2024年度风电行业策略：迎接周期新阶段，双海助力新成长

1. 复盘与展望：需求阶段性问题改善

1.1 复盘：风电发展核心问题是需求

风电的核心问题是需求，且是需求的阶段性问题。万得风电指数 2023 年下跌 11.5%，跌幅小于电新其他行业。2022Q3 以来，风电行业受海风重点项目开工延缓、 “单 30”政策、海风招标及建设不及预期等不利因素影响，导致产业链的排产交付 与盈利能力不及预期，市场也下调未来国内风电装机预期以及风电企业的盈利预期， 股价表现较弱。23 年 9 月底以来，随着江苏、广东重点海上风电项目审批进度边际 好转，风电需求阶段性问题边际改善，行业触底反弹。

1.2 展望：需求阶段性问题改善，迎接周期新阶段

需求阶段性问题改善，迎接周期新阶段。与电新其他行业不同，风电的装机需求 受政策规划影响相对较强，且资本投资热度相对较低，风电的核心问题在于需求侧。 营收及利润维度，2020 年陆上风电“抢装潮”后，风电需求阶段性下滑，风电企业 进入营收与利润的下行周期；现阶段，历经 2022-23 年的调整，处于五年周期的需求 拐点。资本开支与库存维度，风电行业资本开支增速较为平缓，行业投资力度相对较 低。

展望 2024 年，国内重点海风项目稳步推进是基础，核心催化因素是国内海风招 标回暖，在江苏、广东重点海上风电项目审批进度顺利推进，国内海风招标持续回暖 的背景下，2024-25 年国内海风装机需求确定性增强，有望带动行业估值提升。 着眼当下，也要放眼未来，建议关注出海与深远海产业链。根据 GWEC 预测，海 外陆风与海外海风有望分别于 2024/2025 年起量，国内企业有望凭借更成熟的供应 体系，受益于海外风电需求增长。深远海方面，2024-25 年是国内漂浮式海上风电从 样机试验过渡到小批量商用化的关键阶段，相关企业有望取得订单突破。

2. 供需：装机规模稳步提升，大型化趋势延续

2.1 需求端：国内风电装机规模稳步增长

新增装机规模同比提升，海风装机不及预期。2023 年 1-11 月国内风电累计新增 装机 41.39GW，同比+83.8%，其中 11 月新增 4.08GW，同比+195.7%。国内风电新增装 机规模保持高增长趋势。海风需求不及预期，2023 年前三季度，海风新增装机达 1.43GW,同比仅增长 15%，主要系广东、江苏重点海风项目建设进度延缓。

2021 年以来，风电行业受强装后需求透支、疫情、海风项目延期等不利因素影 响，建设进度不及预期，促使招标量大于新增装机量。根据金风科技与 CWEA 披露， 2021/2022 年国内招标量分别为 54.2/98.5GW，而装机量分别为 47.57/37.63GW，近 两年已招标未装机规模已达 67.4GW。根据我们统计，2023 年风电招标突破 60GW，招 标量与新增装机量的差异扩大。

展望 2024-25 年，随着限制因素逐步解除，2024-25 年风电有望进入加速建设 期，我们预计 2023-26 年国内风电新增装机有望达 61/70/87/87GW，2023-25 年 CAGR 为 19%。

2.2 供给端：大型化趋势延续

风机大型化趋势不改。据 CWEA 披露，2022 年国内新增装机的风机平均功率达 4.5MW，同比提升 28%，其中陆上风机平均功率为 4.3MW，同比提升 38%，海上风机平 均功率为 7.4MW，同比提升 33%。风机大型化有望延续，根据我们统计，以海上风电 为例，2023 年以来国内海上风机中标项目的风机平均功率为 8.6MW，国内海上风机招 标项目的平均功率达 9.8MW。

中标价格处于历史低位。近年来，在风机大型化趋势下，以及风机环节较为激烈 的竞争环节下，国内风机中标价持续走低，2023 年 11 月，陆上风机（含塔筒）中标 价为 1899 元/kW，月环比-5.3%，同比-15.0%；2023 年 9 月，海上风机（含塔筒）中 标价为 3613 元/kW，月环比+0.17%，同比+0.6%。展望未来，在风机大型化趋势下， 国内风机价格或继续下探，进一步降低风电建设成本。

3. 海风：催化积蓄，需求边际向好

2022Q3 以来，风电行业受海风重点项目开工延缓、“单 30”政策、海风招标及建 设不及预期等不利因素影响，导致产业链的排产交付与盈利能力不及预期，市场也下 调未来国内风电装机预期以及风电企业的盈利预期，股价表现较弱。23 年 9 月底以 来，随着江苏、广东重点海上风电项目审批进度边际好转，风电需求阶段性问题边际 改善。

3.1 审批进展可期，需求阶段性问题改善

根据国家能源局发布的《海上风电开发建设管理实施细则》、《海上风电开发建设 管理办法》、《2019 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》、《2020 年风电、光 伏发电项目建设有关事项的通知》，国内省管领域的海上风电开发可划分为 5 个阶段， 分别为规划、竞配、核准、招标、开工。 1）规划：各省级能源主管部门编制海规划，后需上报国家能源局审批。 2）竞配：规划获得批复后，省级能源主管部门开展竞配。 3）核准：中标的企业提交用地用海预审和项目申请报告，核准后两年内需要开 工，有效期经申请可延长一年。 4）招标：开发企业（业主）展开施工服务于设备招标。 5）开工：办理开工手续，主要手续包括环评、通航、用海等。

江苏海风项目稳步推进。截至2022年江苏海上风电累计装机并网规模达11.8GW， 为我国存量第一海风装机省份；2021 年国内海上风电项目国家补贴退出后，受非经 济性因素影响，江苏省 21 年启动竞配的 2.65GW 至今未开工建设。2023 年 9 月下旬 以来，伴随着龙源射阳 1GW 海上风电项目、国信大丰 850MW 海上风电项目、三峡大丰 800MW 海上风电项目相继核准，江苏海风建设有望稳步推进，我们预计江苏存量 2.65GW 有望于 24Q1 末或 24Q2 初开工。

三峡青洲五/六/七以及中广核帆石一/二的航道问题是制约广东海上风电发展 的关键因素，也导致 23 年以来广东地区海上风电招标规模有所下降。

广东海风变化积极。9 月下旬以来，航道问题变化积极，23 年 10 月青洲六项目 的相关供应商启动备货，青洲项目启动设备端招标；23 年 11 月，阳江市发改委发布 青洲五/海上风电场海缆送出工程项目核准前公示、青洲五/七项目提交海域使用论 证书。竞配方面，23 年 10 月，广东省公布 23 年省管 7GW 海风项目竞配结果。综上所述，广东海风短期限制因素有望逐步解除，开工建设或有序推进。

3.2 海风有望进入加速建设期

规划体量突破 50GW，2024-25 年海风建设加速。根据各省十四五新能源装机规 划及相关文件，沿海各省“十四五”期间的海风新增装机规划规模达 57.1W，2021- 22 年我国海风新增装机规模突破 20GW，若根据规划测算，则 2023-25 年国内海风新 增装机需求达 36.4GW。

2023 年国内海上风电新增装机规模约为 5-6GW。2023 年上半年国内海风新增并 网 1.1GW。2021 年后已公布但还未并网的海上风电项目中项目进度符合预期且有可 能在 23 年下半年并网的项目（全容量并网与首批并网）共 18 个，对应项目规模为 6.5GW，考虑到天气等限制海风建设因素，我们预计 23H2 国内海风新增装机规模达 5GW，23 年全年装机规模达 6GW。

国内海风有望进入加速建设期，2023-25 年海风新增装机增速有望达到 68%。现 阶段，在跟踪国内各海风项目进展的基础下，我们认为 24 年国内海风吊装/并网规 模在 10-12GW 的确定性相对较高，现阶段展望 2025 年国内海风装机需求仍较为模糊。 随着审批等不利因素逐步解除，结合现阶段各地区海风项目进展，我们预计 2024-25 年国内海风新增装机有望达 10-12GW/15-17GW,2023-25 年 CAGR 有望 68%。

4. 出海：需求起量，龙头受益

4.1 海外风电建设有望稳步推进

从新增装机规模的份额来看，近两年国内风电市场占全球风电市场比例约为 50%。 根据 GWEC 测算，除中国外的海外地区 2023-26 年陆上风电装机有望达到 38/45/48/55GW,对应 2023-26 年 CAGR 达 13%；海上风电方面，海外地区 2023-26 年 海上风电装机量有望达到 7/6/15/18GW，对应 2023-26 年 CAGR 达 33%。

重点关注欧洲海风中长期市场空间。2020 年 11 月，欧盟委员会宣布将海上风电 装机量从 12GW 增长到 2030 年的 60GW，到 2050 年达到 300GW。2022 年 1 月以来欧洲 多国陆续提速海风规划装机量。根据 GWEC 测算，预计 2022-32 年间欧洲新增海风装 机总计接近 160GW，对应十年 CAGR 达 28%。

4.2 产业链龙头有望受益海外供应缺口

在需求高增的背景下，海外市场本地产能或存在缺口

以欧洲的塔筒/管桩市场为例，根据 Rystad Energy 披露，2022 年欧洲本土塔 筒（陆+海）与管桩产能分别为 210 万吨与 110 万吨，预计欧洲塔筒与管桩需求将分 别于 2026 与 2027 年超过其本地产能。2030 年欧洲塔筒与管桩、供给缺口合计达 299 万吨，考虑到单 GW 塔筒+基础用量在 25-28 万吨左右，则到 2030 年，欧洲塔 筒及基础缺口约达 11GW。

以欧洲海缆市场为例，根据 Rystad Energy 预测 欧洲阵列缆需求到 2030 年有 望接近翻 7 倍，虽然风机大型化减少了同一风场容量下的风机台数，但风机之间的 距离也因此增加；欧洲送出缆需求有望增长 14 倍以上，主要受益于海风项目的离岸 距离增长。供给方面，根据 Rystad Energy 披露， 欧洲本地的海缆产能在 1.5-2 万 公里之间，从竞争格局的角度来看，欧洲厂家竞争格局集中度高，前三厂家主要为 NKT、Nexans、Prysmian 三家公司送出海缆市占率达到 80%。 现阶段，欧洲三大海缆公司（普睿司曼、耐克森、NKT）产能已经全面排满至 2024 年，产能扩张周期为 3-4 年以上，我们预计国内海缆厂商有望凭借 供需缺口、技术 经验入局欧洲市场。

5. 深远海：空间广阔，仍需降本

5.1 开发潜力较大，批量投产可期

政府积极规划，深远海风电空间广阔。国内沿海省市积极出台政策支持国内深远 海风电有序发展，其中广东省于 23 年 6 月启动国内首个国管海域海风项目竞配，广 西、江苏分别于 23 年启动深远海风电项目前期招标。海外方面，多国政府发布漂浮 式风电发展目标，其中美国计划到 2035 年建成 15GW 漂浮式海上风电。

根据 GWEC 披露，全球超过 80%的海上风力资源来自水深超过 60 米的海域，现阶 段我国海上风电的开发建设主要集中在近海海域，随着近海开发资源饱和以及国内 漂浮式技术进步，国内海风正逐步向深远海域发展。根据《中国风电发展路线图 2050》 披露，中国水深 5-50 米海域,100 米高度的海上风能资源开放量为 5 亿千瓦，总面积为 39.4 万平方千米。

国内深远海开发有望从样机示范阶段进入批量投产阶段

海外漂浮式风电发展更早。全球首台漂浮式风机于 2009 年在挪威投运，2009- 2021 年间，葡萄牙、日本、英国、法国、西班牙、韩国、挪威相继投运漂浮式海上风 电项目，海外漂浮式风电已从样机示范阶段过渡到小批量示范风场阶段。

2021 年至今国内深远海风电处于样机示范阶段。2021 年 8 月我国首台漂浮式海 上风机“三峡引领号”完成吊装，标志着我国漂浮式风电进入样机示范阶段， 2023 年，“扶摇号”、“海澜号”等深远海漂浮式样机相继并网发电。 2024-25 年我国深远海风电有望迈入小批量投产阶段。2023 年 12 月，万宁海上 漂浮式项目发布风机中标公告，规划装机容量为 1GW，一期装机规模为 200MW，包括100MW 试验样机工程和 100MW 示范工程，2025 年底全部建成并网；二期工程装机容 量 800MW，计划于 2027 年底建成并网。此次万宁项目是我国首个规模化深远海项目， 也是全球最大商业化漂浮式海上风电项目。

市场空间广阔，2027 年进入加速建设期。根据 GWEC 测算，全球漂浮式风电新增 装机规模有望于 2032 年突破 8GW，2022-32 年 CAGR 有望突破 62%；考虑到漂浮式技 术仍未成熟，且部分国家近海海域风电有待开发，未来 2-3 年为新增装机规模或会 出现波动，预计全球漂浮式风电新增装机有望于 2027 年突破 1GW，进入加速建设期。

5.2 商用化仍需降本

仍有较大降本空间。根据中国电建海风公司董事长闫建国于 2023 年 1 月接受 CWEA 采访时透露，现阶段海外漂浮式海上风电的成本约为 5 万元/kW，国内已下线的 灵台漂浮式样机在 4.8-5 万元/kW 之间，与现阶段国内固定式海风项目造价 1.3-1.5万元/kW 相比，漂浮式海上风电仍有较大降本空间。 以万宁漂浮式海风项目为例，一期工程规模约 0.2GW，预计于 2025 年 10 月建成 并网，目标降本至 2.5 万元/kW；二期工程规模约为 0.8GW，预计于 2027 年建成并网， 目标降低成本至 2 万元/kW 以下。参考万宁漂浮式海上风电项目的降本目标以及并网 时间，国内漂浮式海风项目降本空间在 50%以上，我们预计国内漂浮式海上风电有望 于 2026-2027 年逐步进入商用化阶段。

成本构成发生变化，降低浮体成本是商业化关键。在国内省管海域的海风项目及 固定式海风项目的成本构成中，风机的占比最高，在 30%-40%之间，省管海域的海风 项目平价主要依托于海上风机价格下降；漂浮式海风项目成本构成中，风机的比例下 降明显，根据《加速中国漂浮式风电发展——如何通过英中战略合作来克服关键技术 和供应链瓶颈》披露，风机占漂浮式海风成本比例为 14%，浮式基础成本占比最高， 达到 31%，未来或成为漂浮式海风项目降低建设成本的关键。

现阶段浮体以半潜式、立柱式为主。漂浮式基础可分为立柱式、半潜式、张力腿 式、驳船式，从 CWEA 披露的全球已投运的漂浮式海风项目来看，现阶段全球已投运 的漂浮式海风项目以立柱式与半潜式为主。

降低材料费用是降本关键。漂浮式基础降本核心是降低材料费用，浮式基础的用 钢量较大，根据水电水利规划设计总院发布的《漂浮式海上风电关键技术与发展趋势》 披露，三峡引领号用钢量约为 5500 吨，单位用钢量 1000 吨/MW；海装扶摇号用钢量 3900 吨，单位用钢量为 630 吨/MW，距离国家科技部重点专项中提出的 500 吨/MW 考 核指标还有差距。未来需要持续优化浮式基础结构型式，或使用混凝土、玻璃钢、钢 材和混凝土等复合材料来降低用钢量。

产业链仍在早期阶段，塔筒/管桩企业积极布局。漂浮式基础产业链仍处于早期 阶段，国内现有漂浮式风电基础供应商以造船企业为主，已投运的“引领号”、“扶摇 号”的漂浮式基础分别由惠生海工、黄埔文冲建造。泰胜风能等塔筒企业已有漂浮式 基础的相关产品及技术储备，未来有望成为漂浮式基础领域的主体供应商。

编辑：火腿肠