蓝狮在线注册开户首页【盛煌注册】首页海风资源得天独厚，就地消纳优势明显。相对于陆上风电，海上风电两大优势 显著。第一，海上风速更高、风能资源丰富蓝狮在线注册开户，在消除陆地地形环境对风速的影响后， 海上风速通常比陆上风速更高。根据三峡集团披露运营数据，近海岸 10K 海上风速 通常比沿岸高出 20%，风力发电功率与风速的三次方成正比，因而同等条件下海上 风电年发电量比陆上风电高 70%。此外，海上静风期较短，根据国家能源局统计数 据，我国海上风电年平均利用小时数超 2500h，部分机组可超 3000h，比陆上风电 平均高 500h。第二，海上风电靠近沿海负荷中心，消纳条件优越。大规模风电场主 要集中在蒙西、三北等荒漠地区，通过特高压通道传输至东部电力负荷集中地区， 线路损耗较大，而海上风电更靠近负荷中心，消纳条件优越。根据国家能源局公布 的全国非水可再生能源消纳责任权重，2022 年山东、江苏、浙江等沿海地区非水可 再生能源电力消纳比例低于全国平均水平，海上风电所发电力直接传输至沿海地区， 就近消纳避免了远距离输电造成的高输电成本与土地资源占用问题。

　　“十四五”期间大力发展海上风电，规模远超“十三五”。根据国家能源局数 据，2021年我国新增风电装机 47.57GW，其中陆上风电 30.67GW，同比下降39.47%， 海上风电受最后一批补贴电价带来的抢装影响，新增装机 16.90GW，同比增长 339.53%。据我们统计，除福建外主要沿海省份已明确“十四五”期间海上风电规划 新增并网规模，其中广东 17GW、江苏 8GW、山东 5GW、浙江 4.5GW、广西 3GW、 海南 1.2GW，规划新增的装机容量已达到 38.8GW，远超“十三五”期间 9GW 的 实际并网容量和 5GW 的规划并网容量。

　　海上风电平价渐行渐近，补贴退坡倒逼产业降本提速。2019-2020年，国家能源 局相继明确了2021年新核准的陆上风电项目与2022年新增的海上风电项目不再纳 入中央财政补贴范围，陆上风电补贴退坡后产业链加速降价，度电成本持续降低， 根据BNEF数据，2021年陆上风电平均度电成本下降至0.26元/kWh，与内陆燃煤电 价实现平价，在一些地形条件较好的区域已可以实现较好回报率，而海上风电2021 年平均度电成本0.54元/kWh，仍高于沿海主要省份0.37-0.46元/kWh的燃煤基准价。步入2022年，在国补取消的平价压力下，我们预计海上风电将延续陆上风电历史， 通过风机大型化、风场规模化、深远海化和零部件国产替代等技术进步推动海上风 电持续降本增效，加速平价步伐。

　　多地出台地方性补贴，省补接棒国补助力海上风电平稳过渡。目前广东、山东、 浙江等地已出台地方性补贴，其中广东和山东相继建立海上风电省级财政补贴制度， 对2022-2024年建成并网的海上风电项目分别对应给予1500/1000/500元/kW和 800/500/300元/kW的补贴，浙江则通过竞争性配置确定补贴，2022-2025年通过竞 争性配置确定扶持的项目，分年度的装机量分别不超过50/100/150/100万千瓦。国 补退出后，上网电价无法覆盖海上风电投资与建设成本，存量项目开发价值下降， 增量项目面临较大亏损风险。沿海省份省补政策的出台则有利于改善海风项目收益 情况，为海风并网项目向平价过渡提供了一定的保证，提升海风装机积极性。

　　海上风电招标如火如荼，海风平价渐行渐近。根据北极星风力发电网统计，目 前开标的风机（含塔筒）主流报价已低于5000元/kW，2021年11月中国海装以3830 元/kW的报价中标中广核象山涂茨280MW海上风电项目，刷新当年海上风电机组（含 塔筒）最低报价；而2022年1月东方电气又以3548元/kW的报价中标浙能台州1号海 上风电场项目，持续刷新风电行业报价最低纪录。相较于2019年平均价格高于6000 元/kW，2020年受补贴退坡带来抢装影响平均报价回升至7000元/kW，2022年海上 风电风机招标价格已下降超40%，报价下行趋势明显。尤其是2021年部分海风项目 的平价上网，更加速行业迭代升级，产业链整体平价渐行渐近。

　　风机基础作为支撑结构在海上风电项目的建设中占比更高。我国海上风电项目 成本的地域性差异较大，不同海上风电项目所在地的海床地质、水文条件各不相同， 直接导致风机基础成本差异扩大。而相比于陆上风机，海上风机容量更大、维修难 度更加复杂，需要配合更高的塔筒和桩基，原材料消耗更大，同时海上风机对桩基 的安全要求提高，成本造价随之提升。根据中国电建西北勘察设计研究院披露的2021 年国内某陆上风电项目成本拆分，目前陆上风电项目建设成本在5000-7000元/kW， 取各项均值计算该项目建造均价5800元/kW，其中风机锚栓和基础部分仅占总成本 的6.5%，而海上风电建设成本集中在13000-16000元/kW，其中支撑结构（风机基础） 的成本占比达8.9%，风机基础作为安全性保障在海上风电项目的建设中更加重要。

　　海上风机基础种类众多，桩式结构仍为目前主流基础。风机基础在设计时主要 考虑风机自重、荷载、水下地质条件、波浪力、水流力、风荷载、地震荷载、撞击荷 载等多种情况，结合成本综合考虑后确定选型。目前，常见的风机基础结构形式有 重力式结构、桩式结构、桶式结构和浮式结构四种，而桩式结构主要包括单桩基础、 多脚架基础、导管架基础、高桩承重台基础等，技术成熟、适应海况众多，是目前最 主流基础构型。

　　各型基础各有优劣，地质条件与经济性决定基础选择。从实际应用场景看，重 力式基础对地表承载能力要求高，适合地表坚硬且海床平缓地区，适合深度0-25m， 目前应用场景较少。单桩、多脚架、高桩承重台主要适用于0-30m中浅海，配套3-6MW 中型机组，其中单桩工艺简单、造价成本最低，适应海况广泛；多脚架刚度大于单 桩，成本介于单桩与导管架之间；高桩承台基础刚度大、抗水平负荷性能好，适用于 中等水深且对海床地质条件要求不高的区域，且施工难度小、大多数海上施工单位 都有能力施工。导管架基础适应水深20-50m海域，风机功率一般大于5MW，其借鉴 海上石油平台概念，在水深达到一定深度后其刚度较高的特点就能从经济性上反映 出来，但导管架结构交叉节点较多，结构建造复杂，结构疲劳敏感性更高。吸力桶式 基础与柱式基础类似，适用于海床为砂性土或黏软土的浅海区域，靠负压与自重使 基础平稳，但对负压筒沉放就位、调平、密封、纠偏等技术要求较高，目前技术主要 借鉴于国外，存在较大降本空间。漂浮式基础则主要应用于水深50m以上的远海区 域，通常配套5-10MW的大型机组，但造价成本在所有基础选型中最高，设计与安装 技术并不成熟，目前国内仍处于试点研发阶段。

　　江浙沪及山东地区风电基础多采用单桩，福建、广东项目多采用更复杂的桩基 结构。通过统计近年来并网的海上风电项目，山东、江浙沪近海区域水深较浅、海底 地质平缓，风电项目均采用单桩基础结构。福建海上风电场水深同样较浅，但地质 条件复杂，受台风等极端天气影响较大，风机基础以导管架和高桩承台式结构为主。而在海上风电大省的广东省，海上地质条件更为多样，应用基础种类更丰富，单桩、 高桩承台、多脚架、吸力筒基础均有广泛应用，其中包括应用我国首个吸力筒基础 的广东阳江沙扒湾风电项目。

　　吸力桩技术存在较大降本空间，海风平价推动下需求占比有望提升。作为海上 风电基础新技术，吸力桩在我国的应用晚于欧洲，2020年7月，国内首个吸力桩导管 架风机基础在广东阳江阳西县沙扒湾海域300MW海上风电项目中首次应用，开启国 内风机基础选型新技术。与其他基础相比，吸力桩基础主要利用从筒内泵出气/水产 生压力差形成吸力下沉，具有安装简便无嗓音污染、抗倾覆承载力高、节约钢材并 可重复利用等优点，生产及安装成本大幅下降。以福州长乐外海风电项目为例，单 台基础安装工期可从3天降低至12小时，单台基础应用可节约投资成本近1000万元， 按10MW每台机组功率计算，可降低1000元/kW的单位建筑成本。在海上风电国补全 面退出、电力市场化改革与海风全面平价进程提速的背景下，项目方对建设成本的 考核日益严峻，吸力桩技术有望以低成本高安全性优势，逐步打开国内市场空间。

　　公司与欧洲海风设计龙头企业SPT合作吸力桩技术，有望打开国内新市场。2019年6月，公司与荷兰SPT公司就海上风电基础设计及安装服务签署协议，共同开 拓海上风电吸力桩基础市场，同时公司积极申请国家能源局《吸力桩结构设计规范》、 《吸力桩技术施工规范》、《吸力桩基础勘察规范》等系列标准的编制工作，加速吸 力桩技术中国化进程，而国内仅少数几家企业具有项目经验，高技术与项目壁垒巩 固公司先发优势。

　　目前，公司该技术已成功应用于福州长乐外海AC区的海上风电场10MW大型机 组基础项目，满足项目建设总体要求。2022年2月，公司公告作为联合牵头人中标平 潭外海海上风电场项目EPC项目，其中归属于公司金额为4.29亿元，该项目预计将 再次采用吸力桩技术。公司在吸力桩技术的领先优势，有望助力公司持续打开国内 海上风电基础新市场。

　　利好政策频出，分布式光伏需求起量。2021年以来，政策全面加码支持分布式 光伏发展，户用光伏补贴0.03元/kWh延续至2021年底，整县光伏政策全力推进，当 年分布式光伏新增装机首超集中式达29.28GW，同比增长88.66%，累计装机容量达 107.51GW，占光伏并网装机容量的比例提升至135.14%。在整县推进、碳减排贷款 支持及农村能源结构转型等政策驱动下，分布式光伏对新增需求的拉动作用凸显。2022年4月，国家发改委价格司《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上 网政策的函》，延续对新核准陆上风电、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光 伏项目的平价上网政策，有望持续推动分布式光伏装机增长。

　　电价市场化改革扩大分布式光伏项目收益。2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革》，提出取消工商业目录销售电价，让 电价反映供需情况，推动工商业用户进入电力市场直接购电，或选择逐渐过渡，由电网企业代理从电力市场中购电。2022年以来，各省电网代理购电价格总体呈持续 上涨趋势，以广东为例，2022年4月广东省代理购电价格为569.5元/MWh，相比于 453元/MWh的燃煤基准价上涨了25.7%，度电价格涨幅超过0.1元。电价上浮推高工 商业分布式收益率，激发工商业业主对分布式光伏的投资需求。

　　能耗双控与碳足迹提振工商业光伏需求。受能耗双控力度加大与煤炭价格上涨 影响，电力供需平衡难以维持，2021年下半年全国出现较大规模停产限电危机，企 业追求稳定清洁低成本供电诉求强烈。2022年1月，国务院《“十四五”节能减排综 合工作方案的通知》明确新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核， 原料用能不纳入全国及地方能耗双控考核，进一步提振工商业用户对于分布式光伏 需求。而对于销量遍布全球的先进制造业来说，欧美的碳足迹追踪或将在未来制约 国内产品出口步伐，“自发自用”分布式光伏有望以低成本、强灵活性、碳足迹可追 踪满足工商业主部分用电需求。

　　成本持续降低，分布式光伏经济性凸显。根据CPIA，在全投资模型下，分布式 光伏发电系统在 1800/1500/1200/1000h 等效利用小时数下的 LCOE 分 别 为 0.19/0.22/0.28/0.33元/kWh，已全面具备平价上网条件。随着Topcon、HJT等新型 电池技术应用带来的更高光电转换效率以及大尺寸、大功率组件渗透率的提升，全 产业链成本有望进一步下降。

　　携手林洋能源共同增资一道新能，打造光伏电站解决方案集成商，共同开展海 上光伏研发。作为先进光伏发电技术和先进产能的领先者，一道新能在技术侧持续 强化新一代N型电池和轻质柔性组件技术，产能侧基于目前10GW电池和10GW组件 产能并力争在未来三年实现30GW电池和30GW组件产能优势，打造全场景光伏解决 方案供应商。而公司与林洋能源的战略入股将进一步强化一道新能运营能力和影响 力，加快客户资源的开拓与产品认证周期，实现产业链协同互补。于公司而言，增资 优质光伏组件生产商为公司拓展光伏EPC业务提供产能保证，在需求短期偏紧的竞 争格局下有望持续加码公司在光伏EPC领域竞争力。

　　宁德时代海外产品碳足迹追踪要求趋严，公司承接宁德时代屋顶光伏打造碳足 迹管理标杆项目。2022年3月15日，欧盟27国的财政部长在经济与 金融事务委员会（ECOFIN）会议上通过碳边境调节机制提案，对电力、水泥、化肥、 铝和钢铁五个行业的二氧化碳排放量征收碳关税，该计划于2023年1月1日开始实施。2023-2025年为实施过渡期，2026年起正式全面征收，未来仍有可能扩大到其他品 种。宁德时代作为全球领先的动力电池龙头企业，在面对日韩同类企业的全球化竞 争和潜在的关税制裁中对碳足迹的追踪日趋严谨，对清洁电力诉求愈发紧迫。2021 年10月，公司中标宁德时代新能源产业基地185MW屋顶分布式光伏发电项目EPC工 程，开启公司分布式光伏EPC新业务，未来随着宁德时代及其他全球性制造业对清 洁能源诉求的加深，公司EPC新业务有望迎来加速增长。

　　电力市场化改革攻坚破难，储能支持政策加速出台，产业化、规模化发展桎梏 已破。2021年以来电价市场化改革提速，高负荷地区峰谷价差扩大至4：1进一步提 高电价动态调整机制；煤电放开涨跌幅限制至基准价的20%以更及时反应煤炭价格 涨跌；推出绿电新品种以期发掘可再生能源环境价值，首批绿电溢价率约10%，电 站运营在摆脱补贴后迎来新机；抽水蓄能两部制电价明确缕清成本疏导机制，为大 规模抽蓄扫清障碍；储能参与电力市场的主体地位首次确立、成本补偿机制加快出 台、辅助服务参与机制逐步明确，电化学储能迎来景气拐点。展望未来，电价市场化改革路径清晰而迅速，多主体电源电价市场化还原电力商品属性，市场活力持续激 发，新型储能迎来新格局。

　　新增装机高增印证景气需求。受益于2017年《关于促进储能技术与产业发展的 指导意见》的出台与国内电力体制改革市场化推进所释放的政策红利，2018年电网 侧储能实现快速增长，国内新增电化学储能643.9MW，同比大幅增长432.6%。2019 年国家发改委明确电储能设施成本不得计入输配电价，电网侧储能成本回收受阻， 投资积极性回落导致当年电化学储能增速放缓。2020年起随着一系列政策的密集出 台和碳中和目标的高导向性，“储能 ”模式在多个应用场景实现规模扩张。根据 CNESA不完全统计，截至2021年底，全球与中国累计电化学储能达25.37GW和 5.73GW，同比增长67.72%和74.50%，当年新增10.24GW和2.45GW，同比增长 82.80%和55.42%，中美欧增速引领全球。

　　以储能EPC为切入点，携手动力电池巨头布局景气赛道。根据CNESA统计， 2021年国内新增投运储能装机中，宁德时代承包1.83GWh新增份额，全球储能电池 出货量16.51GWh，市场份额遥遥领先国内同类企业。公司携手动力电池巨头布局景 气赛道，2020年12月，宁德时代以14.52元/股价格受让公司8%股票成为第二大股东；2021年2月宁德时代再次以增资方式入股永福电通（后改名为时代永福，科技有限公 司），持股比例为60%，聚焦智慧能源与新能源产业；2021年5月时代永福与中核钛 白合资成立中核时代，聚焦风光储综合能源的开发、建设与运营，公司与锂电巨头 合作持续强化。

　　作为宁德时代上下游一体化布局的重要环节，公司与龙头企业合作高度协同与 互补，共同打造储能行业护城河。宁德时代凭借规模优势和品牌竞争力与全球范围 内众多企业展开合作，同时深度合作上下游企业，储能方面先后与星云股份、科士 达、易事特、国网综能、福建百城新能源、永福股份等行业龙头成立合资公司，全面切入风电、光电等发电侧储能、储充电站等电网侧储能和充电桩、家用储能柜等用 户侧储能，共同发力布局储能全产业链。目前公司在手示范项目包括：（1）以2062 万元中标金额承接国网时代华电大同热电储能工程并提供全过程咨询服务，打造全 国储能工程全过程工程服务标杆项目；（2）为国网时代福建吉瓦级宁德霞浦储能项 目提供数字化技术服务，实现储能站设计、施工、移交、运维等全生命周期数字化 技术应用，储能行业竞争优势持续强化。

　　数字化赋能，智慧能源与智能运维长期发展可期。公司智慧能源业务主要包括 电力信息技术服务、数字电力、电力通信和自动化业务，公司依托深厚行业背景为 电网公司、发电企业及能源产业链其他相关企业提供电力信息化产品和全生命周期 能源解决方案，产品已应用在福建省电力调度中心、长乐海上风电等多个项目中， 市场认可度较高。智能运维则主要是为客户提供风光储一体化运维服务，其中光储 智能运维平台在分布式光伏领域应用前景广泛。未来，公司数字化业务有望从福建 拓展至全国，从电网企业向能源企业开拓。

　　从前端建设到后端运营，设计与信息化协同强化公司优势。公司基于EPC工程 积累的项目资源与客户优势，充分发挥设计数据源头优势，研发新能源、储能监控 系统及光伏云、储能云、综能云平台产品，向客户提供数字能源的整体解决方案。此 外，公司致力于风电、光伏、储能等智能化运维服务，基于大数据、云计算、人工智 能等先进技术，构建全过程数字化、智能化管控平台，为客户资产提供全生命周期 的优质服务，提升系统效率、降低运维成本。公司同时拥有电力设计与电子信息技 术团队，可以结合两方面形成独特行业优势，有望为企业后期智慧能源与智能运维 等数字化业务提供新机遇。