技术发展限制，中国海上风机的价格长期维持在7 500 元/kW 左右［6］。随着中国不再将海上风电项目纳入中央财政补贴范围，以及受益于海上风电核心技术的持续突破，海上风电机组价格不断下行。

从2022年已公布中标价格的27 个项目来看，全年海上风电机组（含塔筒）价格整体呈下降趋势，4 个季度的海上风机平均价格分别为4 102 元/kW、4 245元/kW、3 824 元/kW、3 752 元/kW。2022年海上风电机组（含塔筒）的加权平均价为3 865 元/kW，较2021年初6 300 元/kW 的风机价格已下浮接近40%。2022年海上风电机组（含塔筒）中标价格见图5。

图5 2022年海上风机（含塔筒）中标价走势

2 海上风电发展展望

2.1 中国海上风电将迎来建设高峰

2021年10月21日，国家发展和改革委员会等九部门联合印发发改能源〔2021〕1445 号《“十四五”可再生能源发展规划》，规划提出，优化近海海上风电布局，开展深远海海上风电规划，推动近海规模化开发和深远海示范化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾五大海上风电基地集群。依据全国各省份已发布的“十四五”能源规划统计，到2025年中国海上风电累计装机容量将超过70 GW。考虑到2022年底已完成装机30.5 GW，因此2023—2025年预计至少新增装机40 GW。未来3年，中国海上风电市场将迎来建设高峰。

一方面，2022年中国海上风电招标规模在15 GW以上，若加上国家电投10.5 GW 的海上风电框架招标量，则全年招标总量超过25 GW。通常海上风电装机容量是按照年内与次年3∶7 的比例执行，考虑到2022年疫情和部分零部件产能紧张影响，实际新增装机容量不及预期。随着全国疫情逐步缓解，延期项目将陆续重新开工，再叠加2023年自身装机增量，预计2023年实际新增装机容量有望超过15 GW。另一方面，受技术突破、产业成熟度提升、风机降价超预期等因素影响，各省份大概率会加码对海上风电的装机规划，以争取在未来获得更大的海上风电资源市场优势。因此，结合GWEC（全球风能协会）对未来10年全球海上风电装机量的预测数据［7］，预计2023—2025年中国新增海上风电装机容量分别为15 GW、17 GW、20 GW。

2.2 主要省份海上风电发展潜力差异显著

通过将各省份“十四五”能源发展规划与2022年风机招标规模、累计装机容量等数据进行对比，可以大致分析出未来3年不同省份海上风电的发展潜力。

广东省在“十四五”期间，规划新增海上风电装机约为1 700×104kW［8］，从完成进度和发展决心来看，广东省的海上风电建设需求有望大超预期［9］。山东省规划到2025年，开工1 200×104kW，建成800×104kW，并要重点建设山东半岛千万千瓦级海上风电基地；从招标规模和建设进度来看，山东省海上风电建设将会持续快速发展。浙江省在“十四五”期间，规划新增装机455×104kW 以上，力争达到500×104kW，考虑到目前浙江省的累计装机量已达268×104kW，未来海上风电发展潜力稍显不足。江苏省规划到2025年，海上风电装机要达到1 500×104kW 以上，考虑到江苏省对海上风电市场的布局较早，目前累计装机量已达1 149×104kW，发展势头逐步减缓，未来3年江苏省的海上风电发展潜力也相对较弱。

相较上述4 个省份，海南省和福建省的海上风电市场开发潜力更大。海南省提出在“十四五”期间要规划11 个海上风电场址，总开发容量为1 230×104kW，并计划打造千亿元级海上风电产业集群。从发展进度来看，海南省的规划完成度已然落后。福建省提出在“十四五”期间增加并网装机410×104kW，新增开发省管海域海上风电规模约1 030×104kW，力争推动深远海风电开工480×104kW［10］。福建省的海上风电资源优异，但海底建设条件不佳［11］，因而导致目前发展进度也不及预期。预计随着施工技术不断升级，未来海南省与福建省必将加快海上风电建设节奏，装机需求有望在短期内集中释放。

2.3 海上风电机组价格将继续下行

海上风电行业的中央财政补贴取消后，风机整机价格出现大幅下跌。2021年初的风机价格还处于6 300 元/kW 的高位，2021年底风机中标价就跌至4 200 元/kW 左右。2022年底，海上风机价格已降至3 752 元/kW。从技术更新速度、原材料价格走势、行业竞争态势等多方面分析，未来几年海上风机价格还将继续下行。

风机大型化是降低建设成本，提高经济性收益的重要方式［12］。以100×104kW 的海上风电场为例，采用13 MW 机型较10 MW 机型可以减少23 台机位，这意味着可以节约23 座风机基础及相应的海缆费用，此外安装施工与用地成本也可随之减少。目前，中国已下线的海上风机单机容量最大为18 MW，而实际项目中还是以7～＜9 MW 的机型为主。随着施工技术与经验的不断提高，风电开发商将陆续要求采用更大机型的风机，项目建设成本有望继续下降。

海上风电机组的成本构成中，大宗原材料成本占比最大。钢铁、铜材、环氧树脂等作为风机关键部件的主要原材料，其价格在较大程度上影响着风机制造成本。2022年，这些原材料价格回落明显，钢材同比下降约15%，环氧树脂较年初下浮超40%，这也是2022年风机价格下降的原因之一。从原材料供给、市场需求等方面判断，原材料价格有望继续下行，海上风机制造成本依然有下降空间。

海上风电激烈的行业竞争也加剧了机组价格持续下行趋势。一方面，与光伏发电技术相比，风电技术较为成熟，门槛也更低［13］。从发电原理来看，风电是由风的动能先转化为风机的机械能，再转化为电能的过程，其产业核心在于风机转化效率。风电技术的迭代速度较慢，技术路线也相对单一。而光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应，将光能直接转变为电能的一种技术，其关键元件是太阳能电池。光伏技术的迭代速度更快，技术路线也更加丰富，每一次技术迭代都会引起产业格局的重大变化。风电行业的低技术门槛使得风机核心设备存在一定程度的同质化现象，二、三线整机商用低价不断冲击市场。另一方面，中国海上风电市场基本都以集中式为主，分布式风电发展缓慢，海外市场也没有大规模打开。这些因素导致整机商只能在份额有限的集中式风电市场中厮杀，低价成为抢占市场的最主要武器。

值得注意的是，2023年初，中国电建16 GW 风力发电机组集中采购项目开标，其中1 GW 海上风机（不含塔筒）的竞标尤为激烈。共有10 家整机商参与竞标，除了明阳智能、金风科技等一线龙头之外，运达股份、中车株洲所、三一重能股份有限公司等二线整机商也陆续进入海上风电市场。10 家整机商的平均报价为2 900 元/kW，其中6 家报价低于3 000 元/kW，最低报价为金风科技报出的2 353 元/kW。可见，未来海上风电市场的竞争必然会更加激烈。

2.4 深远海项目将成为新的增长点

随着深远海风电技术水平的不断突破，成本成为限制漂浮式海上风电发展的最重要因素。漂浮式海上风电相较于固定式而言，在成本上处于绝对劣势。目前，国外漂浮式海上风电的投资成本约为50 000 元/kW，而国内已下线的两台样机投资成本约为38 000～40 000 元/kW，降本成为漂浮式海上风电发展的主要目标。

由中国电建开发的万宁百万千瓦漂浮式海上风电项目在成本控制方面取得新突破。作为全球规模最大的商业化漂浮式海上风电项目，其一期降本目标为25 000 元/kW，项目总降本目标为20 000 元/kW。由此可见，中国深远海风电具备较强的降本潜力和长期成长空间，未来有望引领全球漂浮式海上风电发展。

在技术层面上，近年来中国在大容量、远距离跨海电力输送技术方面也多有突破。2021年12月，柔性直流输电技术在江苏如东海上风电项目中首次成功应用，解决了制约远海风电规模化开发的难题［14］。2022年5月，全国首个柔性低频输电示范工程——浙江台州35 千伏柔性低频输电示范工程完成电缆敷设。该工程通过降低频率、提升电缆载流量的方法，提高了电缆有效负荷能力，大大延长了电能传输距离，并使送出系统的建设和维护成本都大幅降低［15］。

3 建议

中国海上风电行业肩负着经济发展、能源创新、绿色低碳三重使命。为尽快走出补贴退坡、疫情反复等因素导致的市场低谷，保证行业持续健康发展，提出以下建议：

一是建议风电开发商提高对典型市场的关注程度。2022年中国海上风电项目施工进度严重滞后，其中福建省与海南省的项目规划完成度明显不达预期。通常，一个海上风电项目的建设周期在2～3年，最快也要一年半的时间。为尽快完成“十四五”海上风电发展规划的建设要求，福建省与海南省必定会加大项目招标力度，加快项目建设节奏。建议风电开发商提前做好项目布局和统筹规划，提高对典型市场的关注程度。

二是建议整机商与零部件生产商重视核心技术攻关。随着行业迎来高速发展期，海上风电正逐步朝着大型化、规模化、深远海化等趋势演变［16］。作为行业发展引领者，产业链中上游的零部件生产商和整机商，应在关注产品交付与项目建设的同时，注重对海上风电关键核心技术的攻关力度。通过与科研机构、高校等加强交流合作，以市场需求为导向，创新研发与市场需求相匹配的个性化产品，不断开拓新市场，提升企业核心竞争力。

三是建议能源主管部门重视风机价格大幅下跌带来的负面影响。近两年，海上风机价格的下降幅度和速度均超出预期。尽管建设成本降低在一定程度上促进了行业快速发展，但随着成本控制压力不断传导至产业链中上游，也带来了一些负面影响。海上风电产业链相关企业的盈利空间受限，打击了企业的研发投入意愿，低价中标更可能对产品质量形成隐患。风机价格大幅下降将可能导致不合理地压缩成本，并最终反噬到产业链的每个环节。因此，建议能源主管部门通过政策引导，帮助风机市场摆脱非理性的低价竞争，确保海上风电相关企业在技术创新、科技研发等领域的资金投入，从而实现中国海上风电行业的持续健康发展。