财富研究产业掘金-海上风电系列1：一文看懂海上风电产业链

海上风电自20世纪90年代起步于欧洲，1991年丹麦建成首个海上风电场，2008年起各国开始推进商业化进程，自此，海上风电发展进入快车道。我国海上风能资源较为丰富，区域分布上呈现“南高北低”，具有较大的开发潜力。 与陆地风电不同，海上风电并网过程需两步：①机组通过低压海底电缆实现串联，连接海上变电站升压。②海上变电站通过高压海底光电复合缆与陆上变电站相连，实现海上风电能源输出，再由陆上变电站将电力输送至电网公司。 上游材料端，建造叶片所需的增强纤维材料至关重要，以碳纤维和玻璃纤维为主，二者可根据需要组合使用。相比玻璃纤维而言，碳纤维材料重量能够降低25%-30%，更加具备优势。 中游制造端，叶片正向大尺寸趋势发展。2021年起，业内诸多厂家开始发展超过10MW的海风叶片。部分厂家选择复合材料制造，例如迎风面碳纤维，背风面玻璃纤维等。 塔筒起到支撑作用并吸收机组震动，其建造成本较低，仅占据总建设成本的约5%-10%。针对不同水深，可选择桩式、导管架式、重力式、负压桶式、浮式等多种基础结构。 海底电缆是海上风电的专属需求。其成本大约占据总建造成本的8%。由于其对质量要求苛刻，因此客户认证极其重要，行业内竞争格局稳定，头部厂商毛利率高达50%，远高于陆地电缆12%毛利率。 下游运维端，海上风电项目周期约为25年，前5年质保由整机厂商负责，出保后需定期维护和故障检修式的被动维护。我国海风资源南北差异较大，因此运维难度较大，需要因地制宜。 1.海上风电概述 1.1.工作原理 海上风电自20世纪90年代起步于欧洲，由于陆地资源有限，英国、丹麦等国家选择利用海上丰富的风力资源发电。1991年丹麦建成首个海上风电场，2000年丹麦将海上风电场商业化，2008年起各国开始推进商业化进程，海上风电发展进入快车道。 风机的风力涡轮机利用旋翼叶片的空气动力将风能转化为电能，当风流过叶片时，叶片一侧的气压降低，叶片两侧的气压差会产生升力和阻力。升力的力大于阻力，导致转子旋转。转子直接或通过轴/变速箱连接到发电机，齿轮加速旋转，空气动力向发电机旋转的这种转换产生电力。 图1风力发电主体内部结构 从工作原理的角度，海上风电的并网过程需分为两步：①海上风电机组通过低压海底电缆实现串联，并连接海上变电站升压。②海上变电站通过高压海底光电复合缆与陆上变电站相连，实现海上风电能源输出，再由陆上变电站将电力输送至电网公司。 图2海上风电发电原理 海上风电是支持能源转型的重要路径之一。世界银行数据显示，全球115个沿海国家或地区的海上风电技术开发潜力高达710亿KW，每年理论发电量达213万亿度，只需开发其中的11%，即可满足目前全世界的电力需求。而我国东部沿海地区春季和冬季受北方冷空气影响，夏季和秋季受热带气旋影响，海上风能资源较为丰富，区域分布上呈现“南高北低”，具有较大的开发潜力。 1.2.运行模式 海上风机并非独立存在，而是以风电场模式建设运营。其流程可分为6个环节：①签订《风电项目开发协议》；②前期评估和批复；③办理项目核准；④项目开工建设；⑤项目竣工验收；⑥项目运行监督。 在通过审批核准后，项目优先以招标形式确定开发投资企业，招标由国家能源主管部门组织。 目前，项目建设主要有各环节单独招标和总包模式。部分项目选择将基础建设、风机吊装、海缆铺设等环节拆分招标，也有部分项目将设计、安装等环节交付给工程公司。 2.产业链构成 海上风电可以划分为上游材料端、中游制造端和下游运维端。 图3海上风电产业链 图4海上风电项目成本拆解（明阳智能为例） 风电机组占据约45%的项目成本，是产业链中重要的资本开支环节。 2.1.材料端 上游材料中，建造叶片所需的增强纤维材料至关重要。随着风机大叶片趋势确定，从20世纪80年代风电叶片17米长度到目前的126米，叶片对材料轻质、高强、高刚、耐疲劳等特性的需求日益显著。相比玻璃纤维而言，碳纤维材料重量能够降低25%-30%，更加具备优势。 风电叶片主要的基体材料多使用环氧树脂。中国2020年风电叶片专用环氧树脂需求量超过30万吨，为全球首位。海上风电所需的环氧树脂约为4.2万吨，至2025年，海上风电用环氧树脂需求量将增至19万吨。 此外，由于海上风电应用场景复杂、使用环境苛刻，因此对叶片材料的强度、韧性和耐候性都有很高的要求，聚醚胺因其特殊的分子结构而具备高强度和高韧性，能够满足大型风电叶片的制造要求，作为环氧树脂的高性能固化剂，生产高强度、高韧性的复合材料。 2.2.制造端 2.2.1.叶片 叶片是将风能转化为机械能的关键核心部件之一。其产能主要取决于模具。一套模具的生命周期约为2-3年，其间约能够生产400-600片叶片，每支叶片的脱模时间平均为2天，因此，每套模具每年约产出180片（60套）叶片。2021年起，业内诸多厂家开始发展超过10MW的海风叶片。 由于叶片技术迭代速度较快，部分模具在生命周期结束前便失去了市场需求，研发适用于新型叶片的模具需要时间投入，存在拖延叶片交付进度的风险。 叶片主要在主梁部分使用碳纤维，主梁重量占比约为1/3。部分厂家选择复合材料，例如迎风面碳纤维，背风面玻璃纤维等。两种材料的占比能够根据需要灵活配置。通常，碳纤维的使用方式与不同工艺方式的成本差异相关，灌注成型的叶片中碳纤维占据70%，而拉挤成型的叶片中碳纤维占据75%。整体约占主体建设成本的22%。 图5海上风电主体成本拆解（明阳智能为例） 未来海上风电将继续向大尺寸方向发展。近日，亚洲地区单机容量最大、叶轮直径最大的风电机组在福建三峡下线，成为了我国下线的首台10兆瓦级以上风电机组。本机组额定功率提升30%，叶轮直径从185米增至211米，单台机组每年可输出5000万千瓦时清洁电能，能够满足25000个三口之家一年的正常用电。 2.2.2.塔筒 塔筒在风电机组中主要起到支撑作用，同时吸收机组震动。其生产制造相对标准化，规模效益显著。 尽管塔筒的建造成本较低，仅占据总建设成本的约5%-10%，但其重量占比近半，其坚固程度和吸收叶片振动荷载的能力影响机组使用寿命。 在风电机组大型化的趋势下，塔筒同样趋向高度化发展。同时，塔筒结构也需要进一步提升，无论是增加钢板的厚度还是直径，均会对运输产生更高的要求。码头资源更加丰富、产能布局更加合理的塔筒厂家将具备竞争优势。 图6海上风电各类基础结构 与陆上风电不同，海上风电建设需考虑水深影响，因此也对应了不同类型的塔架基础结构。较为常见的基础结构包括单桩、多桩、三脚桩等，导管架式、重力式、负压桶式和浮式等多样化的基础结构也正在被研发采用。 表1根据水深选择不同类型基础结构 2.2.3.电缆 海底电缆是海上风电专属需求。其成本大约占据总建造成本的8%。 图7电缆占据约8%建造成本 图8电缆行业竞争格局较为集中 由于海底电缆需要在恶劣的海底环境下维持长时间运作，且要求连续生产，因此其技术壁垒较高，高度依赖客户认证，竞争格局较为稳定，头部厂商毛利率达50%，远超陆地电缆12%的毛利水平。 2.3.运维端 海上风电项目周期约为25年左右，其中前5年质保由整机厂商负责，出保后的20年则需要运维服务商提供保障。国内目前主流的运维模式为定期维护和故障检修式的被动维护，服务商根据职能差异划分服务内容，例如风电业主自有团队主要负责定期检修和远程监控，第三方服务商负责故障检修，整机商团队则负责技术支持、备品提供、大部件检修和升级改造等。 由于我国海风资源南北差异较大，因此运维难度较大，需要因地制宜。 例如在江苏省及附近的沿海地区，每年可运维的天数能够达到250天左右。而在福建等地区，因海上风速较高，因此每年的运维窗口期较短，对运维工作具有更高的质量要求。