2024年风电设备行业策略：海风市场需求主导，双“海”发展是主线

一、2023 年市场复盘——海风阻力解决，需求驱动 2024 年 发展

1.1、复盘——海风板块主要受需求端及影响需求因素驱动

海风指数：选择天顺风能、东方电缆、泰胜风能、大金重工、海力风电、天能重工作为 海风指标相关标的。纵观历史，自 2021 年以来风电板块由海风主导，海风主要受到需 求端及影响需求的因素驱动。

2021 年由于是海上风电国补最后一年，因此补贴刺激装机短期需求大涨，2021 年 整体海风装机规模达 16.9GW；以及海风平价化及江苏省出十四五第一批竞配，再 次驱动中长期海风需求空间打开。

2022 年由于海风抢装潮后真空期，短期需求不足，造成 2022Q1 板块下滑，但 2022 年整体海风招标持续高景气，叠加福建、广西竞配落地，对 2023 年需求展望打开 空间，因此整体板块触底反弹。后受江苏海域海风未开工、30 政策及广东海风航道 审批有问题传闻影响，海风需求受到质疑，对海风整体需求空间开始质疑，整体板 块走势开始震荡。

2023 年初海风产业链出现单季不淡排产旺盛。但 1 季度末及 2 季度受到外界因素 干扰，导致海风审批环节速度放缓，海风开工、招标、产业链交付节奏放缓，海风 装机低于预期发展，板块开启第一轮回调。6 月广东放出 23GW 竞配需求，叠加江 苏海风开启招标，海风需求边际改善，迎来一轮修复。但后续行业预期全年装机量 下调，板块进行第二轮修正。9 月下旬青洲六海上风电项目开启排产，叠加江苏海 风项目开启核准、广东 7GW 省管海域竞配落地，行业利好频出，全年装机预期开 始上调修复，板块触底反弹。后续基本面进入负反馈期间，股价回调呈现横盘震荡。

2023 年风电并网量持续高增。2023 年 1-11 月，国内新增风电装机 41.39GW，同比 +84%，单 11 月新增装机达到 4.08GW，同比+196%，11 月装机量维持高水平。按照 2021-2022 年数据看，1-11 月装机占比全年约 60%，则 2023 年全年装机预期达 60GW+， 同比增速约 60%。

风电增量看海风，2024 年海风有望迎来开工大年。2023 前三季度，国内新增海风并网 1.43GW，同比+15%，陆风并网 32.03GW，同比+78%，稳步增长。海风装机低于预期 主要是受外部因素影响，导致海风前期审批速度放缓、开工延期，整体看，仍较 2022 年 海风正增长。考虑到“十四五”规划“交作业”节点在即，前期延期项目会堆积后期建 设，因此 2024 年海风有望迎来开工大年。

1.2、现有海风阻力解决，行业边际改善

江苏：2.65GW 三大开工在即，开展 5.8GW 深渊海发展。

江苏海风发展阻力解决：2023 年 6-7 月，三峡大丰项目陆续重启各类招标，初步预 示着江苏问题的解决。8 月 10 日，国信大丰项目启动用海公示；9 月 19 日，5.8GW 深远海海风项目启动前期勘测；9 月 25 日，射阳 100 万千瓦项目获得核准；11 月 3 日，国信大丰核准。

江苏海风需求放量：①2023 年 9 月 18 日，中电建采购招标信息平台发布深远海海 上风电示范前期工作询价。场址规划装机容量共计 5.8GW，水深 8m~40m，中心离 岸距离约 55km~120km。②根据《江苏省“十四五”海上风电规划环境影响评价第 二次公示》，“十四五”期间，江苏规划新增海上风电装机 9.09GW。江苏后续海上 风电规划仍有较大增长空间（6.44GW）。

广东：青洲 6 零部件排产，23GW 竞配扩足空间，7GW 省管海风有望十四五内并网。

广东项目暂缓原因，主要是航道问题：2022 年底，广东青洲五六七项目 3GW 未见 项目进程变化，系项目受到航道问题影响。

广东海风发展阻力削弱：9 月 26 日，招标一年的五六七打包招标项目暂停，此举认 为是为青洲六开工做准备；9 月 27 日，青洲六 66kV 海缆独立启动招标；10 月 11 日，中交三航招标青洲六导管架项目；10 月 11 日，广东省发改委发布《广东省 2023 年省管海域海上风电项目竞争配置结果的通知》；10 月 30 日，帆石一海域使用二次 论证报告公示中标候选；11 月 3 日，三峡阳江青洲五七 2GW 海上风电项目已提交 受理海域使用论证报告书。当前看，虽然青洲五七、帆石一二未见具体开工日期， 但准备工作开启，有望明年上半年迎来开工。

广东海风需求放量：广东省 6 月初放出 23GW 竞配，10 月出 7GW 省管海域竞配结 果，7GW 省管海域海风需求有望在 2024 年开工，在 2025 年内并网，叠加此前青 洲五六七、帆石一二等海风需求，广东十四五内需求超 12GW。

二、海风——2024 年开启国内外需求共振

2.1、国内海风——2024 年及 2025 年开工、装机放量

2.1.1、十四五需求持续放量，深远海已开启前期准备

十四五需求——规划筑底，省管需求持续释放

“十四五”海风规划后期，海风需求保障度高，总计规划装机目标近 60GW、开工近 80GW。在国家可再生能源发展总目标的要求下，沿海各省市先后发布的“十四五”能 源发展规划均对海风装机目标作出指示，规划装机目标总计约 57.54GW、开工 78.44GW。

地方补贴接力为推动海风项目开工建设提供稳定支撑。根据国家相关部委 2020 年发布 的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，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项目纳入中央财政补贴范 围，即 2022 年起新增海风项目不再享受中央补贴。截至 2023 年 8 月，为继续推动海风 建设，已有广东、山东、浙江、上海四地先后出台具体政策，接力对海风项目进行补贴， “十四五”期间海风发展动力续航。

中长期展望——深远海发展各省已启动规划，静待国管海域国级政策落地

省管海域是指邻海基线外 12 海里是领海，即省管区，往外至 200 海里内是国管区，即 深远海海域。邻海基线采用直线基线法划定，由各相邻基点之间的直线连线组成；邻海 外部界限为一条其每一点与邻海基线的最近点相距 12 海里的线。由于我国海岸线曲折、 岛屿众多，确定邻海基点和基线难度较大，临海各省的国管海域离岸不同，如广东省国 管海域离岸约 60-120 公里。 对于深远海风电，①在规划角度，习惯于将我国专属经济区、大陆架及所管辖的邻海外 其他海域的海上风电项目，看作深远海项目。②在工程角度，一般认为水深大于 50m 的 为深海，场区中心离岸距离大于 70km 的为深远海。即深远海风电多位于国管海域。

近海资源可开发量少，国管海域风能资源更为丰富。据世界银行对 115 个海岸线国家的 分析，在全球海上风电技术可开发容量中，有 71%属于较深水域。据国家发展改革委能 源研究所发布的《中国风电发展路线图 2050》报告，我国近海水深 5~50m 范围内，风 能资源技术开发量为 500GW，深远海风能资源可开发量是近海的 3-4 倍，即 1500- 2000GW。2025 年后，国内外主要海上风电项目将布局于深远海。其中，水深 30-60m、 离岸距离 30-130km 的项目将成为“十五五”期间的主流。

2023 年内广东、广西、上海、江苏均已经开启深远海前期工作，十五五深远海发展愈 加清晰。广东 16GW 国管竞配：2023 年 5 月广东省发改委印发《广东省 2023 年海上风电 项目竞争配置工作方案》，将配置省管海域项目共 15 个装机量 7GW；国管海域预选 项目 15 个装机量 16GW，再从中遴选出 8GW 作为开展前期工作的示范项目。 广西 13.4GW 深远海前期工作招标：2023 年 9 月，广西深远海海上风电 13.4GW 前期工作咨询服务项目启动招标，实施地点位于北部湾海域。 上海 1.3GW 深远海首期示范项目：2023 年 11 月上海勘测设计研究院发布《上海 市深远海海上风电首期示范项目通航安全影响分析专题公开征集供应商公告》，采购首期示范项目通航安全影响分析专题报告的编制。 江苏 5.8GW 深远海前期工作公开询价：2023 年 9 月，中电建发布《江苏省深远海 海上风电示范前期工作公开询价》，规划装机容量共计 5.8GW，水深 8m~40m，中 心离岸距离约 55km~120km。

当下深远海规划和开发管理未出台国级政策，下一步静待国管海域国级管理办法落地。 9 月 27 日，国家能源局下发《组织开展可再生能源发展试点示范的通知》，提出要支持 新型漂浮式基础、±500KV 及以上柔直技术、单机 15MW 及以上海风风机等技术应用， 且深远海海风平价示范项目单体规模不低于 1GW，针对深远海发展有进一步的指示。10 月 16 日，2023 北京国际风能大会暨展览会（CWP2023）开幕式上，国家能源局新能源 和可再生能源司副司长王大鹏表示，将结合十四五可再生能源发展规划确定的重点任务， 尽快出台深远海海上风电开发建设相关政策，积极推动近海海上风电规模化发展。

2.1.2、海风核准放量增长，年末海风招标开始缓和

海风核准量大幅增长，2024 年招标有保障。截至 2023 年 12 月 29 日，据风芒能源根 据公开信息不完全统计，2023 年国内新增核准海风项目约 11.75GW，同比增长 26%， 其中江苏龙源射阳 1000MW、国信大丰 850MW 均在 2023 年再次核准，修正后 2023 年 国内新增核准海风项目同比增长 58%，而 2023 年 1-11 月新增海风招标约 7.4GW，同 比下降 37%。从核准角度看，当前 2023 年核准大幅放量，2024 年海风招标需求释放可 期。具体划分至各省情况看，2022-2023 年看，海南核准量最大达 5.5GW，其次是江苏 5.2GW、浙江 3.92GW。海南市场当前已有 CZ1、CZ2、CZ3、CZ8 总计 3.5GW 有开工迹 象，重点关注海南海风建设情况。

11 月海上风电招标回暖，看好 2024 年全年海风开工及建设。11 月风电招标量为 8.1GW， 同比和环比分别上涨 47%和 133%。11 月海风招标量分别为 1.8GW，同比上涨 13%。 2023 年 1-11 月海风招标量为 7.4GW，同比下降 37%。今年以来，海上风电无论是招标 还是装机，表现均不及预期，但海风自 10 月以来，随着江苏海风项目逐步重启、广东省 管海域竞配结果落地、广东青洲六项目开启排产准备，整体看海风发展阻碍因素正逐步 被扫清。且自 11 月以来海风招标回暖，12 月以来海风市场持续见招标、开工边际改善， 预期 2024 年上半年海风迎来密集开工，看好 2024 年全年海风开工及建设。

业主端大力扩招海风增强海风装机信心。2023 年 12 月 12 日，中国电建发布《2024 年 度风力发电机组框架入围集中采购项目招标公告》。公告显示，本次集中采购 2024 年预 计装机总量，其中陆上总量预计为 17GW，海上总量预计为 3GW。对比 2023 年招标数 据，中国电建 2023 年总计招标 16GW 风电，其中陆上总量预计为 15GW，海上总量预 计为 1GW，陆风和海风各增加 2GW 招标规模，海风增幅较大，中国电建此次招标为 2024 年海风装机提供了充实的信心。2023 年 11 月 11 日，三峡能源开启 2024-2025 年度运 维船舶租赁招标，本次招标海上风场有 7 个，分布在辽宁、山东、江苏、广东 4 省，共 424 台海上风机，拟租赁 12 条海上风电运维船，提前锁定吊装船，为海风规模建设准 备。2023 年 8 月 4 日，国家电投发布海上风电 16GW 集中招标，涉及福建、广东、海 南、广西、江苏、上海、浙江、东北、河北、山东多地。

2.1.3、2024 年开工保障度较高，2025 年有望迎来大规模并网

2023年海风并网预期5-6GW。据统计，计划于2023年并网海上风电项目合计6.21GW， 其中已并网项目规模 2.11GW，首台风机已并网 1.6GW，处于后期安装阶段项目合计约 2.5GW。考虑到部分海上风电项目在年内或只完成部分并网，因此我们预计 2023 年海 上风电新增并网容量 5-6GW。

2024 年海风并网预期 10-12GW，开工在建规模有望近 20GW。按照项目进度看，明 年开工在建规模近 20GW，考虑推动过程中存在部分阻碍，无法精准把握并网节奏，则 预计实际装机量为 10-12GW。

按照省级划分，海南市场明年迎来爆发增长。据不完全统计，2024 年按照项目进度看， 有 19.98GW 属于开工建设中，按照省级划分，其中广东占据 28%市场份额达 5.65GW， 其次海南市场占据 18%达 3.51GW，此前海风领域重点关注江苏、山东等海风大省，对 海南、福建关注度较低，海南、福建市场明年有望爆发增长。从建设情况看，2024 年各 省海上风电需求多点开花。

广东省管海域有望十四五开工建设，海上风电整体建设规模再提高。2023 年 10 月 11 日，广东省发改委发布《广东省 2023 年省管海域海上风电项目竞争配置结果的通知》， 公布了 15 个省管海上风电项目竞配结果，规模共计 7GW。其中国家电投阳江三山岛三、 华润阳江三山岛四、华电阳江三山岛六、汕尾红海湾五、深圳能源汕尾红海湾六总计 2.5GW 均已开启准备工作，乐观看，有望在 2024 年开工，十四五期间海上风电整体建 设规模再提高。

2.2、海外海风——2025 年迎来海外建设高峰

2.2.1、海外市场欧洲地区引领海风需求，放量节奏把控在 2025 年

中国和欧洲地区引领全球海风开发建设。2022 年中国实现海上风电装机占比全球 58%， 其次英国装机 1.2GW，占比 13%，欧洲其他市场装机 1.3GW，占比 15%，整体看中国 和欧洲地区海风发展引领全球。

全球海风规划空间足，中欧占据较大份额。根据 GWEC 预测，未来十年（2023-2032 年）， 32 个市场的海上风电装机容量将超过 380GW。到 2032 年底，海上风电总装机容量将达 到 447GW。新增装机中近一半的增长预计将来自亚太地区（以中国为主），其次是欧洲 （41%）、北美（9%）和拉丁美洲及加勒比海地区（1%）。

欧洲：由于俄乌冲突加剧了能源供应的不确定性，欧盟在 REPowerEU 方案中提出要在 2030 年之前摆脱对俄罗斯化石燃料的依赖，各国也纷纷上调了能源发展目标，对提高能 源独立性的紧迫需求将促使欧洲尽快推进包括海风在内的可再生能源建设。

英国上调海风电价，海上风电投资正在复苏。AR5 中政府下调海上风电项目最高执行价 格，且和光伏/陆上风电抢夺预算空间，但利率上行及通货膨胀，使得英国海上风电开发 成本提高，因此 2023 年 10 月 AR5 结果出炉，在所有的电源类型中，海上风电项目无一 竞标。2023 年 11 月 16 日，英国政府上调海上风电差价合约（CfD）中的最高执行价格， 且海上风电获得单独预算空间。在 2024 年第六轮分配（AR6）之前，将固定式海上风电 项目的最高执行价格从 44 英镑/MWh 提高到 73 英镑/MWh，涨幅达 66%。漂浮式海上 风电项目最高执行价格从 116 英镑/MWh 提高到 176 英镑/MWh，涨幅达 52%。差价合 约（CfD）计划即“多退少补”，若市场电价高于合约电价，则电力企业需将额外收益返 还政府，若市场电价低于合约电价，则政府补贴收益“缺口”，因此差价合约（CfD）计 划是政府支持低碳发电的主要机制，也可用差价合约（CfD）最高执行价格衡量海风项目 开发商的收益率。

开发商参与海风建设积极性提高，英国海风率先打开市场空间。①此前持有土地及并网 许可的约 4GW 海上风电潜在项目有望下一轮招标，英国 2024 年有望迎来海风招标大 年；②此次提高差价合约（CfD）中的最高执行价格，开发商收益率有望大幅上涨，可直 接刺激开发商参与海风建设，打开英国海上风电市场空间，助力英国 2030 实现 50GW 海上风电装机目标（含 5GW 漂浮式海风项目）。按照英国截至 2022 年底海上风电项目 规划看，2.73GW 项目处于建设中、16.06GW 项目处建设前期准备、3.87GW 项目处于 规划建设中、44.44GW 处于前期规划中（最迟 2029 年开启建设），整体看英国目前具备 67.1GW 储备，2022-2029 年年均拥有 8.4GW 海上风机建设需求量。

欧洲整体进程较国内发展速度慢，欧洲地区 2025 年海风放量建设，英国和德国引领海 上发展。2024 年，欧洲地区整体海上风电装机规模达 2.916GW，同比-43%，其中英国 以 2.1GW，同比+48%，持续引领欧洲地区海风建设；2025 年欧洲地区海上风电建设爆 发，整体规模达 6.53GW，同比 124%，其中英国达 2.91GW，持续增长+38%，其次德 国放量达 1.86GW，同比+155%。

北美地区美国主导海风发展，美国对海风政策缓和。2021 年，拜登宣布美国海上风电新 目标，提出 2030 年前完成 30GW 海上风电场。2022 年 9 月提出将在 2035 年前建设 15GW 漂浮式海上风电场，计划将深海域风电成本降低 70%达 45 美元/KWh。据 GWEC 统计，2025 年美国市场海上风电迎来高增发展，新增装机规模达 2.335GW，同比+145%。 2023 至 2032 年总计新增海上风电装机量达 36.36GW。

亚太地区（除中国外），均提出大力发展海上风电。 东亚：日本由于土地资源吃紧，同时拥有全世界第 6 长的海岸线，因此发展海上风电未 来将成为其实现脱碳目标的重要手段。日本政府提出到 2030 年海风装机达 10GW，到 2040 年达 45GW，而截至 2022 年底日本累计海风装机容量仅为 136MW，缺口巨大。韩 国规划到 2030 年实现海风装机 18-20GW，同时由于具备较强的船舶和海风装备制造能 力，维斯塔斯和丹麦 CIP 在年内分别在韩国进行了海风工厂和海风项目的投资，体现了 韩国海风发展的巨大潜力。

东南亚：越南是目前东南亚地区中海风项目推进和落地最快的国家。2023 年 5 月，越南 政府批准了国家第八个电力规划（PDP8），其中要求到 2030 年，海上风电装机规模达到 6GW，到 2050 年至少达到 70GW。

从海外市场整体需求看，2025 年海风起量，国内外需求共振。欧洲地区作为全球海风 第二大需求地区，贡献全球海风增长主要增量。据 GWEC 预测，2022-2027 年，海外海 风装机将由 3.7GW 增长至 18.5GW，CAGR 为 38%。2027-2032 年，海外海风装机将由 18.5GW 增长至 45.2GW，CAGR 为 19%。

2.3.2、欧美本土现有供给不足，利于国内企业出海

海上风电机组新扩产过于集中，主要分布在中国。据 GWEC 统计，目前 99%以上海上风 电都安装工作都在欧洲和亚太地区。其中中国拥有 20 家海上风电整机厂，欧洲拥有 5 家，亚太地区 4 家；目前宣布新建设 55 家海上风电工厂，美国仅有 3 家新厂，其余 47 家在中国、欧洲 1 家、除中国外亚太地区 4 家；整体看，欧美市场整体扩产能力不大。

从供需看，2025 年欧美海风爆发，供需偏紧。据 GWEC 测算，美国 2025 年最先迎来 海风供需偏紧的格局，其次是欧洲 2026 年整体本土供需偏紧。欧美海上风电有望在 2025 年集体迎来放量增长，叠加当下欧美扩产力度不大，考虑到海上风电场设备采购前置， 因此 2025 年欧美海上风电需求偏紧；中国海上风电降本力度大，且国内产业链加紧出 海，看好国内企业出海布局。

三、陆风——国内外稳增长发展

陆风招标量四季度开始回暖。11 月风电招标量为 8.1GW，同比和环比分别上涨 47%和 133%。11 月陆风月招标量为 6.3GW，同比上涨 60%。2023 年 1-11 月风电招标量达 60.92GW，同比-17%，其中陆风招标量 53.5GW，同比下降 13%。从招标节奏看，四季 度陆风招标开始回暖，10 月及 11 月均保持约 60%增长。

2023 年框架招标总计，实际风电招标数超 100GW。截至 2023 年 12 月 25 日，2023 年总计框架招标规模达 44GW，其中陆风风电招标 17GW，海上风电招标 19GW，未确 定招标类型的有 8GW。叠加全年风电招标规模（不含框招）达 60.92GW，全年总计招标 规模达 104.92GW，其中陆风总计招标规模达 70.5GW。

2024 年第二批风光大基地开启建设，国内陆风装机稳步推进。2023 年，我国大型风电 光伏基地建设进展顺利，截至 11 月底第一批已建成并网 4516 万千瓦，第二批、第三批 已核准超过 5000 万千瓦，正在陆续开工建设，2024 年陆风稳步推进。 2024 年全球陆风新增装机容量预测 106GW。据 GWEC 预测，2024 年全球陆风新增装 机量达 106GW，同比+9.3%，预计未来五年平均每年风电新增装机将达到 136GW，实 现 15%的复合增长率。

四、细分板块——海风为主动力，重点关注桩基&海塔、海缆

从海上风电国内外需求看，2024 年海风高增市场在国内，2025 年海风高增市场在欧洲 地区。

4.1、桩基&海塔——海上风电基础先行，需求及确收最先响应

桩基&海塔需求驱动：①海塔需求主要受风机大型化驱动单个海塔所需重量增加；②桩 基则受风机大型化&海上风电向深渊海发展所处水深增加影响，驱动单个桩基所需重量 增加。③水深越深&风机大型化，桩基选择由单桩向导管架转变，单套导管架重量高于单 桩重量。

对比现有海上风电基础用量数据，广东单 GW 用量最多，其次为福建和浙江。据我们统 计各个海域基础用量数据看，基础用量随着海上风电项目水深加深，用量提高。就广东 海上风电项目看，广东海上风电单 GW 用量最大，主要是广东接壤东海和南海，平均水 深较深，适宜安装导管架基础结构。对比山东海上风电项目，山东单 GW 基础相对较少， 主要是山东半导接壤渤海，渤海海域水深相对偏浅，适宜单桩基础。导管架相较管桩钢 板用量更多，所以单 GW 基础用量更重。

在 2024 年海风装机预期 10GW 下，我们预计 2024 年全球海风基础需求达 463 万 吨，其中海塔需求 92 万吨，导管架需求达 131 万吨，单桩需求达 239 万吨。到 2025 年，全球需求有望达到 782 万吨，其中海塔需求 178 万吨，导管架需求达 289 万吨， 单桩需求达 314 万吨。

基础竞争力：从盈利性角度看，导管架＞单桩≈海塔。资源属性要求看，导管架＞单桩 ＞海塔，海风基础产能的核心竞争力在于产能卡位和先发优势，海上风机基础行业适宜 建设厂区的区位很少，且独用码头、港池等基础配套设施审批难度较大、流程较长，新 建厂房的时间、成本不确定性较大，行业具有较高的进入壁垒和较强的先发优势；海风 资源和市级政府挂钩，当地政府会积极推进产业链本地化，具备一定的产业垄断。因此 优先占据高需求海风地区码头/港池企业，更具备竞争力。

国外市场：考虑到欧洲市场对海风发展质量要求较为严苛，因此重点关注①已拿到欧洲 海风出口订单企业，意味着已拿到欧洲海风资格认证，并打入欧洲海风业主供应商名录。 ②在欧洲有工厂布局企业，本土布局较国内直接出口更易获得产品资格认证及业主认证。 ③通过陆塔已绑定了欧洲风电主机厂，跟随欧洲风电主机厂发展布局海外海风。

4.2、海缆——抗通缩的高壁垒环节，深远海下量利齐增

海缆需求驱动：①量增的逻辑：海上风电超深远海发展，对应单个海上风电场海缆需求 增加。②利增的逻辑：单个风电场大型化+风机大型化，驱动海缆技术升级（阵列缆由 33kv 向 66kv 发展，送出缆由 220kv 向 500kv 发展）。海缆电压等级提高，技术升级， 则对应海缆价值提高，推动单 GW 海上风电场所需海缆价值量提升。 需求量提升：2024 年预计是海风装机大年，海缆迎来集中交付。海风朝深远海走去，江 苏省海域，以江苏大丰 H8 风电场项目为例，离岸距离已达 72km；广东省海域，以青洲 567 海上风电场项目为例，分别距阳江市陆域分别约 66.7km、42.6km、61.1km，整体 看海上风电离岸边距离加大。从历史数据看，送出缆长度需求和海风风电场离岸距离需 求比达 2.5，未来随着远距离、高电压等级海缆需求推进，海缆环节有望需求量大增。

量价提升：离岸距离推动送出缆海缆单 GW 需求用量提升、技术升级带动海缆附加值增 加。送出缆主要与海上风电场址离岸距离有关，根据历史项目推算，送出缆长度与离岸 距离比例约为 2.5，随着海风朝着深远海发展，离岸距离增加可以有效提振海缆单 GW 需 求量。阵列缆主要与单机容量及海上风电场规模大小有关，根据历史项目推算，单个海 上风机所需阵列缆长度 1.70km。且海缆朝着高电压等级、大截面发展，海缆单位价值量 将提升。据历史项目推算，220kV 3x500mm2 海缆价格约 523 万元/公里，而 500 kV 3x800mm2海缆价格约 1417 万元/公里，单位价值提升 171%。

海风装机容量增加+海缆价值量提高趋势推动海缆市场规模扩大。“十四五”期间中国海 风新增装机容量合计约 60GW 左右，根据我国海风招标规模和各省开工情况，预计 23/24/25 年新增并网容量分别为 6/10/15GW。同时随着离岸距离的增加，海缆特别是送 出缆的总价值将随着长度和技术要求的提高而提高。基于上述分析，测算 2021-2025 年 我国海缆市场规模分别为 313.41/62.00/90.62/162.64/255.50 亿元，2022-2025 年市场 规模 CAGR 达 60%。

海缆竞争力，二线企业逐步突破技术壁垒，但市场格局未发生较大变化，一线优势仍充 足。

技术、设备、码头，硬性条件铸就显性壁垒：①技术：由于海底地形和环境复杂， 因此海缆需要采用高强度、高韧性的导体材料和绝缘材料，辅以特殊的结构设计， 使其能够在敷设和运行过程中承受敷设设备、水流等造成的机械损伤和环境影响； 生产的技术要求更高，且电压等级升高，海缆的横截面积加大、采用三芯设计，海 缆技术难度在升级。②设备：此前生产多用悬链式生产工艺，但无法满足绝缘材料 均匀度的要求，随着电压等级升高，对绝缘偏心度的要求极高，因此海缆生产须采 用立式交联工艺，而立式交联工艺所需设备多为进口，订货周期较长约 1-2 年，因 此直接制约海缆企业扩产。③码头：为降低海缆的故障率，因此海缆应该尽可能大 长度连续生产，减少海缆接口数，而单公里海缆重量超过 40 吨，因此为方便及能够 运输，立塔须得建设在码头附近，海缆通过传输带直接运输至运输船转盘储存外送。

业绩资质、技术认证、区位布局铸就隐性壁垒：①业绩资质：海缆竞标主要看资质 和业绩，在海上风电发展中，业主更倾向于供应商具备更严格的业绩要求，以保证 海缆的质量和可靠性。以江苏大丰 800MW 海缆招标为例，要求“2018 年 1 月 1 日 起，至少 3 个 220kV 及以上电压等级、3×500mm2 及以上截面且已投运 3 年及以 上的海上风电三芯交流海缆的供货业绩”。目前只有中天科技、东方电缆、亨通光电、 汉缆股份、宝胜股份，仅这五家企业具备 220kV 及以上送出海缆的供货能力，而在 这五家中又只有东方电缆、中天科技和亨通光电这三家具有批量交付 330kV 以上送 出海缆的供货能力。②技术认证：海缆企业必需取得《全国工业产业生产许可证》、 中国质量认证中心的 CCC 认证等。此后还需要经历产品验证和应用周期，相较于国外，我国的认证要求更加繁琐，时间也更长，新加坡需要 12 个月左右、法国 18 个 月、香港特别行政区 16 个月，我国平均达 30 个月，远超其他国家。③区位布局： 由于 2021 年底国补退出，省补接力，因此产能区位布局逐步成为新的隐性壁垒， 与桩基&海塔一样，产能卡位和先发优势在海缆竞争中逐步突出。

海缆生产难度构筑进入壁垒，行业头部格局稳定。由于相较陆缆还有阻水、抗腐蚀等额 外性能要求，因此海缆从内部缆芯导体到外部铠装都融入了更多的技术细节，通过二者 剖面结构图可以窥见，海缆提升了设计和生产的难度，头部企业格局稳定，根统计海缆 行业 CR3 高达 87%，且均为技术领先企业。

龙头企业码头资源丰富，强化运输能力及辐射范围。海缆需要通过专门的海缆敷设船进 行运输，通常要求海缆企业靠近江河湖海等水域，但近年来我国港口生产用码头泊位日 渐减少，数量从 2016 年的 30388 个下降至 2022 年的 21323 个，且审批流程严格，周 期较长，因此行业新进企业面临较高的资源门槛。

国内海缆积极出海，打开国外海缆局面。据我们统计，2023 年 1-12 月，获得海外风电 场的企业包括东方电缆和中天科技。其中中天科技中标 Baltica 2 海上风电项目（B 包）275kV 高压交流海底光电复合缆以及配套附件，中标金额 12.09 亿元。东方电缆中标 Baltica 2 海上风电项目 66kV 海缆及配套附件，中标金额 3.50 亿元；以及为 Inch Cape 海上风电项目提供 220kV 三芯 2000mm2 铜导体海缆的设计和整个系统的型式实验，金 额约 1400 万元。Baltica 2 装机容量 1.498GW，离岸距离 47km，由波兰最大公用事业 公司 PGE 和沃旭能源（Orsted）联合开发，规划于 2027 年底之前投产。

4.3、零部件——原材料价格全年维稳，短期零部件盈利承压

原材料价格全年呈现稳定发展趋势。年初原材料价格呈下行走势，后整体趋势看价格企 稳，以铸件生产常用的废钢为例，截至 2023 年 12 月 15 日，唐山废钢（6-8mm）价格 为 2716 元/吨，周同比+2.07%，相较年初报价涨幅在 0.04%，全年降幅最高达 14%， 主要是在二季度，后续三季度原材料价格上涨，涨幅达 6%，考虑到零部件 1-2 个季度 的生产交付周期，预期 2023 年下半年成本端承压，单位盈利承压。

年初签订框架合同锁定交付价格，原材料价格波动带来盈利能力波动。风电零部件环节 在与下游主机厂商谈判时，多采用年初签订框架合同锁价的方式进行，因而在经营过程 中原材料价格波动风险由零部件厂商承受，而各类铸锻件在生产过程中，直接材料占成 本的比重约为 50%~75%（除金雷外都在 60%以上），而直接材料中钢材成本的占比在 60%~90%，因而原材料价格波动带来盈利能力波动。

4.4、主机——招标价格企稳&大型化&出海，风机有望迎来盈利向上弹性

主机招标价格全年震荡下滑，预计快进入底部企稳。据金风科技数据，2023 年 9 月，全 市场风电整机商风电机组投标均价为 1553 元/KW，全年看风机投标均价震荡下滑，2023 年 9 月均较 2022 年 12 月下滑 14%。我们预计 2024 年主机招标价格有望企稳。

2024 年陆风将进入 7MW 时代、海风预期 10MW+发展。据伍德麦肯兹数据，2023Q3 末陆上风机机型已经接近 6MW，较 2021 年初增加 61%，按照风机大型化速度，2024 年陆风有望进入 7MW 时代、海风预计 10MW 发展。根据北京风能展各家主机长发布机 型看，多家主机厂已经发布陆风 10MW 机型，海风机型达 15MW，风电大型化仍在路上。

主机厂加速出海布局。2023 年国内风电主机厂加速出海布局，根据每日风电的统计， 2023 年 1-11 月，国内主机厂共获海外订单 6.7GW，其中远景能源 4.79GW、运达股份 1.335GW、明阳智能 0.306MW、金风科技 0.148MW、电气风电 0.102MW。

主机厂静待招标价格企业，盈利静待回暖。今年看风电招标价格仍有波动，但距离价格 底部不远，因此我们预计 2024 年主机招标价格有望企稳。考虑道主机厂出海布局加速， 海外盈利性较国内高，因此随着主机厂海外订单规模越来越大，盈利有望回暖。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）