政策推动、成本下降，海上风电发展前景广阔

近日，国家能源局发布2021年1-10月份全国电力工业统计数据，截至10月底，全国发电装机容量约23.0亿千瓦，同比增长9.0%；其中，风电装机容量约3.0亿千瓦，同比增长30.4%。

“双碳目标”下，风电作为目前最成熟且最具性价比的新能源之一，依照这一趋势来看，风电有望逐步实现从替补能源向主力能源的转换。而相比于陆上风电，海上风能资源相比陆上风能资源更丰富，开发前景较好，行情发展前景被市场看好。

政策市场双红利助力海上风电大发展

虽然我国大力推进海上风电发展，但目前占风电装机的比重仍较低。截至今年10月底，我国海上风电装机容量为1445万千瓦，占总风电装机的比重仅为4.82%，发展空间较大。

在“碳达峰”和“碳中和”目标背景下，海上风电由于其资源丰富、便于消纳、成本趋于平价等优势有望保持高速增长。目前，多个沿海省份对“十四五”期间海风的发展做出了规划。根据规划，江苏、广西、广东、浙江、福建五省在“十四五”期间的海上风电装机增量达34.7GW，为我国“十三五”海上风电增量的4.21倍。

2021年6月广东省人民政府办公厅印发的《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方案》提出，到2025年底，力争达到1800万千瓦，在全国率先实现平价并网。

在2021年7月的第六届全球海上风电大会上，广西也表示，将力争在“十四五”期间，海上风电核准800万千瓦，投产300万千瓦。

继而在今年9月，江苏省也发布了《江苏省“十四五”海上风电规划环境影响评价第二次公示》。将计划建设28个风电场，规模总计9.09GW，规划总面积为1444km?。

根据海上风能资源普查成果显示，我国海上风能资源主要集中于东南沿海地区，其中5到25米水深，海上风电开发潜力约2亿千瓦；50米到70米高度海上风电开发潜力约5亿千瓦；另外有部分地区深海风能资源也较为丰富。

一般情况下，海上风速比平原沿岸高20%，发电量增加70%，在陆上设计寿命20年的风电机组在海上可达25年到30年。相比于陆上风电，我国海上风电资源开发距离负荷中心更近，便于就地消纳，可有效避免或降低电能远距离传输中的损失，且无需占用大量陆地资源。

此外，鉴于我国幅员辽阔、海岸线长，且海上风速高，很少有静风期，因此可以有效利用风电机组发电容量，具有较好的风能资源储备。

成本逐年下降经济性不断提升

近年来，据IRENA数据，我国海上风电平均发电成本已由2010年0.178美元/千瓦下降52.8%至2020年的0.084美元/千瓦，海上风电成本持续下降。

一方面，受风机价格下降等因素影响，风电项目造价成本有所下降。风电工程初始造价包括风机购置、建筑安装等系统成本，以及征地费用等非系统成本，其中，风机占总造价的比例较大。近年来受益于技术进步及风电产业链的规模化生产，风机价格下降明显，已由2003年7000元，下降至2020年3750元，同比下降46%。这也带动了单瓦造价成本不断下降。海上风电由2015年1.9万元每千瓦下降至1.65万元每千瓦。

另一方面，风电技术的进步，使得发电效率大幅提升。在单机容量变大+叶片尺寸加大+塔架变高等因素驱动下，发电量提升，同时风电场机组数量减少，在降低单位容量征地面积的同时，也可以降低道路与集电线路投资等成本。

近年来，我国风机叶片尺寸大型化得到了较大发展，新增风电机组平均风轮直径已由2008年65m提升至2018年120m。从塔架看，塔架高度增加可提升风速，带动发电量提升。据中国风能协会测算，在风切变为0.3条件下，塔架高度从100m增至140m，年均风速从5.0m/s增至5.53m/s，某机组等效满发小时数从1991h提升20.34%至2396h。

目前来看，我国海上风电成本仍有下降空间，成本下降的同时，上游设备商也在主动降价。据《中国“十四五”电力发展规划研究》预测，海上风电初始投资将下降至2025年1.37万元/千瓦，海上风电度电成本将下降至2025年0.74元/千瓦时。

可以预见，未来随着成本进一步降低，经济性有望进一步凸显，而这对于风电行业竞争力的提升，将会起到极大的推动作用。