風機機組的大功率化可以有效降低整體風場的投資成本。例如，一臺8MW 的風機與2臺4MW 的風機相比，將會降低4~5%的總裝機支出，10~15%的運維支出，并提升5%的電力輸出，由此將會帶來近8%的LCOE 降幅。在海上風電產業不斷發展的過程中，海上風機的主流機型已經從原來的1.5MW-2MW 逐步發展到3MW-6MW。我國重點風電企業均積極推出適應海上風電要求的大功率機型。

　　自2011 年以來已陸續有大功率海上風電樣機下線運行。遠景能源的EN-136 型號4.0MW風機已經實現批量下線，華銳風電的SL6000 型號將供應給上海臨港一期海上風電項目，實現6.0MW 風電機組在全球范圍內的首次大規模應用。此外，10MW 的風機研發項目也已經被列入國家863 計劃重點項目，由華銳風電、金風科技和聯合動力三家國內風電龍頭企業競爭開發。根據《能源技術革命創新行動計劃（2016-30 年）》的要求，我國在2016-20 年要重點研究10MW 級別及以上海上風電機組與關鍵部件設計制造技術。

中國不同功率海上風電機組數量占比

中國不同功率海上風電機組裝機容量占比

　　我國重點風電企業均積極推出適應海上風電要求的大功率機型。自2011 年以來已陸續有大功率海上風電樣機下線運行。遠景能源的EN-136 型號4.0MW 風機已經實現批量下線，華銳風電的SL6000 型號將供應給上海臨港一期海上風電項目，實現6.0MW 風電機組在全球范圍內的首次大規模應用。此外，10MW 的風機研發項目也已經被列入國家863 計劃重點項目，由華銳風電、金風科技和聯合動力三家國內風電龍頭企業競爭開發。預計2011-2020 年，3.6MW-6MW 機組是海上風電的主流機型，小批量7MW-10MW 風電機組將進入海上風電場；2021-2030 年，10MW-15MW 將成為海上風電的主流機型，小批量16MW-20MW 風電機組將進入海上風電場。

中國企業海上大功率風電機組開發情況

　　海上風電并網面臨的技術問題主要包括兩個方面，一是海上風電的輸送；二是風電場動態穩定性對電網的影響。

　　常見的海上風電輸電技術有高壓交流輸電技術(HVAC)和高壓直流輸電技術(HVDC)。HVAC 海上風電系統中，風電的傳輸采用工頻交流輸電，不需要將電能轉換為直流或者其他頻率。這種傳輸方案結構簡單，成本較低，但只適用于小規模的近海風電場。我國東海大橋海上風電場采用的就是這一技術。

　　HVDC 技術是指將風電交流電能轉換為直流電能后進行傳輸，這種方式適用于電能的遠距離輸送，但成本是制約其發展的重要因素。目前，HVDC 在國際范圍內已有少量應用示范工程，同時也將成為我國輸電并網技術下一階段發展的重點。

高壓交流和高壓直流并網方式比較

　　除此之外，分頻風力發電系統技術(FFTS)已經成為海上風力發電系統研究的一個新潮流。這一技術介于HVAC 與HVDC 之間，能夠增加傳輸容量和傳輸距離，更具經濟性和可靠性，尤其適用于大規模遠距離海上風力發電系統，具有良好的深入研究和實際推廣應用價值。

　　而針對海上風電的隨機性和不穩定性問題，正在建設的智能電網可能將是最終的解決方案。與傳統電網相比，智能電網具有更為強大的兼容性，并將實現海上風電的自動化調度和控制。

智能電網在能源革命中的愿景

　　發改委擬將2018年12 月31 日以前投運的近海風電項目上網電價調整為每千瓦時0.8 元（含稅），潮間帶風電項目上網電價調整為每千瓦時0.7 元（含稅），下調幅度分別為6%與7%。

海上風電電價調整

各國海上風電電價情況

　　我們的敏感性分析顯示每0.05 元/千瓦時的電價調整對項目內部回報率的影響為1-2 個百分點，且大多項目在新的電價下仍有望實現8%甚至是以上的內部回報率。

海上風電項目敏感性分析

　　根據電價調整的征求意見稿，本次調整后的電價適用于2018 年12 月31 日以前投運的項目。2018 年以后投運的項目適用的電價有望進一步下調，我們預計2017-18 年有望迎來國內海上風電的裝機潮，17/18 年的新增有望達到850/1000MW。

中國海上風電裝機預測

　　以16-20 元/瓦的投資成本計算，2017-18 年每年海上風電的項目建設有望拉動160-200億元的投資，有望提升全產業鏈的景氣度。從產業鏈的結構來看，我們認為整機設備以及風塔環節有望最先受益，而長期來看下游運營商也有望受益于較高的電場項目收益率。

海上風電產業鏈