10月26日，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，方案明确：大力发展新能源。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。
这对于风能、光伏等可再生能源来说，是一场历史级别的发展大机遇。
海上风电作为可再生能源发展的重要领域，是近年来全球风电发展的重点方向之一：
全球海上风电从2010年到2020年的年均增速达到近30%，国际可再生能源机构（IRENA）预测，2050年世界海上风电装机容量可达1000GW。
我国正进入海上风电快速发展阶段，已连续三年位居全球新增装机容量第一，据全球风能理事会（GWEC）统计，中国截至2020年的累计装机容量已达到9898兆瓦，距第一名的英国（10206MW）仅差308MW。
2021年上半年，我国风电新增并网装机1084万千瓦，其中海上风电新增装机214.6万千瓦，已超越英国位居全球第一。
国信证券在最新报告中认为，海上风电是十四五期间最后平价的新能源赛道，拥有更大的发展潜力，有望成为发展最快的新能源细分赛道。
我国发展海上风电优势明显、前景广阔
从能源体系来看，我国能源供应和能源需求呈逆向分布，在资源上（包括新能源资源）“西富东贫、北多南少”，在需求上恰恰相反。而我国海上风电资源丰富，同时具有运行效率高、输电距离短、就地消纳方便、不占用土地、适宜大规模开发等特点，海上风电将成为我国大力发展可再生能源的必然选择。
从资源上分析，我国海岸线长约1.8万公里，岛屿6000多个。2010年国家气象中心所编制的风能资源普查成果，我国近海水深5-25米和25-50米海域内，100米高风能资源技术可开发量分别为210GW和190GW，年运行小时数最高可达 4000小时以上；中国风能协会评估中远期我国海上风资源技术开发潜力超过3500GW。
从需求上分析，我国海上风能资源主要处于东部沿海地区，以福建、浙江、山东、江苏和广东五个省份为主，当前上述省份电力供应紧张，用电增速较快，海上风电可作为绿色能源的重要补充，为大规模发展海上风电提供了足够的市场空间。
从季节性上分析，中国工程院咨询研究团队预测，2030年中东部地区最大用电负荷将达到970GW，必须采取“集中开发、远距离输送”与“分布式开发、就地消纳”并举模式。紧邻东部负荷中心的海上风电大规模开发，能够减轻“西电东送”通道建设压力；海上风电与“西电东送”的水电还能在出力上形成季节互补。
海上风电将是十四五“最后平价、发展最快”的新能源赛道
自2009年国家能源局印发《海上风电场工程规划工作大纲》以来，在国家政策的扶持之下，我国海上风电装机量飙升。
不过，海上风电对技术的要求远超陆上风电，其建设、运维成本也较高，长期以来，高经营成本主要依赖电价补贴进行疏导。以0.85元/千瓦时的上网电价为例，度电补贴0.45元，补贴比例高达53%。
长期依赖补贴不可持续，在陆上风电退出补贴后，我国海上风电也即将迎来“成人礼”。
2019年5月，国家发改委印发了《关于完善风电上网电价政策的通知》，提出自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴；先前已核准但未在2021年底前完成并网的项目，国家不再补贴。
2020年1月发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》指出，新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准(备案)并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。
与此同时，2020年以来东部省份相继出台十四五海上风电发展总体规划和相关配套政策，其中广东明确将推出地方补贴政策，浙江省也在酝酿地方补贴方式，其他各省通过大规模的平价开发规划，积极支持本地区海上风电的降本增效和平价开发。
这意味着，明年开始全国海上风电正式进入全面平价/地方补贴的时代，且时隔近一年，我国海上风电招标重启，预示平价序幕拉开。
由于2019年和2020年一季度，国家补贴范围内的海上抢装项目进行了密集的设备招标，招标总量达到21.9GW，远超2020-2021年11.5GW的实际吊装需求，因此2020年2季度开始，海上风电主设备招标大幅减少，2020年下半年招标需求同比下滑88%至1.4GW，2021年上半年则为完全空白。
2021年9月8日华润电力重新开始就浙江苍南400MW项目组织重新招标。近日，中广核象山涂茨海上风电场项目和华润电力苍南1号海上风电项目整机采购相继开标，整机商最低报价分别达到了3830元/千瓦、4061元/千瓦（含塔架），较2020年的7000元/千瓦的平均报价降低了40%左右。快速降本将提速海上风电平价发展。
目前，新能源中光伏和陆上风电，都已实现平价上网，海上风电将是十四五期间最后一个进入全面平价时代的新能源，拥有更大的发展潜力。
国信证券预计，2021年4季度广东、福建也将启动平价时代的海上项目招标，总容量或达到2GW以上，我国海上风电招标将进入新一轮平价增长期。
随着平价阶段海上供应链各个环节共同挤出抢装期间过高的利润水平，同时通过技术创新整体降本，2022年开始我国海上风电单位造价进入快速下降阶段，单位造价从目前的1.4-1.8万元区间趋近于1-1.4万元/千瓦，加上东部地区绿电交易可获得3-5分钱的减碳溢价，进一步提高项目投资收益率。
预计2022-2025年我国将迎来海上风电平价大发展的黄金时代。2025年我国海上风电年新增装机将达到12GW，行业年均符合增速达到44%，三年累计增长200%，成为发展最快的新能源细分赛道；2025年底预计我国海上风电累计吊装容量达到48GW。
未来主要依靠关键技术突破以及产业规模培育降本
“平价时代”对风机运营的成本提出了更高的要求，对于崛起中的风机厂商来说，降本增效至关重要，同时也是巨大的机遇。
根据国信证券海上风电造价成本图，海上风电投资大致分为主体工程投资（90%）和其他费用（10%），剔除其他费用，风机和基础合计占项目投资成本的60%左右，因此是最主要的降本环节。
①风机大型化是海上风电降本增效的关键，关键技术的突破是核心。
目前海上风电机组向着“大容量、轻量化、高可靠”趋势发展，国外最大单机容量达到15MW，国内最大单机容量为16MW（明阳智能）；单机容量的增加可以显著的降低单位容量的风机物料成本，从而降低单位容量的风机造价。
虽然大型以后单台风机造价成本更高，但由于整场所需要安装的风机数量减少，在风机基础、海底电缆、施工安装及运营上的投入都会降低。同时分摊到单位容量的风机造价和其他环节的成本都会大幅下降。
值得注意的是，通过放大叶轮直径可以直接提高风机的发电量和利用小时数，但需要通过新材料、新结构来有效控制叶片的重量增加，同时保持良好的气动性能。
以明阳智能海上风机系列产品参数为例，可以看到当风机从5.5MW升级到8.3MW，尽管配套的叶轮直径也从155米放大到180米，但整体物料成本依然有明显的下降，单位容量的成本得到有效降低。
未来海上风机能达到尺寸上限与多个因素有关，包括风机技术的创新、传动链的优化、新材料、监管以及运输和安装的限制。
国信证券测算：
随着2022年平价海上风电启动招标，8-9MW产品平台会快速取代当前抢装阶段的5-7MW平台，同时2024年起10MW以上机组开始批量进入商业化阶段。
随着单机功率的不断增加，未来15-16MW的风机销售价格有望最多较抢装时期的7000元/千瓦下降超过3000元/千瓦，同时风机基础环节（单桩+风塔）也可以下降超过1600元/千瓦。
②“规模化”发展也将成为海上风电降本的关键。
随着风电场规模扩大，海上风电场关键部分投资总体上呈下降趋势。这一方面体现在开发规模扩大后，采购设备、施工、服务等环节有一定的议价空间；另一方面是通过规模化开发能够统一设计、统筹安排组织施工，提升建设效率，降低单位千瓦投资水平。
国信证券测算，当开发规模由30万千瓦增加到100万千瓦时，关键部分投资将由14097元/千瓦降到12568元/千瓦，降低1529元/千瓦，降幅达到10.8%。
劳伦斯伯克利实验室的一项研究表明，除了降低度电成本之外，风机规格的增大可以提高风电对电力系统的价值，并提供其他“隐形”效益，包括输电利用率提高带来输电费用的降低，风电输出的稳定性提高可以降低电力系统的平衡成本，风电长期输出的不确定性减少也将降低投资成本。
此外，我国平价海上风电项目的资本金收益率对发电小时数和造价都非常敏感，海上风电利用小时数每提高100小时，资本金收益率可以提高1个百分点，造价每下降500元/千瓦，资本金收益率可以提高1.4个百分点。
因此，成本下降的同时也可降低融资成本，从而进一步降低总体成本。
注：本文内容主要摘录自国信证券研报《海上风电专题研究之二：全球海上风电市场展望及重点产业链介绍》