参考欧洲经验，海上风电离岸化是趋势。向深远海发展是欧洲海上风电发展过程中较明显的趋势，截至 2020年欧洲在建海 上风电项目平均离岸距离 44公里，其中英国的 Hornsea One、德国的 EnBW Hohe See和 EnBW Albatros 等海上风电项目 离岸距离超过 100 公里；截至 2020 年欧洲在建海上风电项目平均水深 36 米。
国内近海风资源技术可开发规模超过 4亿千瓦。我国拥有超过 1.8×104 km 的大陆海岸线，海上风资源丰富。中国气象局的 研究结论显示：采用 6MW 级别的海上风电机组，水深 5~50 m 海域风能资源技术开发量为 4.0亿 kW，其中水深 5~25 m 海 域风能资源技术开发量 2.1 亿 kW，水深 25~50 m 海域技术开发量 1.9亿 kW；离岸距离 50 km 以内海域风能资源技术开发 量为 3.6亿 kW，其中离岸距离 25 km 海域以内风能资源技术开发量 1.9 亿 kW，离岸距离 25~50 km 海域技术开发量 1.7 亿 kW。考虑未来海上风电机组的快速大型化，技术可开发规模将进一步提升。
深远海海上风电空间更大，未来有望基地化、规模化开发。深远海海域面积更大，且受海洋军事、航线、港口、养殖等海洋 功能区规划限制以及海洋自然保护区划定的生态红线区限制相对较少，可开发的潜力远高于近海。欧洲已经实施了具有借鉴 意义的深远海海上风电开发实践，2019年完成拍卖、电价约 40英镑/MWh的英国Dogger Bank海上风电项目（总规模 3.6GW） 的离岸距离超过 130公里，未来国内也有望跟进。根据国家能源局相关表述，能源局将加快组织开展全国深远海示范，在有 条件的区域规划布局一批海上风电基地，推动形成规模化连片开发的格局。
漂浮式技术逐步兴起，助力深远海海上风电开发。在迈向深远海时，传统的固定式海上风电在技术和经济上面对的挑战增加， 漂浮式海上风电技术被视为面向深远海海上风电开发的解决方案，逐步从研究走向商业化应用。欧洲是漂浮式海上风电的引 领者，截至 2020年底欧洲已经投运的漂浮式海上风电项目装机约 62MW，多个项目有望在近年陆续投产。国内方面，2021 年 7 月，首台漂浮式海上风电试验样机——“三峡引领号”正式完成风电机组吊装。
图：适应不同水深的海上风电基础结构示意图
英国经验表明海上风电具备成为主力电源的潜力。目前，海上风电发展相对较早的区域是欧洲，英国是典型代表。近年来， 随着英国海上风电装机规模的持续提升，海上风电发电量占比也在持续提升，2020年英国海上风电的发电量达到 407亿度 电，占总发电量的 13%，是仅次于气电和核电的电源品种。截至 2020年，英国海上风电装机规模约 10.4GW，根据英国政 府目前制定的气候目标，到 2030 年英国海上风电装机将达到 40GW。2020 年英国海上风电容量系数 45.7%，对应的利用 小时数约 4000 小时，则 40GW 海上风电装机的发电量有望达到 1600 亿度电。英国近年的发电量规模整体呈现下降趋势， 按照目前海上风电装机规划，2030 年英国海上风电发电量有望占到英国总发电量的三分之一及以上。
平价进程超预期有望改变海上风电在我国电力体系中的地位和发展轨迹。国内方面，由于长期以来需要较高强度的补贴以及 平价时点的不确定，海上风电在能源体系中的定位不明朗；业内普遍预期海上风电的平价时点在十四五末，目前来看，海上 风电主设备已呈现大幅降价，平价项目已经批量涌现，预计国内海上风电大范围平价的时点有望提前；在此背景下，监管层 大概率将重新审视海上风电的定位。根据 2021年 6月发布的《浙江省电力发展“十四五”规划（征求意见稿）》，十四五期 间浙江省包括煤电在内的各类电源装机规模将进一步增长，其中风电新增装机约 4.5GW，以海上风电为主；我们估计，随 着海上风电平价进程超预期，海上风电可以一定程度替代火电，调减煤电增量并调增海上风电增量具有逻辑的合理性。
2035年之前建成新型电力系统是沿海省份的规划目标，非化石电源发电量占比显著提升。根据《浙江省电力发展“十四五” 规划（征求意见稿）》，2035 年浙江将率先建成以新能源为主体的新型电力系统，电力行业碳排放总量达峰后稳中有降，核 电和可再生能源等非化石能源成为浙江主力电源，占全社会用电量比重 60%以上。根据《山东省能源发展“十四五”规划》， 2035 年山东省的清洁能源成为能源供应主体，能源生产消费模式得到根本性转变，碳排放达峰后稳中有降。
海上风电有望成为沿海省份的主力电源。考虑碳中和以及能源自主供应诉求等因素，沿海省份需要发展本地清洁能源作为未 来的主力电源。随着时间的推移以及装机规模的快速扩大，沿海省份光伏和陆上风电受土地资源的约束将越来越凸显；相比 核电，考虑安全性以及对本地制造产业的拉动效果，海上风电大概率将更受青睐。我们认为，海上风电具有成为沿海大省主 力电源的潜力。
到 2030年，海上风电有望为沿海省份贡献 15%以上的电量。结合海上风电可开发空间、国内平价进程、海外发展经验、沿 海省份能源转型等因素，我们估计，到 2030 年，海上风电有望为沿海主要省份（广东、江苏、山东、浙江、福建、辽宁、 广西、上海）提供约 15%以上的电量，从而带来巨大的海上风电装机需求。
2030 年海上风电装机需求 205GW 以上，快速发展可期。锚定 2030 年海上风电为沿海主要省份贡献 15%以上的电量，按 照平均利用小时数 3700小时估算，则 2030年海上风电的装机需求为 205GW 以上，而截至 2020年底国内海风累计装机约 11GW，未来十年国内海风的新增装机需求超过 194GW。按照 2030 年海上风电贡献 15%电量的保守估计，预期十四五期 间国内海上风电新增装机约 54GW，年均11GW；十五五期间海上风电新增装机约 140GW，年均 28GW。
远期看海上风电不仅满足电力需求，还能制氢。氢能是未来极具潜力的能源品种，海上风电制氢是氢能制取的重要方式之一。 《江苏沿海地区发展规划（2021—2025年）》指出，十四五期间要推进深远海风电试点示范和多种能源资源集成的海上“能源岛”建设、研究风电制氢储能；以英国、荷兰、丹麦为代表的欧洲国家已经率先开展海上风电制氢示范工程。远期来看， 海上风电不仅仅是电力的载体，也有希望成为氢能的重要载体，从而扩大海上风电的需求空间。
全球风能协会预测十四五期间海外海风市场高速增长。随着欧洲海上风电技术的逐步成熟以及规模化发展，在全球低碳发展 的大背景下，海上风电的发展浪潮已经从欧洲蔓延到美国、日本、韩国等。根据全球风能协会的预测，到 2025年，海外市 场的海风新增装机有望达到约 17GW，较 2020年增长约 4.6倍，2020-2025年间的复合增速达到 41%；整体看，欧洲市场 稳步增长的同时，美国和亚洲新兴市场有望跨越式发展。
亚洲主要经济体面临与中国大陆沿海省份类似的能源发展形势，具备较强的海风发展诉求。目前，除了中国大陆以外，亚洲 潜在的海上风电市场包括日本、韩国、中国台湾、越南等。日本和韩国的主要电力生产来自煤电和天然气发电，在 2050年 碳中和的目标指引下，日本、韩国均在寻求能源低碳转型，同时也面临土地资源等方面的约束条件；根据相关规划，日本计 划到 2030 年实现海上风电装机 10GW，到 2040 年海上风电装机达到 30-45GW；韩国规划到 2030 年实现海上风电装机 12GW。此外，中国台湾规划到 2025年实现海上风电装机 5.5GW；越南则规划到 2030年实现海风装机 3-5GW，到 2035 年实现海风装机 9-11GW。
国内海风产业已经着手布局海外市场，并有所斩获。目前主要的海风市场是欧洲和中国，这两个市场也形成了较为完善的海 风制造产业。国内海风产业近年快速发展，整机、海缆、管桩等主要制造环节在完全满足国内市场需求的同时，已经逐步向 海外拓展。整机方面，明阳智能已获得越南金瓯 1号海上风电项目、意大利 Taranto项目等整机订单，近期与英国国际贸易 部（DIT）签署了谅解备忘录（MoU），有望在英国开展海上风电整机制造相关投资；海缆方面，2021年东方电缆完成越南 BINH DAI 海上风电 35kV 海底电缆交付；管桩方面，大金重工着力拓展欧洲市场，有望取得突破。
中国海风产业的快速发展有望加速海外市场海风发展进程，进而创造出口空间。我们认为，国内海上风电平价进程超预期意 味着国内海风产业供给质量的快速提升，从而有望推动全球海风市场（尤其是中国周边市场）发展进程的加快，出口的市场 空间有望打开；考虑到国内海风制造的成本优势，海风制造产业出口前景可期。
海上风电项目基本结构：主要包含发电环节和送出环节。海上风电的发电环节由若干风力发电单位（包括风电机组、塔筒、 管桩等）组成，电力送出环节包括交流送出和直流送出两种模式，目前以交流送出为主，随着海上风电离岸化发展，未来采 用直流送出方案的项目比例有望增加。目前，国内已投运的采用直流送出的项目主要为三峡如东海上风电柔性直流输电示范 项目，该项目送出方案如下：如东 H6风电场（400MW）、H10风电（400MW）及远期拟扩建（300MW）的风电场的场区 内各新建一座 220kV 海上交流升压站，风电机组发出的电能通过 35kV 海缆汇集至海上交流升压站的 35kV 线侧，经主变升 压至 220kV，每个 220kV 升压站均采用 2 回 220kV 交流海缆接至海上柔直换流站（离岸直线距离约 70km），经海上换流 站整流后采用 2 回直流海底电缆（±400kV）接至陆上换流站。
图：不同海域海上风电项目（采用 220kV 交流送出）投资成本结构
风电机组、风机基础、海缆等是主要成本构成。海上风电项目的主要成本构成主要包括风电机组、管桩/塔筒、海缆、变电 站/换流站等主设备以及相关的施工工程，近年总投资成本约 14-18 元/W，后续有望较大幅度下降；不同海域（对应不同的 海底地质条件）、不同的水深和离岸距离对应的海上风电项目成本结构不同。
海上风电机组竞争格局优于陆上，半直驱或成趋势。海上风电机组的准入门槛相对陆上更高，主要参与者数量相对较少，竞 争格局相对较好，电气风电、明阳智能、远景能源、金风科技、中国海装等 5家企业占据绝大部分市场份额。目前，直驱和 半直驱是海上风机主流的技术路线，考虑半直驱机组轻量化效果更好以及更低的生产成本，未来有望扩大市场份额。
海缆需求受益于海上风电离岸化趋势，技术迭代助力格局优化。海缆具有较高的技术壁垒和准入门槛，产能建设周期和产品 验证周期较长，目前国内具有海上风电海缆相关业绩的企业主要包括中天科技、东方电缆、亨通光电、汉缆股份、宝胜股份 等少数企业，其中中天科技和东方电缆份额领先，估计合计份额达到 60%及以上。随着海上风电单体规模的增大以及离岸 化发展，未来一方面直流海缆的应用比例将提升，另一方面交流海缆的电压等级也有望提升，无论直流送出方案还是更高电 压等级的交流送出方案都将增加海缆技术难度，有利于龙头企业维持甚至提升市场份额。
市场化竞争将更充分，管桩格局有望重构。长期以来，江苏是国内最大的海上风电市场，截至 2020年底江苏海上风电累计 装机占全国的 62.7%，展望未来，国内海上风电发展将更为均衡，广东、浙江、山东等市场的装机占比有望提升；与此同时， 各大主要管桩生产企业积极在主要市场区域扩建产能，加速海上风电管桩更为充分的市场化竞争，核心竞争要素将是技术实 力、成本和交付能力。从欧洲发展历程看，单桩依然是绝对的主流，截至 2020年底累计市场份额超过 80%，国内大概率也 将以单桩为主。随着海上风机的大型化，以及海上风电深远海发展趋势，管桩结构也将快速大型化，考验管桩生产企业的技 术实力和生产能力。整体看，具有丰富的供货业绩（尤其是具备欧洲海上风电供应资质）、产能布局较为完善、生产基地基 础设施相对较好的管桩企业有望脱颖而出。
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