海外风电装机分析报告：柳暗花明蓄势待发

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录全球：欧美主导海外，欧洲海风占优欧洲：多国流程改善，催化海风放量美国：陆风平稳增长，海风突破在即其他地区：建设提速，海风未来可期总结：海外多点开花，海风拐点降临0102030405%%2%%%%%%01全球：欧美主导海外，欧洲海风占优%%3%%%%%总体：全球装机增速平稳，海风发展普遍快于陆风01表：主要区域海风年化复合增速情况➢➢全球维度，2020年、2021

年新增风电装机分别为95.3GW、93.6GW；2022年新增装机77.6GW，因疫情等因素有所下降。海外市场方面，2022年新增风电装机40GW，同比下降13%。全球陆风中国陆风海外陆风风电海风风电海风风电海风结构来看，全球风电目前仍以陆风为主，2022年末累计装机中，陆风占比超90%。增速来看，全球风电整体和陆风增速相对平稳，海风增速较快，尤其是近几年中国海风增速显著高于海外市场。近10年CAGR近5年CAGR5.6%4.6%

22.6%

11.2%

9.8%

44.5%

7.2%7.0%

14.4%

13.9%

12.0%

33.8%

7.9%6.6%

18.2%6.9%

21.2%7.7%资料：GWEC，IEA，WWEA，国家能源局，长江证券研究所图：全球风电新增装机与同比增速（GW）图：海外风电新增装机与同比增速（GW）120250%200%150%100%50%5045403530252015105150%100%50%0%1008060402000%-50%-50%-100%0-100%202220112012201320142015201620172018201920202021201120122013201420152016201720182019202020212022风电新增装机量风电同比增速海风新增装机量海风同比增速陆风新增装机量陆风同比增速新增装机量海风新增装机量海风同比增速陆风新增装机量陆风同比增速整体同比增速资料：GWEC，IEA，WWEA，长江证券研究所资料：GWEC，IEA，WWEA，国家能源局，长江证券研究所%%4%%%%%%总体：欧美主导海外装机，新兴市场增长显著01图：2022年全球各地区累计风电装机及占比（GW）➢➢按大洲划分，欧洲、北美洲和亚洲（除中国）为海外前三大风电市场。其中，欧洲市场起步较早，增长相对平稳，近年年均新增风电装机在15-20GW左右，占比在20%-25%左右；2022年累计风电装机255GW，全球占比28%。北美洲市场波动幅度较大，装机高峰装机可达17GW，近两年有所下降；2022年累计风电装机159GW，全球占比18%。大洋洲,11

,1%非洲&中东,

10

,1%欧洲,255

,28%拉丁美洲,

45

,5%亚洲（除中国）,

61

,7%以亚洲、拉丁美洲等为代表的新兴市场近几年变动较大。亚洲市场波动上升，2022年新增装机达4.2GW，全球占比约5%。拉美市场发展迅猛，2022年实现风电装机5.2GW，

全球占比约7%。两个地区的累计装机规模占比较小，分别在7%和5%。（上述亚洲市场不含中国）中国,365

,40%北美洲,159

,18%资料：GWEC，国家能源局，长江证券研究所表：全球各地区历年新增风电装机及占比（GW）亚洲（除中国）年份中国占比欧洲占比北美洲占比占比拉丁美洲占比大洋洲占比非洲&中东占比2017201819.6621.1426.7954.4347.5737.6314%37%42%44%57%51%49%17.0211.6815.3714.7517.4119.132%32%23%25%15%19%25%7.368.159.7417.0913.429.626%14%16%16%18%14%12%5.044.472.992.515.824.24-3%9%9%5%3%6%5%3.213.743.694.575.825.2110%6%7%6%5%6%7%0.500.550.841.101.751.4123%1%1%1%1%2%2%0.630.970.940.821.810.35-11%1%2%2%1%2%0%2019202020212022近5年CAGR资料：WWEA，国家能源局，长江证券研究所%%5%%%%%%陆风：欧美成为海外最大陆风新增装机区域01图：2022年全球各地区累计陆风装机及占比（GW）➢➢按大洲划分，欧洲、北美洲和亚洲（除中国）为海外前三大陆风市场。欧洲市场近2年年均新增在15GW左右，占比24%；截至2022年累计装机225GW，占比27%。北美市场近几年有所波动，但绝对规模较为领先，占比约15%-20%；截至2022年累计装机159GW，占比19%。亚洲（除中国）市场有所波动，2022年新增装机约4.4GW，全球占比约6%。拉美市场2022年新增装机5.2GW，

全球占比约7%。目前两地累计装机规模占比较小，2022年累计规模占比分别在7%和5%。（上述亚洲市场不含中国）大洋洲,11

,1%拉丁美洲,

45

,5%非洲&中东,

10

,1%欧洲,225

,27%亚洲（除中国）,

58

,7%中国,334

,40%北美洲,159

,19%资料：WindEurope，GWEC，长江证券研究所表：全球各地区历年新增陆风装机及占比（GW）亚洲（除中国）年份中国占比欧洲占比北美洲占比占比拉丁美洲占比大洋洲占比非洲&中东占比2017201818.5020.2023.7650.5830.6732.5812%37%43%43%56%41%46%13.879.0228%19%21%13%19%24%7.368.159.7417.0813.429.626%15%17%18%19%18%14%5.434.274.333.556.684.39-4%11%9%8%4%9%6%3.213.743.694.575.825.2110%6%8%7%5%8%7%0.500.550.841.101.751.4123%1%1%2%1%2%2%0.630.970.940.821.810.35-11%1%2%2%1%2%0%201911.7411.8314.1016.674%202020212022近5年CAGR资料：GWEC，国家能源局，长江证券研究所%%6%%%%%海外：欧洲目前是海外海风的主要市场01表：2022年全球各地区累计海风装机及占比（GW）➢全球海风市场格局集中，除中国外，主要是欧洲地区（英国等），其他市场比重较低。欧洲海风发展较早，近几年相对平稳，每年新增装机保持在3GW左右，过去一直是全球最大海风新增装机地区，2020年开始被中国超越。排名国家中国英国德国荷兰丹麦其他合计装机31.413.98.1占比49%22%13%4%123456➢➢与此同时，随着美国及新兴市场海风规划的陆续发布，其他地区海风发展在不断提速。2022年其他地区海风装机超过1GW，占比约15%。我们认为未来海外海风市场有望呈现多点开花，除中国、欧洲外，北美、亚洲其他地区有望逐步放量。2.82.34%5.89%64.3资料：GWEC，长江证券研究所表：全球各地区历年新增海风装机及占比（GW）年份201720182019202020212022中国1.181.732.493.8516.905.0534%占比26%39%40%56%80%57%欧洲3.152.663.632.923.322.46-5%占比70%60%59%42%16%28%其他0.170.010.080.140.881.2950%占比4%合计4.504.406.206.9021.108.8014%0%1%2%4%15%近5年CAGR资料：GWEC，长江证券研究所%%7%%%%%%机型：欧洲地区勇立风机大型化潮头01图：2018年各国平均新增风机容量（GW）➢➢全球风机大型化。对比各国2018年平均新增风机容量和2021年全球各地区风机出货机型情况可以发现，全球风机均在大型化发展过程中。欧洲勇立风机大型化潮头。2021年，5MW以上机型在欧洲出货占比最高；4-5MW机型主要在拉丁美洲占比高；3-4MW机型亚太占比较高，非洲、拉丁美洲占比也较高。4.54.03.53.02.52.01.51.00.50.04.03.83.83.43.22.52.52.42.42.22.1➢整体而言，欧洲走在风机大型化趋势的前列，

5MW以上机组规模最大，占比最高，3MW以上机型规模和占比同样可观。北美洲2021年2-3MW机型占主流，大型化进程较慢。巴西加拿大中国丹麦德国印度法国瑞典英国美国全球资料：GWEC，长江证券研究所表：2021年全球各地区风机出货机型情况（台）机型0-1MW欧洲83占比北美洲0占比0.00%0.00%67.44%6.02%25.35%1.19%拉丁美洲占比亚太9占比非洲占比其他占比0.00%0.00%0.26%35.53%64.21%0.00%1.96%000.00%0.00%2.81%0.05%0.44%0600.00%13.04%25.00%46.96%15.00%0.00%001-2MW80.19%0802-3MW768109415517234.0518.17%25.88%36.69%17.10%29472631108524153427440352919383.6629.13%40.57%19.24%10.57%1152166913-4MW558856438.25%58.67%0.27%13524404-5MW5MW以上平均（MW）03.114.073.144.14资料：GWEC，长江证券研究所

备注：平均值计算时，各区间机型取均值，5MW以上取6MW计算%%8%%%%%%02欧洲：多国流程改善，催化海风放量%%9%%%%%欧洲：电价政策变动刺激抢装02➢➢➢2015-2017年：欧洲风电新增装机增长显著，主要因为补贴政策变动而引发抢装。其中，德国、英国新增装机量较大。1）德国：2017年1月1日起正式转为招标程序，只有在2016年底前核准的项目才能享受EEG补贴，引发风机抢装。2）英国：2017年英国RO制度正式退出，转为CfD招标机制，刺激陆风抢装。2018-2019年：欧洲风电新增装机短暂下滑后有所回升。由于2017年德国EEG补贴政策、英国RO制度退出前引发大规模抢装，政策退出后2018年行业装机阶段性调整，导致当年装机下滑。2019年风电新增装机有所修复，其中英国约2.4GW风电装机（1.8GW海风）、西班牙16-17年竞拍的超4GW项目大部分并网。2020-2022年：欧洲风电装机修复后保持增长。其中，德国、瑞典、芬兰新增装机增长较快。1）德国：2020年推出简化版审批程序，带动装机有所回升。2)瑞典：风电技术进步、建设成本下降，刺激装机不断增长。3）芬兰：21年部分项目延期到22年并网，导致22年装机量激增。图：欧洲风电过往新增装机情况（GW）25芬兰风场建设成本下降，21年疫情导致部分项目延至22年并网德国于2017年转为招标程序，刺激此前大量项目申请核准；英国可再生能源义务证书制英国Beatrice

2（588MW）项目全面投运、Hornsea1（1.2GW）项目并网；西班牙16-17年竞拍的超4GW风电项目大部分并网德国推出简易版审批程序；英国MorayEast、Triton

Knoll风场投运德国风电规划审批程序冗长；瑞典风电建设成本下降；荷兰Borssele(I-IV)海风项目投运德国风电项目于2017年转为招标程序，导致装机量下降；英国可再生能源义务证书制度（RO）于2017年退出，导致风电装机下降2015105度（ROCs）于2017年退出，2014年德国EEG法案修订，可再生能源发电逐渐市场化，刺激风电抢装德国EEG改革刺激风电装机增长刺激陆风抢装020152016201720182019202020212022德国瑞典芬兰法国英国西班牙波兰荷兰土耳其意大利其他资料：WindEurope，长江证券研究所%%10%%%%%%欧洲：风电约占总发电量12-13%，投资规模快速提升02图：风场建设成本随风机大型化有所下降➢➢从发电结构看，近年风电占欧洲总发电量的比例有所提升，目前约占总发252015105电量的12-13%。21.5从风电投资额看，2016年欧洲风电投资额、新增投资容量快速增长，其中英国、德国为主要国家，分别投资126.8亿欧元、53.3亿欧元，新增投资容量分别约3.54GW、1.79GW；2020年成为风电投资额第二高的年份，其中英国风电投资占比最高（约135亿欧元），主要用于Dogger

Bankphases

A&B海风项目（2.4GW）建设。2021年是新增风电投资容量最多的一年，主要因为随风电建设成本下降，利用更少资金可以建设更多风场容量。18.016.816.88.23.38.13.87.23.16.52.702018201920202021海风单机容量（MW）陆风单机容量（MW）风电单位投资额（亿欧元/GW)资料：WindEurope，长江证券研究所

备注：2020年因海风投资额占比较高，导致单位投资额较高，2021年虽单位投资额下降至2016年水平，但其中海风占比较2016年更高图：欧洲风电约占12-13%的总发电量图：欧洲历年风电投资额（亿欧元）50045040030252015105100%90%24.624821.61889.5%9.9%11.6%20.225080%70%60%50%40%30%20%10%0%13.2%12.5%3503002502001501005016.42351614.118113.218213.317311.618011.5154171277221166129125977261662800201220132014201520162017201820192020202120172018201920202021海风投资额（亿欧元）陆风投资额（亿欧元）新增风电投资容量（GW）石油天然气煤炭核电水电风电光伏其他资料：

BP世界能源统计年鉴，长江证券研究所资料：WindEurope，长江证券研究所%%11%%%%%%欧洲：德国累计装机最多，当前各国装机较为平均02表：欧洲各国历年新增装机容量（GW）➢➢从累计装机看，2022年欧洲累计装机约255GW，其中累计装机前三20156.010.620.381.071.150.001.270.620.960.311.4620165.440.470.571.560.800.050.680.891.400.281.7920176.580.200.541.694.270.100.040.080.770.252.2920183.370.720.001.571.900.400.020.170.500.452.5920192.191.590.241.342.392.320.050.100.690.464.0120201.651.010.301.320.601.400.731.981.220.144.3920211.932.100.671.192.650.760.661.341.400.204.4720222.752.442.432.071.681.661.521.300.870.531.89的国家分别为：德国（66.3GW，占26.0%）、西班牙（29.8GW，占11.7%）、英国（28.5GW，占11.2%）。德国瑞典芬兰从新增装机看，2022年装机排名前五的国家分别为德国、瑞典、芬兰、法国、英国。其中，德国新增装机在2017年后曾出现阶段性走弱，主要因为固定补贴电价退出。英国新增装机也曾因RO政策退出短暂下降，随着此前CfD招标的海风项目投运，带动部分装机修复。法国英国西班牙波兰荷兰土耳其意大利其他资料：WindEurope，长江证券研究所图：欧洲各国2022年累计装机容量（GW）图：欧洲各国2022年累计装机结构（GW）70605040302010066.3德国18.2%西班牙英国26.0%46.4法国2.9%3.1%瑞典29.8土耳其意大利荷兰28.53.6%21.14.7%14.611.7%12.011.89.1波兰7.97.34.7%丹麦5.7%11.2%8.3%其他德国西班牙英国法国瑞典土耳其意大利荷兰波兰丹麦其他资料：WindEurope，长江证券研究所资料：WindEurope，长江证券研究所%%12%%%%%欧洲：多数国家陆风占比高，瑞典、芬兰装机提速02表：欧洲各国历年陆风新增装机容量（GW）➢➢从陆风累计装机看，2022年欧洲陆风累计装机约225GW，其中累计装机前三的国家分别为：德国（58.3GW，占26.0%）、西班牙（29.8GW，占13.3%）、法国（20.7GW，占9.2%）。201720182019202020212022陆风陆风陆风陆风陆风陆风陆风占比陆风占比陆风占比陆风占比陆风占比陆风占比新增装机0.200.485.330.101.690.040.080.772.590.252.13新增装机0.720.002.400.391.560.020.170.500.590.452.22新增装机1.590.241.082.321.340.050.100.690.630.463.26新增装机1.010.301.431.401.320.730.491.220.120.143.66新增装机2.100.671.930.761.190.660.951.400.330.203.86新增装机2.442.432.401.661.591.520.930.870.500.501.83瑞典芬兰100%0%100%100%87%100%100%49%100%100%87%100%100%100%100%100%100%71%100%100%88%从陆风新增装机看，2022年陆风装机排名前五的国家分别为瑞典、芬兰、德国、西班牙、法国。其中，瑞典、芬兰近年陆风装机有所提速，2022年分别新增装机2.44GW、2.43GW，主要由于风场建设成本下降，风电装机节奏提速；同时，芬兰由于21年受疫情影响，部分装机项目延期至22年并网，因而22年新增装机容量达到更高水平。德国71%西班牙法国99%100%100%100%25%100%100%100%100%100%26%100%100%100%25%100%77%100%100%100%100%31%波兰100%72%荷兰土耳其英国100%19%100%19%100%12%100%30%意大利其他100%86%100%84%100%81%100%84%100%86%94%97%➢从装机结构看，欧洲各国新增装机基本以陆风为主（除英国外）。资料：WindEurope，长江证券研究所图：欧洲各国2022年陆风累计装机容量（GW）图：欧洲各国历年陆风新增装机结构（GW）701816141210858.3605040302010043.329.8620.7414.614.4212.011.87.906.25.720172018德国20192020荷兰2021英国

意大利2022瑞典芬兰西班牙法国波兰土耳其其他德国西班牙法国英国瑞典土耳其意大利波兰荷兰葡萄牙其他资料：WindEurope，长江证券研究所资料：WindEurope，长江证券研究所%%13%%%%%%欧洲：英国海风占比高，英国、荷兰近年装机较多02表：欧洲各国历年海风新增装机容量（GW）➢➢从海风累计装机看，2022年欧洲海风累计装机接近30GW，其中累计装机前三的国家分别为：英国（约12.7GW，占46.0%）、德国（约7.7GW，占26.6%）、荷兰（约3.0GW，占9.3%）。201720182019202020212022海风新增装机海风新增装机海风新增装机海风新增装机海风新增装机海风新增装机海风占比海风占比海风占比海风占比海风占比海风占比英国丹麦1.739%0%1.369%22%0%1.874%93%0%0.581%0%2.388%80%29%1%1.270%0%0.00.10.40.00.60.0从海风新增装机看，英国、德国历年新增装机容量较高，英国、荷兰近年海风装机较为较多，丹麦2021年出现海风装机短期高增。其中，英国2021年海风增长提速，主要因为MorayEast、Triton

Knoll

海风风场投运。丹麦2021年海风增速较快，主要由于全球第一个混合海上风电项目Kriegers

Flak（约0.6GW）投运。荷兰0.00%0.00.01.575%0%0.40.428%14%12%0%挪威0.00%0.00%0.00%0.00.00.1德国1.219%35%11%0%1.029%60%0%1.151%64%0%0.213%82%0%0.00%0.3比利时芬兰0.20.30.40.70.00%0.00.10.00.00.00.00%0.00%葡萄牙西班牙法国0.00.00%0.012%0%0.081%0%0.00%0.00%0.00%0.01%0.00.00.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.523%0%瑞典0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%0.0资料：WindEurope，长江证券研究所图：欧洲各国2022年海风累计装机容量（GW）图：欧洲各国历年海风新增装机结构（GW）4.03.51412.740.00121083.02.52.01.51.00.50.01.111.257.710.220.971.310.3462.321.681.7641.182.992.312.260.4822017201820192020202120220.190.070.030.030.010.010英国丹麦荷兰挪威德国比利时芬兰葡萄牙西班牙法国瑞典英国德国荷兰丹麦比利时瑞典芬兰爱尔兰葡萄牙挪威其他资料：WindEurope，长江证券研究所资料：WindEurope，长江证券研究所%%14%%%%%%欧洲：海风进展全球领先02图：2000年-2021年全球海风离岸距离和水深情况➢海风风机愈来愈大、项目离岸愈来愈远。2010年欧洲海风平均项目规模155MW、水深21m、离岸18km，2020年平均项目规模347MW、水深39m、离岸41km。2020年，中国平均项目规模350MW、水深29m、离岸21km。可以发现，中欧海风正在逐步迈向深海，离岸距离和水深都在持续扩大，并且欧洲发展速度更快。表：中欧海上风机场选址和机型情况数据类型国家/地区中国欧洲中国欧洲中国欧洲中国欧洲中国欧洲中国欧洲201067201510927010202035034721项目尺寸（MW）15512离岸距离（km）水深（m）184941912292129399010397中心高度（m）叶片直径（m）风机尺寸（MW）83871301194.004.201621625.907.901122.803.10资料：IRENA，长江证券研究所资料：IRENA，长江证券研究所%%15%%%%%欧洲：上调装机目标，波罗的海、挪威海适合发展海风02图：欧洲风能资源分布情况➢➢从海风装机目标看，受能源危机、俄乌冲突影响，欧洲各国加速能源转型节奏，不断上调海风装机目标。根据欧洲各国最新的海风装机目标看，预计到2030年海风累计装机有望超110GW。从海风资源条件看，英国、爱尔兰、挪威、瑞典、丹麦、荷兰等国家海岸线狭长，且毗邻波罗的海、挪威海域风能资源丰富（平均风功率密度在1000W/㎡以上），较为适合发展海上风电。表：欧洲各国最新的海风装机目标（GW）2030≥60502035204020452050欧盟英国德国3040≥70荷兰22.212.9丹麦法国1840波兰5.91130挪威爱尔兰西班牙5330埃尔比斯宣言**≥65≥150资料：GWEC，长江证券研究所

备注：参与埃尔比斯宣言的国家包括德国、丹麦、比利时、荷兰；若剔除欧盟、埃资料：Global

WindAtlas，长江证券研究所

备注：图中颜色深度代表风功率密度，颜色越深，表示风功率密度越大尔比斯宣言国家、德国、荷兰、丹麦、比利时、爱尔兰、西班牙重复计算部分，保守估计到2030年海风累计装机容量为128.8GW%%16%%%%%%英国：近年以海风装机为主，风电发电量占比超20%02图：英国海陆风累计装机情况（GW）➢➢➢从发电结构看，英国近年风电约占总发电量的20%以上，仅次于天然气发电，为第二大发电。从累计装机看，2022年英国风电累计装机约28.49GW，其中陆风累计装机约14.58GW（约占51%），海风累计装机约13.92GW（占比49%）。从新增装机看，2017年新增装机爆发性增长，主要因为RO政策退出引发抢装。随RO政策退出，整体装机阶段性下降。其中，2017年以后海风装机增速较陆风快，主要因为保守党政府2015年发布陆上风电禁令（2020年有所缓解），限制陆上风电的发展，以海上风电为主。从各轮次CfD招标看，海风招标量明显较陆风更多。陆风海风13.92

,49%14.58

,51%资料：WindEurope，长江证券研究所图：英国近年风电约占总发电量的20%以上图：英国海陆风新增装机及CfD招标情况（GW）100%90%80%4.58765432104.03.53.02.52.01.51.00.50.014.8%17.1%19.8%70%60%50%40%30%20%10%0%20.8%24.2%CfD（R1）CfD（R2）CfD（R3）CfD（R4）20172018201920202021201720182019202020212022石油天然气煤炭核电水电风电光伏其他陆风新增装机（GW）海风新增装机（GW）陆风（GW）海风（GW）资料：BP世界能源统计年鉴，长江证券研究所资料：WindEurope，英国政府官网，长江证券研究所%%17%%%%%%英国：海风上网电价成本低，项目IRR显著领先02表：欧洲主要国家海风项目收益率及成本情况➢➢➢从上网电价看，在英国2022年第四轮CfD招标中，海上风电项目中标的上网电价较燃气发电站的电价显著便宜。按本轮CfD招标项目投运时间看，预计到2024年投运的海风上网电价为49£/MWh，将低于陆风上网电价（2024年，50£/MWh）、光伏上网电价（2024年，55£/MWh）。从项目成本看，对于2022年投运的典型英国海风项目（容量1000MW，单机功率10MW，水深30米，离岸距离60公里），其资本开支约为19795元/KW。其中，风机、基础、施工安装成本占比较高，分别占CAPEX成本的24.9%、11.8%、41.7%。2020LCOE（€/MWh)国家项目收益率10-15%5-10%英国128133127143130德国丹麦5-8%比利时法国7-15%5-10%从海风IRR看，英国海风IRR约为10-15%，其余欧洲国家多在5-10%。资料：UK

Trade

&Investment《UK

Offshore

Wind：Opportunities

fortrade

andinvestment》，Bloomberg

NewEnergy

Finance，长江证券研究所

备注：项目收益率为2020年值图：英国海风项目CAPEX成本拆分项目开发与管理图：英国海上风电上网电价较燃气电价便宜风机5.1%塔筒24.9%海缆41.7%风机基础海上升压站陆上升压站运营基地施工安装及调试维修2.9%7.2%11.8%0.1%

5.1%1.3%资料：CarbonBrief，长江证券研究所资料：

CATAPULT，长江证券研究所%%18%%%%%英国：推行CfD竞价机制，2030年海风目标50GW02➢➢从补贴政策看，英国最早于1990年开始推行“非矿物燃料义务（NFFO）“，对化石燃料电厂征税并给予可再生能源发电补贴。2002年起推行”可再生能源义务证书制度（RO）”，要求电力供应商每年强制性提交绿色发电证书；电力供应商可以向发电商购买绿电证书或缴纳罚款，以完成考核任务，并实现对可再生能源的补贴。2010年起推行FiT计划，对小型可再生能源发电项目进行补贴，刺激装机进一步增长。为了降低可再生能源发电的成本，英国政府自2014年起开始出台CfD竞价机制，并于2015年开启第一轮CfD招标，按照价低者得的原则确定中标人选。从风电规划看，英国当前规划到2030年海风装机50GW，其中含5GW漂浮式海风。同时，根据政府出台的2020年《海上风能行业交易》，海风项目要求本土供应链占比在60%以上。表：英国可再生能源发电补贴政策发展历程表：英国风电政策梳理时间项目内容时间政策内容2018政府-行业联合海上风电协议规划到2030年海上风电累计装机30GW非矿物燃料义务

对化石燃料电厂征税，收集的资金用于补贴核电，少量的资金用于支持可再生能源。1990-1998（NFFO）1998年底起，不再补贴核电，但仍继续收费用于仍在执行的可再生能源合同项目。1）将投资2.5亿英镑，建立更强大的英国供应链体系，构建离岸风能增长伙伴关系（OWGP），以提高生产力和竞争力；2）国内项目中，要求英国本土供应链在2030年达到60%以上，并计划在资本支出阶段增加英国本土比重；3）到2030年，将海上风电产业链中女性劳动力的比例提高到至少三分之一；4）设定到2030年将出口增加五倍至2020海上风能行业交易英国天然气和电力市场监管办公室（Ofgem）根据符合规定的可再生能源发电商的发电量核发绿色证书，并要求电力供应商定期提交可再生能源义务证书，否则会除以罚款。此时，供电商需向发电商购买绿电证书，以完成任务考核指标。可再生能源义务证书2002-201726亿英镑的目标制度（RO）202120212022能源白皮书将2030年海风累计装机目标由30GW上调至40GW面向小规模可再生能源和低碳发电技术，包括：5MW及以下的太阳能光伏、风电、小规模上网电价计划

水电和2kW及以下的微型热电联产。FiT可以带来三部分收益：1）无论自用还是上2010-2019（FiT）网，只要发电且不被浪费就有发电费；2）出售给电网的电费；3）自发自用减少电到2030年，计划将海上风电容量翻两番，其中包括1GW的漂浮式海风。英国将继续通过CfD招标实现该目标，到2030年利用约200亿英镑私人投资。费开支。绿色工业革命十大计划英国能源安全战略自2015年开始（每两年一轮），发电企业参与CfD上网电价竞标，一般按照价低者低碳电力差价补贴合

得的原则确定中标人选。在CfD规则下，发电企业提前锁定未来20年的上网电价，2014-至今同（CfD）当电力市场价格低于上网电价时，其差额由政府给予补贴，当电力市场价格高于上将2030年海风累计装机目标由40GW上调至50GW，其中含5GW漂浮式海风网电价时，按上网电价执行。自2023年起，CfD改为一年一轮。资料：电力市场研究，能源基金会，ERE研究中心，长江证券研究所资料：WindEurope，英国政府官网，RenewableUK，长江证券研究所%%19%%%%%%英国：海风项目开发周期长，CfD机制推动电价下降02图：英国海上风电项目的生命周期➢➢英国海风项目开发一般经历“海床租赁—规划核准—CfD竞标—开工建设”等过程，完整的开发历时约13年，实际从CfD中标到投运历时4-5年。目前英国风电采取CfD合约（有效期15年），仅对单位交易价格提供保护，不保障交易量。当市场电价低于执行价时，发电商将获得差价补偿，当市场电价高于执行电价时，则发电商须返还差价（差价最终返还消费者）。CfD一方面有利于规避电价波动风险，且使得项目更容易获得低成本融资，另一方面当市场电价处于高位时，能够降低消费者的电价开支。➢此外，CfD引入竞价机制，一般遵循低价中标，降低上网电价（2015年海风上网电价由114-119£/MWh降至2022年37.35£/MWh）。资料：德勤《英国海上风电市场投资指南》，长江证券研究所图：英国差价合约机制（CfD）示意图表：英国海上风电执行电价梳理年份项目容量（MW）执行电价（英镑/兆瓦时）配置方式BBEDudgeon2584021501502014Walney

Ext660150直接投资合约Beatrice588140Hornsea1EA1NNGTriton

KnollHornsea2MorayEast12007144488601386950140119.89114.3974.7557.520152017第一轮差价合约分配第二轮差价合约分配57.5DoggerBankCreykeBeckADoggerBankCreykeBeckBDoggerBankTeeside

AForthwind1200120012001239.6541.6141.6139.6541.6139.6537.3537.3537.3537.3537.352019第三轮差价合约分配SeagreenPhase

1SofiaInch

Cape

Phase1EA3,Phase1454140010801372.34139628522942022Norfolk

Boreas(Phase1)HornseaProject

Three

Offshore

Wind

FarmMorayWest

Offshore

Wind

Farm第四轮差价合约分配资料：《加大政府补贴力度？——论英国差价合约（CfD）机制》王征，英国国际贸易部，长江证券研究所资料：英国政府官网，《加大政府补贴力度？——论英国差价合约（CfD）机制》王征，OWC咨询，长江证券研究所%%20%%%%%%英国：项目储备充足，25年后海风有望放量02表：英国海风项目规划建设梳理➢目前英国陆风、海风项目主要采取CfD招标的方式，根据政府官方披露的CfD项目中标结果及预计投运时间，预计2023年风电新增装机有望达3.1GW（陆风0.3GW，海风2.8GW），2024-2026年风电新增装机预计分别为1.8GW（陆风0.6GW，海风1.3GW）、1.4GW（陆风0.4GW，海风0.9GW）、7.9GW（陆风0.3GW，海风7.6GW）。项目Dogger

Bank

ADogger

Bank

BDogger

Bank

CNeartna

GaoitheSeagreen

Phase

1Sofia容量（MW）123512351200448开发商SSE预计并网时间20232024SSESSE2026NnGOWLSSE2023114014001480122023RWE2026East

Anglia

THREEForthwindSPR2026图：英国风电新增装机容量预测（GW）ForthwindLtdØrstedICOL2024Hornsea

3300010088822027Inch

Cape20269876543210MorayWestMORLVattenfallTwinHubEDF20252029Norfolk

BoreasWave

Hub1800302025BlythDemoPhases

2&3East

Anglia

ONENorthEast

Anglia

TWO58.42026950SPR2026980SPR2026Norfolk

Vanguard

EastNorfolk

Vanguard

West1800Vattenfall2028Seagreen

Phase

1aAwel

yMôr500576SSERWESSE20262030203020302030BerwickBankMarr

Bank23001800402SSEDudgeon

ExtensionEquinorErebus

Floating

Wind

DemoHornsea

4992700100317BlueGemWindØrsted202720292027203020222023E2024E2025E2026EPentlandHighland

Wind

Ltd陆风新增装机容量（GW）海风新增装机容量（GW）Sheringham

Shoal

ExtensionEquinor资料：英国政府官网，The

Crown

Estate，长江证券研究所资料：The

Crown

Estate，4C

Offshore，Aibel，SSE，Ørsted，Doggerbank，Seagreen

Windenergy，Iberdrola，长江证券研究所%%21%%%%%德国：风力发电占比较高，过往发展以陆风为主02图：德国近年风电约占总发电量的20%以上➢➢从发电结构看，德国近年风电约占总发电量的20%以上，为重要的发电。100%90%从累计装机看，2022年德国风电累计装机66.32GW，其中陆风累计装机约58.27GW（约占87.9%），海风累计装机约8.06GW（约占12.1%）；从新增装机看，德国风电装机自2017年FiT电价政策退出后，当年迎来装机高峰，随后由于许可审批、项目建设周期延后等因素，导致风电新增装机有80%16.2%17.1%70%60%50%40%30%20%10%0%20.6%20.1%23.0%➢➢所放缓。2020年由于风电项目许可审批有所改善，风电新增装机小幅回升。收益率方面，陆风项目权益IRR相比燃气火电项目的权益IRR明显较高。20172018201920202021石油天然气煤炭核电水电风能太阳能其他资料：

BP世界能源统计年鉴，长江证券研究所表：德国陆风与燃气火电项目收益率对比图：德国风电装机情况（GW）燃气火电项目陆上风电项目22年德国风电累计装机（GW）765432108.1,

12%项目项目IRR权益IRR项目IRR权益IRR海风陆风基准IRR（不考虑气候风险的成本）3.27%1.24%负值3.57%4.93%4.93%4.93%3.98%6.70%58.3,

88%IRR0.63%负值6.70%6.70%5.05%（考虑气候风险的成本）IRR（考虑碳税的成本）201720182019202020212022IRR负值负值（考虑空气污染的健康成本）陆风新增装机（GW）海风新增装机（GW）资料：WindEurope，长江证券研究所资料：CarbonBrief，长江证券研究所

备注：考虑70%贷款、折现率为7%、贷款偿还年限为13年，陆风风场运行年限为21年，燃气发电厂运行年限为40年%%22%%%%%%德国：电价机制市场化，政策流程简洁化02➢德国《可再生能源法》（EEG）由《可再生能源电力上网法》（StrEG）演变而来，目的是支持德国可再生能源发展，后续还有控制电力成本考量。德国最初采取直接固定电价政策，根据可再生能源类型设置不同价格，后逐步引入电价调减机制，开始走向电价市场化。2014年开始，引入电价直接销售机制，由长期固定电价收购制度，开始转变为以市场为导向的竞标制度，并于2017年全面引入可再生能源发电招标制度，正式结束基于固定上网电价的政府定价机制。2021年和2023年分别大幅调高风电装机目标，优化风电审批和招标流程，促进可再生能源可持续长期发展。表：德国风电政策演变过程法案时间内容《可再生能源电力上网世界上第一个绿色电力上网法，要求电网运营商以固定价格收购可再生能源电力，以保证可再生能源供应商的最低收入。电力收购价格为两年前实现的平均电1991法》（StrEG）力收入的百分比。其中，风力发电报酬为两年前平均收入的

90%。确定以固定上网电价为主的可再生能源激励政策，德国国内可再生能源发电市场正式启动。为不同类型的可再生能源电力设置不同的价格，风电价格在6.19-9.10欧分/千瓦时。同时，明确新建立的可再生能源发电厂可以享有长达20年的固定补贴。200020042009根据欧盟《可再生电力指令》（RES-E）完善上网电价政策，首次设定可再生能源发展阶段性目标。建立基于新增容量的固定上网电价调减机制，鼓励自发自用，首次提出市场化方面的条款。针对风电在电源结构中的比例不断提高、对电网安全稳定运行影响日渐突出的问题，对部分情况下风电可不优先收购进行了规定。《可再生能源法》（EEG）完善基于新增容量的固定上网电价调减机制和自发自用激励机制，鼓励可再生能源进入市场。根据可再生能源发电技术类别、电站装机规模、建设的难易程度等进行政府差异化定价。20122014控制可再生能源发电补贴和装机速度，加强配套设施建设，以提高能效，减少补贴规模。引入直接销售机制，由长期固定电价收购制度，开始转变为以市场为导向的竞标制度，分阶段、有重点推动可再生能源发电市场化。全面引入可再生能源发电招标制度，正式结束基于固定上网电价的政府定价机制，全面推进可再生能源发电市场化。前一轮海上风电竞标中的最低中标电价，将是下一轮海上风电竞标中的上限电价。201720212023大幅提高可再生能源发展目标。修改风电竞标规则，优化风电审批流程，放松风电选址限制。调整地区风电配额以解决电力不平衡问题。EEG附加费被永久取消，由联邦政府直接提供资金。未来德国2%的土地将单独用于风力发电，每个州都必须分配2%的土地用于安装风电装机。海上风电引入二次招标政策，采取电价机制。《空间规划法》及其他法规修正案于3月通过，缩短风电审批流程，陆上风电预计可以节约1年时间，简化程序适用于2024年6月30日之前开始的所有审批程序。《空间规划法》修正案2023在某些情况下，规定也适用于已经进行中的审批程序。资料：维基百科，华夏能源网，德国联邦司法部，德国政府官网，长江证券研究所%%23%%%%%%德国：风电投标容量不足，上调陆风投标价上限02图：欧洲原材料价格飙升带动风机涨价➢➢自2019年以来，德国陆风投标数量不足招标总量。近3年投标项目占招标国际钢铁价格指数：欧洲市场1.41.21.00.80.60.40.20.0500450400350300250200150100501.15总数的比例呈下降趋势，2022年陆风招标4.6GW，最终仅约3.3GW投标（其余1.3GW流标）。2023年德国将投标价上限由5.88欧分/KWh提升至7.35欧分/KWh，但在今年月的招标中出现约1.7GW的项目流标。我们认为主要原因为：受俄乌冲突影响，钢铁等原材料价格上涨，给风机企业带来成本压力，从而引致风机价格上涨。此外，由于项目审批效率低，导致部分风电场建设周期较长，亦降低开发商的参与意愿，最终导致需求不足。1.060.960.890.860.8

0.79

0.810.780.720.73

0.710Vestas陆风平均订单价格（百万欧元/MW)资料：Wind，维斯塔斯官网，长江证券研究所图：德国上调陆上风电投标价格上限（欧分/KWh）

图：德国历年陆风招标及投标情况（GW）8.07.57.06.56.05.55.04.54.03.53.09876543210300%250%200%150%100%50%273%4.64.287%3.981%3.73.2100%2.72.872%57%47%0%2017201820192020202120222023年

月2投标价上限（欧分/KWh）陆风平均中标电价（欧分/KWh）陆风招标数量（GW）陆风投标数量（GW）投标占招标比例资料：Bundesnetzagentur，长江证券研究所资料：

Bundesnetzagentur，长江证券研究所%%24%%%%%德国：大幅调高风电规划，引入二次招标机制02➢➢EEG2023大幅调高风电装机目标。2030年目标由陆风71GW、海风20GW调整至陆风115GW、海风30GW。同时，政府给予政策支持。陆风：要求2%领土用于陆上风电场建设；海风：联邦海事局发布区域开发计划，划定到2032年计划投产的海风区域，到2030年，将投产16.8GW，随后在2031年和2032年再增加6GW。EEG2023海上风电引入二次招标机制。德国海上风电将分为预审场址和非预审场址两种，预审场址招标方案根据质量标准授予投标人，而非纯粹价格；非预审场址招标方案只依据电价选择投标人，投标人可以在零补贴电价的基础上，提出向联邦政府支付一笔费用，即“负补贴”，且不设上限

。目前海上风电招标，都是已预审场址，暂无非预审场址实际案例。表：德国EEG2023法案表：德国风电目标规划（单位：GW）类型内容EEG2021EEG20231）风电建设要求：到

2032

年，德国

2%的领土将用于陆上风电场（目前仅使用0.8%）。如果联邦各州未能在

2027

年和

2032

年各自的最后期限前达到目标，则阻陆上风电

碍陆上风电扩张的法律障碍（特别是州法律规定的最小距离要求）将被推翻。2）调整收益模型：增加南部低产量地区风电收益，使得南部地区风电更具经济性，协调南北风电发展。类型陆风2022年装机容量20307120301153020351574020402045招标方式调整：为实现新的海上风电产能扩张目标，现有的预审场地招标方案被修改，并辅以非预审场地的二次招标方案。1）预审场址招标方案：不再授予提交最低报价的投标人，而是根据以下质量标准授予在选择程序中获胜的投标人：投标价格（60分）、是否配套绿氢生产（10分）、海上风电

是否开展员工教育培训计划及比例（10分）、施工过程中的环保要求（10分）、是58.38.1160否已签订购电协议（及协议规模（10分）。2）非预审场地招标方案：只依据电价评标。开发商可以在零补贴电价的基础上，提出向联邦政府支付一笔费用，即“负补贴”，补贴额不设上限，价高者得。开发商中标后，要自行完成所有工作，包括场地信息勘测等。海风2070资料：德国联邦司法部，维基百科，长江证券研究所资料：德国联邦司法部，维基百科，长江证券研究所%%25%%%%%%德国：2025年有望迎来装机小高峰02➢➢根据EEG2023规划的招标量，2023年德国规划陆风招标12.8GW，往后每年招标10GW陆风。德国规定各项目中标后，应该在24个月内建设完成，否则将处以罚金，一般项目从中标到最终建成需22个月，因此按2年建设周期推算项目并网时间，预计到2030年德国陆风累计装机有望超115GW。表：德国联邦海事局发布海风区域开发计划海风项目招标年份2023202320232023202420242024202520232023202320252023调试并网2028

(QIII)2028

(QIII)2028

(QIV)2028

(QIV)2029

(QIII)2029

(QIII)2029

(QIV)2030

(QIII)2030

(QIII)2030

(QIV)2030

(QIII)2030

(QIII)2030

(QIII)装机容量0.42

GW0.48

GW0.63

GW0.27

GW2.0GW2.0GW1.5GW0.50

GW2.0GW2.0GW1.0GW2.0GW2.0GW并网容量N-3.5N-3.6N-6.6N-6.7N-9.1N-9.2N-9.31.8GW根据德国海风项目的梳理看，我们预计到2030年德国海风项目累计装机有望超过30GW。同时，2023-2026年海风装机有望达0.3GW、0.7GW、1.8GW、1.0GW，于2025年达到海风装机小高峰。5.5GW9.5GWN-10.2N-12.1N-12.2O-2.2N-10.1N-11.1资料：

BSH《Umweltbericht

Ostsee

zum

FEP2023》

，长江证券研究所图：德国风电装机容量预测（GW）表：德国海风项目并网情况梳理海风项目预期投运年份项目容量161412108Kaskasi20220.342

GW0.247

GW0.476

GW0.242

GWArcadisOst1Baltic

EagleGode

Wind

3202320242024BorkumRiffgrund

3202520250.900

GW0.900

GW6EnBW

HeDreihtAwarded4N-3.7Nordsee

TwoWindankerN-7.2202620262026202720270.225

GW0.433

GW0.300

GW0.980

GW0.927

GW2020222023E2024E2025E2026E陆风新增装机容量（GW）海风新增装机容量（GW）Gennaker资料：DEUTSCHE

WINDGUARD《Status

desOffshore-Windenergieausbaus

inDeutschland》，

BSH《Umweltbericht资料：

DEUTSCHEWINDGUARD《Status

desOffshore-Windenergieausbaus

inDeutschland》

，Ostsee

zumFEP

2023》，长江证券研究所BSH《Umweltbericht

Ostseezum

FEP

2023》，长江证券研究所

备注：表中项目容量为换算近似值%%26%%%%%%法国：累计装机以陆风为主，22年海风实现突破02图：法国风电近年发电占比在7%-8%水平➢➢从发电结构看，风电占比仅次于核电、水电，近两年约7%-8%水平。从累计装机看，2022年法国风电累计装机21GW，其中以陆风为主。陆风累计装机约20.7GW（占98%），海风累计装机约0.5GW（占2%）；从新增装机看，2017-2021年法国风电装机量持续下行，一方面由于法国陆风项目集中在少数大区，噪音等环境影响遭居民投诉，目前近2/3项目在行政法庭上存在争议，导致项目落地速度迟缓；另一方面，环境审批限制陆上风电规模。2022年，法国第一个海风项目正式投产，考虑到陆地可用空间和居民接受度受限，我们预计海风将成为未来法国风电发展的主要驱动力。100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%5.1%6.3%7.9%7.0%➢2018201920202021石油天然气煤炭核电水电风电光伏生物质能资料：

France

Energie

Eolienne，长江证券研究所图：法国2022年海陆风累计装机占比情况图：法国历年海陆风新增装机情况（GW）2.50.5,2%2.01.51.00.50.0陆风海风20.7

,98%201720182019202020212022陆风新增装机（GW）海风新增装机（GW）资料：WindEurope，长江证券研究所资料：WindEurope，长江证券研究所%%27%%%%%法国：审批流程冗长，开发周期较长02表：法国风电项目施工前流程梳理➢➢法国风电项目开发一般经历“可行性分析-项目设计-授权审批-资金募集-项目建设-运营与维护”等步骤，流程较长，风电场从立项到运营用时在8-10年。法国风电项目施工前流程招标流程序号审批流程1PPE制定招标时间表风能资源、风电站潜在影响评估具体看：法国风电施工前流程（招标、审批等）较为冗长，陆风审核手续达30项，海风45-50项，平均用时超30个月，严重制约风电发展。2016-2018年，法国政府着力调整审核机制，实现多项授权整合后，目前施工前流程已缩短至18个月。编制风电站项目规划（PLU）或土地使用计划（PDU）2综合招标中心拟订招标文件、安排投标程序规范在CRE网站发布，资格申请在欧盟官方34制定环境影响评估文件（EIE）期刊发布CRE对候选人进行初步选择，最终选择由能公众参与和咨询项目许可和授权源部进行➢目前法国陆上风电项目建设周期为7-10年，海上风电项目建设周期超过10年，其海陆风项目建设周期为欧洲平均建设周期的2倍（欧洲平均3-5年）。5胜出者获得运营许可证资料：France

Energie

Eolienne，长江证券研究所图：法国陆上风电项目的建设流程图：法国海上风电项目的建设流程资料：France

Energie

Eolienne，长江证券研究所资料：

France

Energie

Eolienne

，长江证券研究所%%28%%%%%%法国：差价补贴与竞争性招标并行02➢从定价机制看，2015年前，法国推行“强制购买义务（由政府制定参考价格，并指定采购代理（EDF或当地配电公司）按此价格无限购买可再生能源商推行合同差价机制（CFD），绿色电力需在市场自愿出售的电力，该方式下绿电市场化程度较低，发电价格居高不下。为刺激发电降本，2015年起法国停用出售，发电商可通过市场价格与参考价格间的差额获取补贴，当电价高于参考价时，企业需向政府返还补贴。该机制下参考价格由政府根据市场电价等一系列指标计算，并根据调整指数实时变动，以尽可能减小发电商面临的电价波动风险。2016年起，针对规模较大的风电场项目，法国采用竞争性招标程序，由政府邀请符合资质的候选人进行磋商，根据价格（95%）、治理能力（5%）等因素确定中标人选，该措施主要目的是使政府能更好了解候选人情况，并有效降低并网电价。表：法国风电定价机制演变历程表：法国风电定价机制梳理2000-20152015-20162016-至今时间政策内容合同差价机制由政府规定上网电价，法律指定的采购代理(EDF或当地配电公司)强制购买义务（强制购买义务合同差价机制2000-2015被迫签订受监管的电力购买协议(购买每个愿意这样做的可再生能源生产商的全部产品。竞争性招标绿色电力市场化出售，发电商通过事后机制从EDF(当地配电公司不合同差价机制

再是该机制的一部分)以每月保费的形式获得额外的可变补贴。该补✓

市场化出售✓

政府规定上✓

适用于规模2015-至今（CfD）贴取决于参考价格和市场价格间的差额，当电价高于参考价格时，企业需向政府返还相应补贴。✓

根据市场价格和参考价格差额补贴网电价较大的项目✓

配电公司/EDF统一购买✓

政府选择候选人，以最优报价定价面向规模较大的风电场项目，政府选择有资格参与项目的候选人进2016-至今

竞争性招标

行对话磋商，决定施工方式、招标方案，各候选