海上风电蓬勃发展，大型化和深远海化提高成长性[Table_CoverStock]!"#$%&'()+,-./2023!9"25#!"##$%&'()+,-./012#345##$%&'()+6789#:-;<=>?@AA@BAACAAA?DE$F=?GGHI?AAG?H#DE$F=A?AJIKKBHG??LM=NOPQRSOPTUPVWUPXOYWZW[\#LM=NS]O[VWUPXOYWZW[\#!##!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com2!"#$%&'()#$"#$%&'()'+,-#.'/!()+%&"#$%&'(0-+12345)$42/!!"#$%&'(!"#$%)+&'#$%)+123456789:;<3=7>?@ABCDDCEDDFDDDB3GH4I@DBDJKLLEMNBB3O3333P@QRSTUVWXYZT[W\WU]33^_`34567abcd3GH4I@BNNMKBDDNBM3O3P@QTYefRTYgXYVWXYZT[W\WU]333333333333333333333333-hijklmnopqrstu3AvqwxryrvA3qz\{yt}~•€•‚ƒ•„…†F?‡B?ˆO>@BDDDLB"#$%&'(#6-&'/!!"#$%&'()+,-./012!3456789:;+<0:=>?@A"#$%&'()'+,-7$-'/!BABK^C_B@`89:;<=>!"#$%&'(0?@@$,./!¿当前陆风稳定增长，海风具备广阔发展前景。风电技术起源海外，1986-2005年前均处于技术示范阶段，同时也进行了一定的国产化替代积累；2005年《国家发改委关于风电建设管理有关要求的通知》使风电行业进入了快速国产化阶段，2009年，国产机组已能够满足全国85%以上的市场需求；2010-2021年电价补贴政策是主线，行业呈现周期性，同时在激烈的竞争中行业快速发展、集中度也不断提高；2021年后中央财政补贴退坡，风电进入了平价发展的时代。回顾海风历史，欧洲是海风最成熟的地区，欧洲从1991年起即开始试点示范，我国从2008年开始试点，2015年后我国海风迎来快速发展，目前已逐渐追赶上欧洲进度，均处于规模化和深远海开发阶段。因此我们认为陆风发展速度已然趋缓，而海风将是接续发展的下一个焦点。¿海风装机量有望快速增长，全球激励政策频出。海风相比陆上风电具备发电量、单机容量大等优势，我国海风的可开发资源量也非常可观。从装机量上看目前处于发展早期，2022年海风新增装机在风电总新增装机中占比仅11.6%，未来将有充足的发展空间，根据GWEC预测2030年全球新增海上风电装机将达50.9GW，2023-2030年CAGR将达20.1%，其中中国、欧洲将占据重要地位。招标量是约提前2年的装机量领先指标，2022年中国海风招标量14.7GW，2023年上半年5.8GW，同时23年上半年以来也有广东、福建和国家电投的大规模竞配，未来行业高景气度仍可期待。政策层面上，省级“十四五”规划有约50GW的海风新增装机量，考虑2021-2022年已实现的装机量则2023-2025年将累计新增27.9GW装机量。国际上，欧洲多国提出了远期海风装机目标，规划较为积极；美国《2022年通胀削减法案》给予了税收减免，国家级、州级也都退出了积极的规划目标；越南、巴西、日本、印度等国也都处于海风迅速发展的进程中。¿海风与陆风成本存在差异，近年经济性持续改善。海风成本中建设成本为主要变量，中国海风建设成本在补贴取消前后发生了较大变化。2020年我国海上风电平均建设成本约为16550元/kw（粤闽地区相对更高），抢装潮后由于供需形势改善和风电制造技术突破，海上风电建设成本下降至12400元/kw左右。建设成本中的风机价格下降是主要原因，抢装潮后风机价格已渐趋稳定，例如明阳智能在2022年和2023H1的风机中标均价分别为3842元/kw、4001元/kw。近年中国的海风经济也在持续改善，2010-2021年中国海风平均度电成本从0.178美元/kWh降至0.079美元/kWh，下降56%，未来全球度电成本也将持续下降。¿大型化降低成本，深远海化是未来趋势。海上风电具有几大重要发展趋势，在大型化方面，中国2010-2021年风机单机容量从2.8MW上升至6.7MW，而2022年新增吊装的海上风电机型中，主流风机正逐步由6MW级迈向8MW级及以上，大型化趋势显著，海风经济性也将由此获得提高。目前我国大兆瓦机组的研发能力正不断加强，在此背景下碳纤维、主轴轴承都将要求新的产业变化。我国海上风电场也有规模化和集群化特征，已建设了大量沿海产业基地。深远海化是未来趋势，而漂浮式海风是深远海化的重要技术之一，根据GWEC预测，从发展阶段上看2021-2025年是初步商业化阶段、2026年后是成熟商业化阶段，目前正处于大规模商业化前夕，2026年全球新增装机量有望达到约0.8GW。其中，欧洲将引领行业，而中国将紧随其后。目前多国已推出相关支持政策，漂浮式海风成本有望持续下降，经济性持续增强。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com3投资建议：大型化将带来部分环节的价值量提升，而深远海化将带来技术变革和价值量增加。大型化下支撑基础用量提升、深远海化下或将切换浮式基础，大兆瓦轴承国产替代进程持续进行，叶片大型化将要求碳纤维材料，海缆存在高压化、柔性直流和动态缆趋势，我们看好未来海风相关标的业绩增速。推荐东方电缆、亚星锚链，关注新强联、海力风电、泰胜风能、中材科技。风险因素：海上风电装机不及预期：海外扩张不及预期风险：新技术应用不及预期风险："#$%&'(A,+B6-/!!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com4目录行业核心聚焦...................................................................................................................................6&‰Š‹Œ•Ž••‘’“‹”•–—.......................................................................................7˜‰“‹™š›œ’•žŸ¡¢£¤.......................................................................................92.1海上风电具备较大优势，发展潜力十足.................................................................92.2国内迈入平价阶段，各地“十四五”规划积极...................................................102.3海上风电仍处发展早期，高招标预示未来高景气...............................................122.4多国海风规划陆续推出，政策驱动全球海风增长...............................................14¥‰“‹•¦§¨©ª’«¬-®¯§¨°±.........................................................................16²‰…³´ªµ•¦’¶·“´¸¹ºŽ».............................................................................184.1机组大型化趋势明显...............................................................................................184.2深远海化是未来趋势，漂浮式海风进入产业化初期...........................................214.3海上风电场集群化开发，配套建设海风装备产业园...........................................28¼‰½7¾¿À•…³´Á¶·“´’ÂÃÄÅÆšÇÈÉ.................................................295.1东方电缆：海缆领域龙头公司，盈利能力强劲...................................................315.2亚星锚链：锚链领域全球龙头，浮式海风注入发展新动能...............................325.3海力风电：重点发展海上风电支撑基础，生产基地布局积极...........................325.4泰胜风能：风电塔架领域先行者，战略布局陆上和两海市场...........................335.5新强联：轴承国产化替代先行者，研发量产大兆瓦轴承...................................345.6中材科技：叶片领域龙头公司，碳纤维叶片开发持续突破...............................34ʉ‹ËÌÍ.................................................................................................................................35图表目录图表1：中国风电发展历史......................................................................................................8图表2：中国和欧洲海风发展历史...........................................................................................9图表3：中国海风补贴价格历史变化.......................................................................................9图表4：海上风电示意图.......................................................................................................10图表5：中国海风资源按区域分布情况..................................................................................10图表6：中国陆风70米高平均风功率密度分布图.................................................................10图表7：中国近海70米高平均风功率分布图........................................................................10图表8：三省一市海上风电项目补贴政策概况.......................................................................11图表9：沿海各省市“十四五”海上风电规划情况（包括省和市）...........................................11图表10：沿海各省市“十四五”海上风电规划、开工、并网情况（仅省级）（单位：万千瓦）12图表11：2022年全球海上、陆上风电新增装机占比............................................................12图表12：2022年分地区海上风电新增装机占比...................................................................12图表13：2011-2031年全球海上风电装机量（含预测）.......................................................13图表14：海上风电装机量与招标量的关系............................................................................13图表15：EDEL年上半年海风招标地区分布...........................................................................13图表16：近期海上风电大规模竞配情况................................................................................14图表17：欧洲远期海风目标（GW）....................................................................................15图表18：其他新兴市场海风激励政策和目标........................................................................16图表19：国内海风补贴取消前后成本构成............................................................................16图表20：3EDEE、EDELÎB年国内主要风机供应商中标均价（元ÏÐÑ）....................................17图表21：EDBD、EDEB年分国家海上风电建设成本对比.........................................................17图表22：EDBD、EDEB年分国家海上风电度电成本对比.........................................................17图表23：3分地区海上风机单机容量历史变化.......................................................................18图表24：EDEE年分单机容量海上风机累计装机占比.............................................................19图表25：EDEE年分单机容量海上风机新增装机占比.............................................................19图表26：EDBM、EDEB年中国和欧洲地区风机技术路线占比..................................................19图表27：中国风机技术路线变化历史...................................................................................19图表28：中国主要风机厂的最大功率风机产品.....................................................................20图表29：随叶片长度增加碳纤维主梁叶片的占比变化..........................................................21图表30：风电机组轴承示意图..............................................................................................21图表31：新强联12MW主轴轴承.........................................................................................21图表32：浮式海风示意图.....................................................................................................22图表33：漂浮式海风结构示意图..........................................................................................22图表34：EDEBJEDLB年漂浮式海上风电新增装机量（EDEL年后为预测值）..........................22图表35：国外漂浮式海风项目情况（截至2023年5月）....................................................23图表36：国内漂浮式海风项目情况（截至2023年5月）....................................................23!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com5图表37：全球漂浮式海风支持政策.......................................................................................24图表38：漂浮式风电建设成本..............................................................................................25图表39：2020-2050海上风电LCOE...................................................................................25图表40：漂浮式风电成本构成（EDEE年英国测算）.............................................................25图表41：中国漂浮式海风中标情况.......................................................................................25图表42：海缆和陆缆对比.....................................................................................................26图表43：风电场海缆布局示意图..........................................................................................26图表44：风电场海缆布局示意图..........................................................................................27图表45：如东海上风电柔直输电项目送出方案.....................................................................28图表46：我国海上风电装备产业园分布................................................................................28图表47：我国主要海上风电装备产业园/基地一览................................................................29图表48：海上风电支撑基础对比..........................................................................................30图表49：海力风电塔筒单价、单机容量变化趋势.................................................................30图表50：海力风电桩基单价、单机容量变化趋势.................................................................30图表51：东方电缆收入和利润情况.......................................................................................32图表52：东方电缆海缆系统收入和毛利率............................................................................32图表53：2017-2023H1亚星锚链营业收入及增速................................................................32图表54：2017-2023Q1亚星锚链净利润及增速....................................................................32图表55：海力风电收入和利润情况.......................................................................................33图表56：海力风电分业务收入和毛利率................................................................................33图表57：泰胜风能收入和利润情况.......................................................................................34图表58：泰胜风能海上业务收入和毛利率............................................................................34图表59：新强联收入和利润情况..........................................................................................34图表60：新强联风电类产品收入和毛利率............................................................................34图表61：中材科技收入和利润情况.......................................................................................35图表62：中材科技叶片业务销量、收入和毛利率.................................................................35!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com6!"#$%&我们认为：1）陆风经过多年发展已经较为成熟，而海风仍处于起步阶段，发展潜力较大。经济性是驱动风电装机的重要因素，海上风电仍处于成本下行通道中，未来发展速度可期。2）全球激励政策频出，中国各省“十四五”规划大量海风装机，欧洲、美国和其他新兴市场地区设立了积极的海风发展目标。从招标量上看，近两年的高招标也预示了未来的装机量高景气度。3）大型化和深远海化是海风最值得关注的发展趋势，大型化相应也将带来如叶片、轴承等的产业链变革，而深远海化是海风发展的未来趋势，正处于高成长性的从0到1阶段。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com7!"#$%&'()+,$-./011）2005年前：我国引入海外先进风电技术，主要处于技术示范阶段，在此过程中也初步开始国产化探索。1986年中国第一座并网风电场山东荣成风电场建成并实现并网发电，1989年当时亚洲最大的新疆达坂城风电场正式并网，这两个项目均同维斯塔斯进行合作，2000年西门子歌美飒也进入了中国市场，在这一期间几乎由外资风电企业主导中国市场。1999年，中国第一台国产风机S600，正式通过国家验收，成为风机国产化开端的里程碑，此后风电设备持续进行国产化的技术追赶，根据王恰《中国风电产业40年发展成就与展望》，“十五”末期中国已可以一定程度上国产化制造风电机组和零部件，据CWEA的统计，在2004年我国风电设备新增市场份额中，国产设备占25%，进口产品占75%。2）2005-2009年：政策推动下的快速国产化阶段。2005年，发改委颁布《国家发改委关于风电建设管理有关要求的通知》要求风电设备国产化率达到70%，自此国内风电进入快速国产化阶段。2007年，国产机组的市场份额首次超过进口机组；2009年，国产机组已能够满足全国85%以上的市场需求。70%的比例限制于2009年废除，此后则是完全市场化导向阶段。3）2010-2021年：该阶段风电行业迅速扩张，受到电价补贴政策影响呈现周期性，企业也经历了一轮激烈的竞争。2009年7月发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，提出陆上风电采取分资源区标杆上网电价。此后一共经历5次下调，最后一次下调为2019年5月，2021年后陆上风电则是全面实现了平价上网，国家不再补贴。因此，2014年首次下调标杆上网电价后2015年引发抢装潮，补贴的最后一年2020年也出现抢装潮。抢装潮带来装机量大幅度提高，弃风率提高，消纳问题又限制装机，从而导致后续年份装机下降，风电行业在此期间呈现周期性。国内市场在这十年间竞争越发激烈，行业集中度获得提高。根据CWEA，2010年全国整机制造企业约70~80家，2018年全国有新增装机记录的整机制造企业仅有22家，而排名前5家市场份额合计达到75%。期间，维斯塔斯、西门子歌美飒等外资厂商逐渐退出中国市场；华锐风电快速崛起又在激烈竞争中倒下，中国风电产业在激烈的竞争中形成了一批具备核心竞争力的企业。4）2021年后：风电在国补退坡下持续发展。2020年财政部发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，提出2022年新增新能源并网机组不再享受中央财政补贴。但2021年后，部分省份仍有出台相关补贴政策，例如上海曾明确近海风电奖励标准为0.1元/kWh。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com8图表1：中国风电发展历史资料来源：王恰《中国风电产业40年发展成就与展望》，国际能源发电网，国资报告，北极星风力发电网，信公咨询，信达证券研发中心综观历史，陆风的发展早于海风，我国陆风发展也已步入成熟阶段。而在海风上，我国的发展晚于海风的起源地欧洲，目前仍处于快速成长期。欧洲的海风发展可以分为三个阶段：1）试点运行示范阶段（1991年～2001年）：在此期间建设规模和单机容量较小，期间丹麦、荷兰、英国等国家合计建设了9个海上风电项目，其中5个项目容量低于10兆瓦；2）商业化开发阶段（2002年～2011年）：在此期间海上风电的建设规模逐渐增大，技术创新加速，政府扶持力度加大，风电场的平均规模达到400兆瓦，累计装机规模超过了6吉瓦，海上风电进入了大功率时代，平均单机功率达到4兆瓦；3）规模化及深远海开发阶段（2012年～2022年）：在此期间欧洲首先开始深水远海的探索，包括全球首个漂浮式海风项目HywindScotland、全球首个商业化运行的漂浮式项目HywindTampen；同时也出现了规模化开发趋势，欧洲开发商将几个风场合并形成“超大规模风场集群”，例如欧洲第一大风电开发商Iberdrola准备将位于东英格兰总容量3.1吉瓦项目合并开发建设，形成规模化效应，降低开发总成本。中国的海风发展也可以分为三个阶段：1）试点运行示范阶段（2008年～2010年）：2008年，中国海洋石油集团有限公司在渤海绥中海域竖立起中国的第一台海上风电试验机组，单机容量1.5MW；2010年上海东海大桥海上风电项目装机容量为102MW，这两个项目是我国海上风电的先行试点。2）商业化开发探索阶段（2010～2014年）：此后的十二五期间海风市场整体发展缓慢，2010年出台《海上风电开发建设管理暂行办法》，我国海上风电特许权招标正式启动，海上风电市场缓慢发展。3）商业化开发加速阶段（2015～2021年）：2014年海风真正迎来元年，1月，国家能源局印发《关于做好海上风电建设的通知》，海上风电标杆电价制定被列为2014年重点任务；6月，国家发改委下发《关于海上风电上网电价政策的通知》规定了较高的上网电价，此后的“十三五”时期中国海风才迎来了规模化的快速发展。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com94）规模化及深远海开发阶段（2022年后）：海风进入平价阶段，同时也开始向规模化和深远海化发展，目前海上风电场规模已向吉瓦级别发展，机组也逐渐大型化；深远海化也持续推进，例如浮式的“三峡引领”号、“扶摇”号项目等。图表2：中国和欧洲海风发展历史资料来源：CCS，信达证券研发中心在陆风发展多年渐趋成熟的背景下，海风成为接续发展的下一个焦点。从历史来看，世界海风起源地的欧洲已经发展多年，正走向成熟。而中国的海风在2015年后才迎来较快速的发展，经过近年的发展，在进度上已经赶上欧洲地区的发展进度，正在向规模化和深远海化持续探索。图表3：中国海风补贴价格历史变化类型2009-2014年2015-2018年2019年2020年2021年潮间带0.75元/kwh不高于项目所在资源区陆上风电指导价无国家补贴政策近海特许权招标0.85元/kwh不高于0.8元/kwh不高于0.75元/kwh资料来源：CWEA，信达证券研发中心!2",$3456+789:;<=>12.1CDEFGHIJKLMNOPQRS海上风电相较于陆上风电具备诸多优势。根据弗若斯特沙利文，海上风速比陆上高20%左右，因而同等发电容量下海上风机的年发电量能比陆上高70%，此外海上风电还具有单机装机容量大、环境友好等优势。我国具备丰富的海风资源，潜在装机容量较大。根据中国气象局，我国近海离岸50km以内，4级以上的风能资源潜在开发量为2.34亿kW，3级以上的风能资源潜在开发量为3.76亿kW。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com10图表4：海上风电示意图图表5：中国海风资源按区域分布情况风能资源区划等级4级及其以上风功率密度≥400W/m23级及其以上风功率密度≥300W/m2离岸50km以内2.343.76离岸20km以内0.681.40近海水深5～25m以内0.921.88资料来源：伊莱特，信达证券研发中心资料来源：中国气象局，信达证券研发中心从地域分布上看，海上风电资源明显更为丰富，也更加临近经济发达地区。陆上风电资源大多集中在偏远地区，我国东北地区东部、内蒙古中东部、新疆北部和东部、甘肃西部和北部、青藏高原大部等地风能资源较好；海上风电资源临近我国的经济发达地区，且整体功率密度也更高，台湾海峡的近海风能资源最丰富，广东、北部湾、海南岛西部、福建、浙江南部等地的海风资源也较为丰富，而江苏、上海近海、杭州湾虽海风功率密度较低，但可利用面积更大。图表6：中国陆风70米高平均风功率密度分布图图表7：中国近海70米高平均风功率分布图资料来源：中国气象局，信达证券研发中心资料来源：中国气象局，信达证券研发中心2.2T:UVWXYZM[\]R^_`abcd2022年我国海上风电进入平价阶段，2021年因补贴退出而出现了“抢装潮”，目前政策环境持续优化。政策主要包括地方性补贴政策和各地“十四五”规划：在国家层面，政策鼓励推动海上风电基地化、集群化。2022年3月，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，6月国家发改委等九部委联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，两项重要的国家级文件中均明确提出积极推动沿海地区海上风电集群化开发建设。重点基地集群包括了山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等五大海上风电基地集群，其中以广东、福建、浙江、江苏和山东等省作为重点建设基地。《“十四五”能源领域科技创新规划》提出集中攻关深远海域海上风电开发及超大型海上风机技!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com11术等内容。在地方层面，中央补贴退坡后，地方补贴接力推出。目前主要有广东、山东、浙江、上海三省一市出台了海上风电补贴政策。图表8：三省一市海上风电项目补贴政策概况省/市补贴（奖励）范围补贴（奖励）标准发放方式上海市2019-2021年投产发电的近海风电项目奖励标准为0.1元/千瓦时，单个项目年度奖励金额不超过5000万元连续5年2022-2026年投产发电的深远海海上风电项目和场址中心离岸距离大于等于50km近海海上风电项目奖励标准为500元/千瓦，单个项目年度奖励金额不超过5000万元分5年拨付，每年拨付20%广东省2018年年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目对2025年起并网的项目不再补贴2022年、2023年、2024年全容量并网项目分别补贴1500元/千瓦、1000元/千瓦、500元/千瓦山东省2022-2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦2022-2024年建成并网项目分别补贴800元/千瓦、500元/千瓦、300元/千瓦2023年年底前建成并网的海上风电项目免于配建或租赁储能设施浙江省2022年和2023年全容量并网的项目，补贴规模分别按60万千瓦和150万千瓦控制，2021年年底前核准，2023年年底未全容量并网不再享受省级财政补贴2022年和2023年，补贴标准分别为0.03元/千瓦时、0.015元/千瓦时，按等效年利用小时数2600小时补贴从项目全容量并网第二年开始，补贴期限10年资料来源：CWEA，信达证券研发中心地方政府也针对海上风电制定了“十四五”规划，部分市级规划数额较大。根据风芒能源，“十四五”期间沿海省市海上风电规划接近200GW，其中广东潮州规划43.3GW，福建漳州规划50GW，江苏盐城规划33GW，三地的规划数额较为庞大。整体上，山东、江苏、福建、广东和海南是规划装机较为积极的地区。其中，考虑到部分市级规划并未明确时间，若是扣除市级规划，仅考虑省级“十四五”海风规划，各省海风新增装机规模约50GW，2025年累计并网容量将超过60GW。由于2021-2022年海风装机量分别为16.9、5.1GW，因此根据省级规划，2023-2025年将累计新增27.9GW装机量。图表9：沿海各省市“十四五”海上风电规划情况（包括省和市）地区来源规划量（GW）辽宁辽宁省“十四五”海洋经济发展规划3.75河北唐山市海上风电发展规划(2022-2035年）、山海关区与新天绿能签约拟分两期开发建设800MW海风项目唐山13山东能源保障网建设行动计划35江苏江苏省“十四五”可再生能源发展规划、2021中国新能源发展论坛盐城市委副书记、代市长周斌致辞盐城33.02上海上海市发改委发布关于金山海上风电场一期项目竞争配置0.3+浙江浙江省可再生能源发展“十四五”规划4.5福建福建省“十四五”能源发展专项规划、福建漳州市人民政府5000万千瓦的海上风电大基地开发方案漳州50广东广东省能源发展“十四五”规划、潮州市能源发展“十四五”规划潮州43.3广西广西广西可再生能源发展“十四五”规划7.5海南海南日报、海南省碳达峰实施方案12.3合计198.92+资料来源：风芒能源，信达证券研发中心!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com12图表10：沿海各省市“十四五”海上风电规划、开工、并网情况（仅省级）（单位：万千瓦）省份“十四五”海上新增并网（投产）容量“十四五”海上开工规模到2025年累计并网（投产）容量江苏90912121500浙江500996500福建4101030600广东170017001800山东8001000500上海3060辽宁50290广西300500300海南2001100200天津9090河北300500（到2027年）合计49897928约6000资料来源：CREIA，CWEA，GWEC，《海上风电回顾与展望2023》，信达证券研发中心2.3CDEFefNOghMijklmnoipq海风目前在全球风电装机中仅占较少的比例，而中国引领全球海风的发展。根据GWEC，2022年全球陆上风电新增装机量为68.6GW，海上风电新增装机量约为9GW，海风新增装机占比仅为11.6%；2022年中国海上风电新增装机为5.1GW，海风新增装机全球占比高达57.6%，其次为欧洲，世界其他地区海风装机比例较低。图表11：2022年全球海上、陆上风电新增装机占比图表12：2022年分地区海上风电新增装机占比资料来源：GWEC，信达证券研发中心资料来源：GWEC，信达证券研发中心全球海上风电装机量将持续增长。根据《海上风电回顾与展望2023》报告显示，2022年全球海上风电新增装机容量达到8.8GW，虽较2021年有所下滑，但仍实现了历史第二高位装机量，2018-2022年CAGR达到19.2%。根据GWEC的预测，全球海风市场均将持续增长，中国和欧洲将继续在全球海风新增装机中占据重要地位，2025年全球新增装机量将达到25.4GW，2030年将达到50.9GW，2023-2030年CAGR将达20.1%。陆上88%海上12%中国58%欧洲28%其他地区14%!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com13图表13：2011-2031年全球海上风电装机量（含预测）资料来源：GWEC，信达证券研发中心!"#$%&#'()"+,-./01!"#23+4567%&89:;<=>?1@ABCBD+EFEG-01!"#EHIJKL+EFEE-GMHIKL+EFEN-OP-QHRKL+STUV>W+!"#XYZ[%&#\E-]^+EFGJ-'8!"#_EFEG-%&#O`a+bcdefgEFEE-h8'01!"#ij7EFEM-GMHIKLkl%&#'mn<o23年上半年招标量较低，但近期出现较多大规模竞配，高景气度仍在延续。23年上半年招标量同比大幅下降，主要原因是航道等因素所致的项目审批速度放缓。但广东省于5月开启共计23GW的海风竞配，其中省管区域7GW，国管区域16GW，福建省于6月开启共计2GW的海风竞配；2023年8月国家电投也发布了2023年海上风电竞配，机组采购容量共计16GW，其中，福建、广东、海南区域采购容量4.15GW；广西区域采购容量3.75GW；江苏、上海、浙江区域采购容量3.75GW；东北、河北、山东区域采购容量4.35GW。图表14：海上风电装机量与招标量的关系图表15：EDEL年上半年海风招标地区分布资料来源：金风科技公司公告，信达证券研发中心资料来源：风电之音，信达证券研发中心!"!!!!#!!!!$!!!!%!!!!&!!!!'!!!!#!""#!"##!"$#!"%#!"&#!"'#!"(#!")#!"#!#!#!#"#!###!#$+#!#%+#!#&+#!#'+#!#(+#!#)+#!#+#!$!+#!$"+,-./012345024681012141618024681012141618201520162017201820192020202120222023H1招标量（GW）装机量（GW）装机量-前推2年（GW）山东36%海南31%辽宁5%江苏15%天津4%浙江1%广西8%!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com14图表16：近期海上风电大规模竞配情况省份时间具体内容规模广东省2023年5月省管海域项目：共15个项目、装机容量700万千瓦，包括湛江市2个、70万千瓦，阳江市6个、300万千瓦，江门市2个、80万千瓦，珠海市2个、100万千瓦，汕尾市3个、150万千瓦。国管海域项目：先安排15个、共1600万千瓦的预选项目，其中汕头市5个、500万千瓦，汕尾市4个、400万千瓦，揭阳市3个、400万千瓦，潮州市3个、300万千瓦;再从中遴选出800万千瓦的项目作为开展前期工作的示范项目。23GW福建省2023年6月包括长乐B区（调整）10万千瓦、长乐外海I区（南）30万千瓦、长乐外海J区65万千瓦、长乐外海K区55万千瓦、莆田湄洲湾外海40万千瓦，共5个场址、200万千瓦。2GW多区域2023年8月国家电投2023年海上风电竞配机组采购容量共计16GW，其中，福建、广东、海南区域采购容量4.15GW；广西区域采购容量3.75GW；江苏、上海、浙江区域采购容量3.75GW；东北、河北、山东区域采购容量4.35GW。16GW合计41GW资料来源：每日风电，广东省、福建省发改委，国家电投，北极星风力发电网，信达证券研发中心2.4rTCEabstuvMwxyz{CE}~2.4.1欧洲地区2022年，欧洲地区共有六个国家实现了海上风电项目并网，规模共计2.5GW。其中英国新增装机规模达1.18GW，是欧洲最大的海风市场;其余国家还包括法国、荷兰、德国等。（1）英国英国政策规划规模较大，海风具备明显经济性。根据2022年的《英国能源安全战略》，到2030年英国海上风电的发展目标将从之前的40GW提高到50GW（漂浮式风电的装机规模目标提高到5GW）。2022年英国开展了第四轮海上风电项目差价合约(CfD)竞拍，合计规模7GW。此轮拍卖的海上风电项目上网电价为37.35英镑/MWh，较上一轮降低约165-365英镑/MWh，低于陆上风电42.47英镑/兆瓦时和光伏45.99英镑/兆瓦时的上网电价水平，成为所有参加拍卖的可再生项目中上网电价最低的类型，凸显出了欧洲海上风电的经济性优势。英国用海政策明确也有助于英国海上风电发展。英国海上风电规划专属经济区海域，目前已实现对领海外专属经济区风电资源大规模开发。已中标用海权、待申请开发的29个储备项目中有25个位于专属经济区，装机容量合计33GW，占全部此类装机容量(36GW)的92%。（2）德国德国远期海风目标较高，目前存在干扰因素影响。德国2022年的《海上风电法案》(WindSeeG)修正案获得欧盟批准，此版修正案中将德国2030年海上风电装机规模目标由20GW提高到30GW，2035年和2040年目标分别设定和提高到40GW和70GW。然而，德国海上风电受项目审批缓慢、劳动力短缺和供应链中断等因素影响，产业扩张速度较为缓慢。2022年，德国海风装机量仅342MW（2022年累计装机容量约8.1GW）。（3）荷兰荷兰海上风电开发建设速度较快。荷兰的《可持续增长能源协议》设定了2023年海上风电装机容量达到4.5GW的目标，2023-2030年将再增加7GW，2030年总装机容量将达到11.5GW。同时，2022年荷兰制定海上风能长期增长计划，计划到2040年海上风电规模达到50GW，到2050年达到70GW。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com15（4）其他国家欧盟其他国家正不断提高海风规划目标。北欧四国(德国、丹麦、比利时和荷兰)于2022年5月签署《埃斯比约宣言》，承诺2030年海风累计装机达65GW，到2050年累计装机150GW，共同建设“欧洲绿色发电站”。2022年8月30日，欧洲8国在能源峰会上签署“马林堡宣言”同意加强能源安全和海上风电合作，计划在2030年将波罗的海地区海上风电装机容量提升至19.6GW。图表17：欧洲远期海风目标（GW）202720302035204020452050欧盟≥60≥300英国50德国3040≥70荷兰22.2丹麦12.9比利时5.7法国18波兰10.9挪威30爱尔兰5西班牙3《埃斯比约宣言》≥65≥150资料来源：GWEC，信达证券研发中心2.4.2其他新兴市场p.0O1q'rstuvw+x%&yz{[h}~•<p.$p€•‚ƒX„…0O1q'†‡+xEFEE-6…ˆ‰%&Š#<EFEE-E‹+p.Œ•Žs••0O1Œ‘’“+y”•EFNF-–EFQF-0O1q—g%&yzi˜NFKL–GGFKL<EFEE-R‹+p.™š›œ•EFEE-›•žŸ¡“+¡¢£c[¤01'NF¥¦§Ÿ¨<©]+_ª«¬…-®¯°±ªQKL01{"–²ª³´µ¶ª·NKL¸¹01+ª«01rs{",QFKL<越南拥有丰富的海风资源，海风规划也较为积极。拥有超过3000公里的海岸线，其海上风电可开发资源达到475GW。越南的第八个电力发展计划(PDP8)明确规划到2030年后将不再新建燃煤发电项目，到2050年可再生能源将占全国全部发电量的70%左右。按照此计划，到2030年，越南海上风电装机规模可达到6GW，到2050年至少达到70GW。巴西同样拥有丰富的海风资源，已有大量项目进行环评申请。根据世界银行，巴西海风具有1200GW的安装潜力，2022年初No10.946/2022法案公布，确立了巴西海风的指导方针，为海风的海床评估提供框架；此外法案PL576/2021优化了监管环境，创建了海上风电场拍卖权的监管框架。2022年末，巴西已有170GW海风项目向IBAMA进行项目申请。日本海上风电近年正在加速发展。2019年起，日本为加速海上风电的发展采取了更为积极的措施。根据2020年通过的《海上风电产业愿景》，日本规划到2030年海上风电实现累计装机10GW、到2040年实现累计装机30-45GW。同时，日本政府也在优化海风政策环境，包括简化海上风电的监管框架，公布11个海上风电开发海域，修订《港湾法》等。截止2022年底，日本海上风电装机规模已达到136MW，处于环评及审核阶段的项目约15GW，后续日本海风或将迎来较大发展。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com16图表18：其他新兴市场海风激励政策和目标国家激励政策规划目标美国《海上风能战略》、《2022年通胀削减法案》2030年30GW，2050年110GW越南第八个电力发展计划(PDP8)2030年6GW，2050年70GW巴西No10.946/2022、PL576/2021法案暂无规划。海风资源丰富，项目申请达170GW日本《海上风电产业愿景》、《港湾法》2030年10GW、2040年30-45GW印度印度新能源和可再生能源部（MNRE）海风规划2030年30GW资料来源：CWEA，BrazilEnergyInsight，信达证券研发中心?",$)@ABCD+EFGHIABJK1海上风电机组的成本由建设成本、运维成本和拆除成本构成，其中建设成本为主要成本项。根据CWEA，2009年我国第一个近海项目--上海东海大桥风电场一期102MW，该项目造价超过2.3万元/kw，2020年底，60%的海上风电分布在江苏，江苏省海上风电造价下降至约1.5万元/kw，成本下降趋势明显。根据杜剑强等《海上风电建设成本趋势分析及石化行业投资建议》，2020-2022年海上风电平均建设成本发生了较大的变化，其后由于2020-2021年我国海上风电进入抢装潮，短期建设成本大幅上涨，2020年我国海上风电平均建设成本约为16550元/kw（粤闽地区相对更高），抢装潮后由于供需形势改善和风电制造技术突破，海上风电建设成本下降至12400元/kw左右。运维成本中，根据金长营《海上风电项目全寿命周期的成本构成及其敏感性分析》，闽粤地区近海海风项目年均运维成本约150元/kw，高于陆上风机的30元/kw，主要受到海上交通限制。风机价格的下降是近年海风建设成本下降的主要原因，未来其余环节均有一定的降本空间。风机价格在抢装潮前后存在较大差异，机组大型化是其中一部分原因；此外，风机基础受到钢材价格影响、海缆受到铜价格影响，且风机基础、安装施工均能够受益机组大型化，吊装周期也从2010-2015年约2年降低至2020年的不到18个月，我们预计未来海上风电成本仍有较大下降空间。图表19：国内海风补贴取消前后成本构成序号费用构成补贴取消前补贴取消后变化幅度单位造价（元/kw）占比单位造价（元/kw）占比一工程费用1513091%1098089%-27%1风电机组（含塔筒）750045%420034%-44%2风机基础330020%270022%-18%3阵列电缆（含敷设）5503%5004%-9%4送出电缆（含敷设）13508%130010%-4%5海上升压站7004%6805%-3%6陆上集控中心3802%3503%-8%7风机基础及安装施工13508%125010%-7%二其他费用13008%130010%0%其中：征海征地费6704%6705%0%三建设期利息1201%1201%0%合计16550100%12400100%-25%资料来源：杜剑强等《海上风电建设成本趋势分析及石化行业投资建议》，信达证券研发中心海风成本的主要构成项之一的风机价格在抢装潮后基本保持稳定。目前海上风机的主要!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com17供应商包括明阳智能、电气风电、远景能源、金风科技、运达股份等，明阳智能在2022年和2023H1的风机中标均价分别为3842元/kw、4001元/kw，远景能源分别为3912元/kw、3767元/kw，金风科技分别为4132元/kw、3701元/kw，中标价格在近年保持相对稳定态势。图表20：3EDEE、EDELÎB年国内主要风机供应商中标均价（元ÏÐÑ）资料来源：风电头条，国际能源网，信达证券研发中心全球海风建设成本、度电成本均明显下行。根据IRENA，2010-2021年全球海风总安装成本从4876美元/kw降至2858美元/kw，下降41%；全球海上风电项目全球加权平均LCOE从0.188美元/kWh下降到0.075美元/kWh，下降60%，安装成本和LCOE下降主要原因为技术进步、产业逐渐趋于成熟、政策激励等因素。未来根据BNEF的预测，2025年有望相较于2020年下降30%至0.058美元/kWh，根据IEA的预测，2050年有望降低至0.025～0.04美元/kwh水平。中国建设成本、度电成本经历了大幅度下降。分地区来看，2010-2021年中国海风加权平均建设成本从4638美元/kW降至2857美元/kW,下降38%，其他国家中比利时、荷兰、英国的下降幅度同样较大，不同国家间项目和政策差异较大，部分成本差异由是否承担输电线路建设导致，例如中国、丹麦和荷兰开发商不承担该费用。2010-2021年中国海风平均度电成本从0.178美元/kWh降至0.079美元/kWh，下降56%，其他国家中，2021年丹麦的LCOE为0.041美元/kWh，为全球最低，2010-2021年下降幅度为62%，英国LCOE次之，为0.054美元/kWh，2010-2021年下降幅度为74%。图表21：EDBD、EDEB年分国家海上风电建设成本对比图表22：EDBD、EDEB年分国家海上风电度电成本对比资料来源：IRENA，信达证券研发中心资料来源：IRENA，信达证券研发中心0500100015002000250030003500400045005000明阳智能电气风电远景能源金风科技运达股份中国海装东方电气2022年2023年H1!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com18L"MNODP)@+QR,OSTU'V14.1•€J•‚ƒL„…近年来，风机大型化趋势明显，中国大型化水平正在逐渐向欧洲追赶。根据IRENA，2000年以来全球海上风机的单机容量、风轮直径持续增加，同时风机场的容量也越来越大。中国2010-2021年风机单机容量从2.8MW上升至6.7MW，2015-2021年风轮直径从130m上升至163m；欧洲2010-2021年风机单机容量从3.1MW上升至8.5MW，2010-2021年风轮直径从112m上升至159m。目前欧洲单机容量总体上仍高于我国，近年我国机组研发能力不断提升，大容量机组与国际水平差距缩小。大型化能够降低海上风电LCOE。主要通过规模经济的方式实现，安装成本和运维成本均能有所降低。在安装成本方面，根据RystadEnergy估计，为1GW海上风电场安装14MW风机将比安装10MW风机节约1亿美元成本；在运维成本方面，运维成本占项目全周期总成本约25-30%，大型设备意味着更少部件、船只和技术人员，将有助于降低运维成本。图表23：3分地区海上风机单机容量历史变化资料来源：IRENA，信达证券研发中心目前中国累计装机中小型机组占比较高。截至2022年，国内海上风电机组单机容量仍集中在4MW～8MW之间，其中7.0MW至8.0MW(不含8.0MW)海上风电机组累计装机容量占全部海上累计装机容量的7.9%；10MW及以上累计装机容量占全部海上累计装机容量的2.7%。中国新增装机中大型化趋势明显。2022年新增吊装的海上风电机型中，主流风机正逐步由6MW级迈向8MW级及以上，单机容量在8MW至9MW(不含9MW)风电机组新增装机容量占比最高，达到43.9%；2021年占比最大的6.0MW至70MW(不含70MW)风电机组新增装机容量占降至20.5%。2022年，新增吊装最大单机容量也由2021年的10MW提升至11MW。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com19图表24：EDEE年分单机容量海上风机累计装机占比图表25：EDEE年分单机容量海上风机新增装机占比资料来源：CWEA，信达证券研发中心资料来源：CWEA，信达证券研发中心中国和欧洲两地近年都在风机技术路线上发生了较大变化。2016年欧洲海风永磁直驱占比较高，2021年则主要由永磁直驱和中速永磁构成；2016年中国双馈电机占比较高，2021年则应用了更加多样化的风机技术，包括高速永磁、双馈电机、永磁直驱、中速永磁等。从技术进步路径上看，我们预计中速永磁将占据更高份额。图表26：EDBM、EDEB年中国和欧洲地区风机技术路线占比图表27：中国风机技术路线变化历史资料来源：GWEC，信达证券研发中心资料来源：GWEC，信达证券研发中心目前我国已经形成具有自主知识产权的大兆瓦级风电机组的研发能力，正快速进行技术追赶。中国：随着自身技术研发、示范以及商业推广的开展，我国海上风机与世界先进水平的差距正在进一步缩小，在2022年末，我国海上风电单机容量突破全球平均水平。2019年国内下线的最大海风机组为东方电气的10MW机组，时隔三年，国内大型化进程快速推进，2022年末至2023年初，单机容量为16MW和18MW风电机组分别下线。其中，2022年11月，金风科技与三峡集团合作研发的16MW海上风电机组在福建三峡海上风电国际产业园成功下线;2023年1月，中国海装自主研制的H260-18MW海上风电机组研制成功，单机功率最大、风轮直径最大的全球纪录，再次被刷新；2023年6月，中国中车自主研制的20MW半直驱永磁风力发电机成功下线。全球：2018年，三菱重工-维斯塔斯发布全球风电史上首个10MW风电机组，标志着风电行业由此迈入10MW时代。随后，各大风机制造商陆续推出大兆瓦级机组。其中，GE可再生能源推出HaliadeX直驱风电机组，该系列风电机组有12MW、13MW及14MW三种功率。西门子歌美飒在2020年发布了SG14-222型直驱风电机组，最大功率可达15MW，将于2024年投入商业运营。2021年维斯塔斯推出V236-15MW风电机组，计4MW以下,6.4%4～4.9MW,27.8%5～5.9MW,18.6%6～6.9MW,28.5%7～7.9MW,7.9%8～8.9MW,8.1%10MW,1.4%11MW,1.3%4～4.9MW,0.0%5～5.9MW,7.5%6～6.9MW,20.5%7～7.9MW,16.0%8～8.9MW,43.9%10MW,4.7%11MW,7.5%!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com20划于2024年实现批量生产，未来功率可以提升到17MW。海上风电机型的大型化，也给运输、安装以及运维带来了新的挑战。机舱和叶片等部件会变得越来越大，海上风电项目会离岸越来越远，海水深度也在逐步增大，这对港口、船只、设备都提出了新的要求。同时，安装船依然处于供不应求的状态，除了投资建造新的安装船之外，不同开发企业之间共享安装船也成为缓解安装船瓶颈的一个方法。图表28：中国主要风机厂的最大功率风机产品整机商最大风机功率备注中国海装H260-18MW18MW已下线明阳智能MySE18.X-28X18MW已发布；16MW已下线金风科技GWH252-16MW16MW已首台吊装电气风电海神平台16+MW全海域平台机组16MW已下线运达股份“海鹰”平台15MW15MW预计2023年推出远景能源EN252/1414MW已吊装东方电气13MW-21113MW已吊装中国中车20MW20MW已下线，16MW已并网资料来源：人民网，澎湃新闻，中国日报网，北极星风力发电网，新华网，国际风力发电网，信达证券研发中心碳纤维具有明显的性能优势，适配大型化下的海风发展。根据国际风力发电网《碳纤维在风电叶片中的应用进展》，碳纤维在叶片中的主要应用部位为主梁，与同级别的高模玻纤主梁叶片相比，采用碳纤维主梁设计的叶片可以减重20-30%。以122m长叶片为例，叶片重量减轻可以大幅降低自重载荷，从而减少轮毂、机舱、塔架、桩基等结构件15%-20%重量，降低10%以上整体成本。叶片长度增加或将带来碳纤维渗透率的提高。根据Sandia国家实验室数据，叶片长度大于70m时，碳纤维的渗透率达到55%，随着长度发展到更高级别，碳纤维的渗透率将进一步提升。当前我国大部分主流风机叶片长度为100米左右，2022年我国拥有100%自主知识产权、全球最长123米的风电叶片完成测试并投入安装使用。碳纤维拉挤技术将逐步在国内实现技术突破，成本将是应用过程中的关键因素。根据牟书香等《碳纤维在风电叶片中的应用进展》，维斯塔斯曾对挤拉板主梁技术申请20年全球性专利保护，该保护于2022年7月19日到期，因此国内该技术尚处于早期阶段。然而碳纤维价格昂贵，2022年碳纤维头部供应商卓尔泰克的价格约为13美元/kg，整体成本偏高，目前大多数企业仍使用传统玻璃纤维制造叶片。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com21图表29：随叶片长度增加碳纤维主梁叶片的占比变化资料来源：Sandia国家实验室，牟书香等《碳纤维在风电叶片中的应用进展》，信达证券研发中心wº»¼½¾¿ÀÁÂ…Ã;+.ÁAÄÅsÆÇÈÉÊ<Ã;_ËÌGÍwÎϽ¾¿¾ÐÑÒÓXYÔœEÕ+Ö×ØÙÚÛÜ+ÔÝÞwŽß†‡O'½¾¿&à'%áŒuâEͽãäåæçÊËèéê³êëKìí+ÁŒîïâNÍ./½¾¿äåæðñòÂócÛ¾¿'ôg³²õŒu<ö÷$_Òø&º'ùúûüý+{[þÿL!O'0O1qÒø&º'½¾¾¿'ÐÓ"#$MÕ+%&'(/'Á)äåæh+./†‡½+,-0Ð).<{[.//_ÆÇAÄ#$+EFEE-I‹+ˆ012GEÎÏ0O341º1usq&5½¾¾¿6¼78EFEN-þ‹89¾GþÿLÔwŠ#0O1q&5":a%&+EFEN-R‹+¾Å@A.Á;4GRÿL0O1q½¾¾¿¼7<o图表30：风电机组轴承示意图图表31：新强联12MW主轴轴承资料来源：韩清凯等《大功率风电轴承技术进展》，信达证券研发中心资料来源：澎湃新闻，信达证券研发中心4.2†‡C‚ˆnoƒLM‰Š‹CEŒV•Ž‚•h2018年前以陆上风电为主，近年开始向海上风电发展。根据GWEC，2022年全球陆上风电新增装机量68.6GW，海上风电新增装机量8.8GW，海上风电在2018年前发展较慢，2018年前在新增装机中占比均不足10%，2020-2022年占比分别为7.2%、22.5%、11.6%，GWEC预测2023年后海上风电占比将持续提高，2026年占比将达到21.5%。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com22漂浮式海风依赖系泊链固定。海上风电按照离岸距离可分为固定式海上风电和漂浮式海上风电，固定式海上风电大多安装于大陆架所在的浅水区，海上风电安装于深远海区域，并无固定支架，主要可分为驳船式、张力腿式、半潜式、立柱式几类，其中半潜式为主，该类漂浮海风安装并未直接固定于海底，常使用系泊链进行位置固定。海上风电具备优势，漂浮式海风是未来趋势。根据弗若斯特沙利文，海上风速比陆上高20%左右，因而同等发电容量下海上风机的年发电量能比陆上高70%。若陆上风机的年发电利用小时数是1000小时，则海上风机就能达到1500小时，此外海上风电还具有单机装机容量大、环境友好等优势。根据GWEC，世界上80%海风资源位于水深超过60米的区域，且部分成熟市场已无固定在海床底部的安装空间，因此适应深远海的漂浮式海风或将成为必然趋势，有望快速发展。图表32：浮式海风示意图图表33：漂浮式海风结构示意图资料来源：CWEA，Aqua-RET，信达证券研发中心资料来源：Equinor，信达证券研发中心图表34：EDEBJEDLB年漂浮式海上风电新增装机量（EDEL年后为预测值）资料来源：GWEC，信达证券研发中心漂浮式海风体量尚小，中远期看其具备较大发展潜力。根据GWEC，2022年漂浮式海风装机量为66.4MW，包括挪威HywindTampen项目（60.2MW）和中国扶摇项目（6.2MW）。漂浮式海风发展过程可分为2009-2020年示范试验阶段、2021-2025年初步商业化阶段、2026年后成熟商业化阶段，目前正处于大规模商业化前夕，根据GWEC预测，2026年全球新增装机量将达到约0.8GW，2030年将达4.3GW，未来市场空间有望迅速打开。0100020003000400050006000700080009000202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E新增装机量（MW）!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com23全球漂浮式海风欧洲引领，中国示范项目持续推进。根据CWEA，截至2023年5月，全球漂浮式海风机组的累计投运容量在20.6万千瓦左右，累计投运数量约36台。其中，有7台样机在完成测试工作后被拆除。投运的小批量或商业化项目共4个，总容量在15.9万千瓦左右。目前中国除已并网两个项目外，仍有海装扶摇号、龙源莆田南日岛海上风电项目、明阳阳江青洲四海上风电项目、中电建万宁漂浮式海上风电实验项目在持续推进中。图表35：国外漂浮式海风项目情况（截至2023年5月）!"#$%&'%()%+,%-./0,%1.234567%8.234567%&'9:;<=%>??@A%BCDEFG%H%IJ%KLMLNEO%PQRSTU%>VW%>VW%XYZ[\]^&'%>?__A%6EFG`ONML%aLOMFLEb%cdMef%_%ghi%jkclVlfmeNOVndECNGM%V5ELeopEedE%qrsr%>%>%XYZ[t\]^&'u%ghiZ[\]^&'u>?_vAwx%>?_WA%`oyoedEzM%`N{DM{GmdMef%_%}%5M{opfFE%nN{mN{MLENF%~%>%>%•€Z[\]^&'u}Z[\]^&'u>?>_Awx%>?_WA%•MpMedEzM%}%‚NGM%nN{mN{MLENF%~%>%>%>?_ƒAwx%>?_ƒA%`oyoedEzM%`N{DM{GmdMef%>%}%5M{opfFE%nN{mN{MLENF%„…%†%†%>?>?Awx%>?_vA%`oyoedEzM%`N{DM{GmdMef%W%}%5M{opfFE%nN{mN{MLENF%~%ƒ%ƒ%>?>_Awx%>?_vA%KMyECMzM%}%‚NGM%nN{mN{MLENF%r‡ˆ%>%>%‰‰%>?_†A%BCDEFG%cEONL%cOMFL%Š(%KLMLNEO%PQRSTU%W?%v%XY‹Œ[,•Ž\]^&'uŠ(Z[\]^&'%>?_•A%`ONML•fF%‘(%Hkj’“%qrsr%>%>%‘(Z[\]^&'%>?_•A%Hkj’“%•ELMyCoedo%kfzN%}%Hkj’“”BELMbdE%•NefF%af{NGCF%W%W%‰‰%>?_•A%•EFbM{GEFf%cdMef%_%Š(%cEONL%’––edN{funNp{M%qrsr%>%>%‰‰%>?_@A%6EFG`ONML%aLOMFLEb%>%ghi%jkclVj—˜HjVlfmeNOVccH%%qrsr%>ƒ%•VW%‰‰%>?_@A%6>cNDf{%P™i%6>cNDf{%6>cNDf{%?V>%?V>%XYZš_›vœ•8žŸ-.\]^¡¢.u>?_@Awx%>?>?A%£OeMF%kfzN%¤(%£FEeNFV•j‚jcV5MeLfy%BfM¥C%HFGoeL{EfeVKjB’%jF•EFff{EF•V£FE¥f{eELC%N–%£OeMF%£—HK’—%?V†ƒ%?V†ƒ%¤(Z[\]^&'u>?>_Awx%>?>_A%‚fL{MemM{%kfzNFeL{MLENF%IJ%HFFN•C%KjVKdfOOVKLfEeGMO%’‚%PQRSTU%WVv%WVv%‰‰%>?>_A%cE¥NL¦oNC%P™i%§_6EFG%qrsr%?V>>%?V>>%XYZ[¨s©\]^¢.uP™iZ[\]^&'%>?>_A%•EFbM{GEFf%cdMef%>%Š(%cEONL%’––edN{fVnNp{M%qrsr%ª•%@Vƒ%XY8ž«¬-®¯8.23-®°t±\]^&'%>?>>A%BCDEFG%‚MzmfF%IJ%j²oEFN{%PQRSTU%••%•%XY-®,•Ž\]^&'u>?>>A!"†š%>?>WA%³´µ¶·%¸(%¸(³´%¹º»¼%†V>ƒ%†V>ƒ%¸(!"°‹½š\].¾%资料来源：CWEA，碳信托，信达证券研发中心图表36：国内漂浮式海风项目情况（截至2023年5月）&'%<¿%À1³Á%ÂÃÄÅ%1.234567%8.234567%+,%-.ÆÇ,%„ȺÉÊ˳ÌÍÎÏ&'4„ÈÐÑ·7%>?>_A_>Ò†ÓÔ%ÕÖºÉÊË%W?×%ƒVƒ%ƒVƒ%„ȼØ%¹º»¼%¸ÙÚÛ³1ÍÎÜÉÝÞ&'4ßà·7%>?>>AvÒÀ1%ÕÖÜÉáâÊ%vƒ×%vV>%vV>%¸(³1%¸(³1%³´µ¶·%>?>WAƒÒÓÔ%³ãäå%_>?×%†V>ƒ%†V>ƒ%¸³´%¹º»¼%!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com24æØçèãé³ÌÍÎ&'%>?>WAWÒêaHcëì%ÕÖçèãé%Wƒ×%ª%ª%æØÎí%̳Îî%¹ººÉï€ð³ÌÍÎ&'%>?>>A•Òñ%ÕÖºÉÊË%ª_òªv×%_vVv%_vVv%¹º»¼%¹º»¼%¸Îóôõ\]^³ÌÍÎö÷&'%>?>>A_>Òñ%³ãôõ%_??×%_???%øùú%¸Îó%øùú%资料来源：CWEA，碳信托，信达证券研发中心研究和示范阶段为主，多国政策助推漂浮式海风发展。根据CWEA，2022年漂浮式海上风电装机容量排名前五的市场分别为英国、葡萄牙、日本、挪威、法国；2030年时，南非、中国、澳大利亚、日本、美国、俄罗斯和加拿大等都具备较大的漂浮式海风发展潜力。近年，多国均已出台漂浮式海风相关支持政策，大多处于研究或示范阶段。图表37：全球漂浮式海风支持政策地区政策内容中国2022年《“十四五”能源领域科技创新规划》提出研发远海深水区域漂浮式风电机组基础一体化设计、建造与施工技术，开发符合中国海洋特点的一体化固定式风机安装技术及新型漂浮式桩基础。2024年，开展深水区域漂浮式风电机组基础设计与施工示范试验；2023年中国风能新春茶话会上，国家能源局新能源司综合处处长陈永胜表示将出台《风电场改造升级和退役管理办法》英国2023年3月，启动1.6亿英镑（约合12.5亿元）的漂浮式海上风电制造投资计划（FLOWMIS），目标截至2030年开发5GW漂浮式海风。2022年，通过ScotWind海底租赁轮拍卖的海上风电场址区域拥有1780万千瓦的漂浮式项目潜力。法国计划未来每年都进行商业招标，该国的多年期能源计划设定了监管框架，即规定每年招标1GW的海上风电装机，涵盖固定式和漂浮式。日本2011年在福岛建设了亚洲第一个漂浮式海上风电示范项目，名为“FORWARD”。此后，又在后藤岛和北九州安装了更多示范机组。2018年，日本政府通过立法允许在深水区开发海上风电，包括港口和码头以外的地区。韩国2021年5月，韩国发展研究院批准了200MW的Donghae1漂浮式海上风电项目，为韩国第一座漂浮式海上风电场开了“绿灯”。随后，韩国时任总统文在寅宣布在蔚山近海建设6GW的综合性漂浮式海上风电项目菲律宾2021年，该国能源部发布了一份可再生能源项目清单，其中至少有8个海上风电项目。目前，该国已确定3个适合发展漂浮式海上风电场的区域。美国2022年9月，美国启动一项“漂浮式海上风电行动计划”，计划到2035年将漂浮式海上风电的度电成本降低70%以上，从2021年的0.084美元/千瓦时（约合人民币0.602元/千瓦时）下降至0.045美元/千瓦时。并且，到2035年部署1500万千瓦的漂浮式海上风电装机容量。资料来源：CWEA，风芒能源，信达证券研发中心漂浮式海风2009年欧洲第一台漂浮式海风以来，经历了成本的快速下降，经济性驱动之下有望装机量迅速提高。1）国际：根据BENF和Equinor披露的数据计算，2009年建造的第一部浮式风机hywinddemo（2.63MW）造价约为3.1万美元/kw，2017年建设的hywindscotland（30MW）浮式风机造价约为0.88万美元/kw，实现成本下降70%以上，最新的hywindTampen（88MW）造价约为0.62万美元/kw，成本再度下降29%，近年成本已实现了快速下降，正处于0-1的关键阶段。2）国内：根据CWEA和中国电建，国内下线的两台样机造价在38000-40000元/kw之间，万宁漂浮式海上风电100万千瓦试验项目一期将降本至25000元/kw，未来将达到20000元/kw以下。3）未来降本空间：根据DNV的预测，固定式海上风电降本空间较小，浮式风电将在近十年实现成本快速下降，到2050年LCOE将下降近80%。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com25图表38：漂浮式风电建设成本图表39：2020-2050海上风电LCOE资料来源：BNEF，Equinor，CWEA，Nwealtlas，信达证券研发中心资料来源：DNV，CWEA，信达证券研发中心<¸=01>?Ê\GJ¥7@ABAC+GF¥7@ABD<=>•ÊEFG²HÊ.<¸=1qsI“+Ê.<¸=1q>?NHQJKLMNÊ+>?OPQw'Žß}¸`–ABAC–1&+>?OPßR}NG¥–GJ¥–GM¥+SABAC>?\}FHþIJKLMN<ABACÊTD>?OPh8+=>Ê"BD+./20%UVW6³20X3YW6TDZ[ßR}NIFþKLMN³NQRMKLMN+¤å_<¸=1q>?ÊOP\GF¥<o图表40：漂浮式风电成本构成（EDEE年英国测算）图表41：中国漂浮式海风中标情况时间招标项目中标人规模（MW）中标金额（万元）单瓦价格（元/W）2021年6月海装扶摇号亚星锚链6.222983706.452022年2月海油观澜号亚星锚链7.252598.663584.362023年1月龙源漂浮式海上风电与养殖融合项目亚星锚链43449.89该项目包括养殖融合资料来源：《中英合作加速中国漂浮式风电发展》，信达证券研发中心资料来源：爱企查，采招网，龙船风电网，信达证券研发中心海缆是海上风电中技术难度较高的环节。根据中天海缆招股书，海缆需要专用敷缆船和敷缆设备将海缆敷设于水底，敷设过程中需要承受较大的机械应力，运行过程中还需要承受较大的水压和水流作用；海缆需要具有良好的阻水和机械性能，需要拥有防腐蚀、防海洋生物的能力；海缆需要尽量实现大长度连续生产；海缆单位长度体积和质量较大，需要专用的船舶进行运输。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com26图表42：海缆和陆缆对比项目海缆陆缆应用领域主要应用于海上风电、海洋油气开采、陆地与岛屿间电力、通信传输等领域。主要应用于陆上电力系统中输配电网建设。应用环境需采用专用敷缆船和敷缆设备将海缆敷设于水底，因此要求海缆必须具有良好的阻水和机械性能，防止水分渗透导致海缆发生故障，同时良好的机械性能也有利于防止船只锚害和洋流冲刷；此外海缆还需具有防腐蚀、防海洋生物的能力，保证使用寿命满足工程需求。陆缆主要应用于地下，通常敷设在地下土壤、电缆沟、电缆架、专用通道（管道、隧道）等位置，敷设过程中主要使用固定收放线设备。由于陆缆通常为多根电缆集群敷设，周围环境比较干燥，通电时升温较快，因此陆缆对防火、阻燃、耐候等性能要求较高，从而保障通电的安全性。生产长度由于海缆的敷设路由长度通常达到几公里到上百公里，从而要求海缆应尽可能实现大长度连续生产。同时，为保证海上敷设便利性，减少运输次数，一般通过船舶运输方式突破传统陆缆的运输限制；对于无法一次性生产的长距离海缆，可通过制作接头进行大长度接续，保证海缆长度满足工程应用需求，接头处性能应与海缆本体保持基本一致。陆缆敷设线路一般较短，单盘陆缆长度通常在几十米到几公里之间，运输过程可以分批进行，敷设过程方便；对于较长的敷设线路，陆缆中间可采用多个接头进行接续，大长度工程线路中电缆接头数量远多于海缆。存储和运输方式海缆单位长度体积和质量较大，单根重量可达几百上千吨，且主要应用于水下，存储时需要采用大型收线地转盘，且通过专用的船舶进行运输。一般将电缆缠绕于电线盘具上进行存储，单盘电缆重量最大为几十吨，通常以盘具为单位采用陆上车辆载具方式进行运输，运输方便，灵活性较大。机械防护结构海缆体积较大且应用的水下环境复杂，敷设过程中需要承受较大的机械应力，运行过程中还需要承受较大的水压和水流作用，同时避免船舶作业、锚害等因素对海缆造成影响，其机械性能要求较高，通常需要设计金属丝铠装结构，以加强其机械强度。电缆在生产安装过程中也需要承受一定的机械应力，但承受的机械应力以径向压力为主，通常没有金属丝铠装结构，而仅使用皱纹铝套、钢带等作为金属层，提升机械性能，皱纹铝套质量较轻，容易被海水腐蚀，不适用于海底环境。阻水结构海缆在水底由于外力破坏造成损坏时，需阻止水分渗透进电缆内部，以免影响海缆运行。因此，通常需要在海缆内部设计专门的阻水结构，其中纵向阻水结构采用阻水材料填充进导体间隙和金属套内，径向阻水结构一般采用无缝合金铅套作为金属护层，在电缆表面形成致密的包覆层，同时起到抵御腐蚀和水压的目的。一般使用环境水分较少，导体内通常不具有纵向阻水结构，外层金属护层和塑料护层可以起到部分防水作用。资料来源：中天海缆招股书，信达证券研发中心目前海上风电场内使用的海缆可以分为阵列海缆以及送出海缆。当前海上风电项目用海缆主要包括风力发电机连接用海缆(阵列海缆，也称集电海缆)及风机并网使用的海缆(送出海缆，也称主海缆)，目前以35kV阵列海缆+220kV送出海缆组合为主。图表43：风电场海缆布局示意图资料来源：张建民等《海上风电场电力传输与海底电缆的选择》，信达证券研发中心在深远海趋势下，阵列缆和送出缆电压等级提高可促进海风经济性的提高。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com27（1）在阵列缆方面，35kV交流集电方案是海上风电的常规选择，由于35kV海缆热极限和通流能力的限制，单机容量的增大使得单根阵列海缆上可连接的风机数目随之减少，仍采用35kV交流集电方案将使得电缆投资及相应工程费用和难度随之增大。以35kV、400mm2截面的电缆为例，考虑其热极限及通流限制，通常允许传输的最大有功功率约为27MW，即最多可以连接4台6MW风电机组，或3台8MW风电机组。而同样截面的66kV海缆允许传输的有效功率为50MW，可以连接8台6MW机组和6台8MW机组。66kV集电系统电缆数目减少，电缆投资和相应的电缆铺设工程费用下降。（2）在送出缆方面，出于经济性考虑，部分海风项目考虑使用330kV或500kV的高压交流海缆进行电力送出。目前主流的送出海缆电压等级为220kV，一般采用单回三芯结构，输电能力18~35万千瓦;随着单个风电场规模的增加，可以使用更高电压等级的交流送出海缆。以1GW海风项目为例，如果使用220kV、3×1000mm2的送出海缆，单根三芯220kV海缆容量为280~300MW，则1GW海风项目需采用至少4回路;如果使用500kV、单芯1800mm2的送出海缆，1GW海风项目采用1回路即可。图表44：风电场海缆布局示意图资料来源：彭穗等《海上风电场输电方式研究》，信达证券研发中心远海化之下，柔性直流有望成为主流趋势。交流输电方式多适用于海上风电小规模、近距离输送，但是长距离之下输送电缆的电容效率明显，且无功电压补偿控制难度较大。而柔性直流的优点包括长距离输送容量更大、输电线路数量更少、海域资源占用较少、汇集输送具备灵活和可扩展性。因此，大规模、远距离输送的海上风电项目，更适用使用柔性直流输电方式。经济性角度，根据《海上风电场输电方式研究》测算，以1GW、输送距离60km的海风项目为例，使用交流输送方案的工程造价为38.3亿元，同等条件下直流输送方案的工程造价为40.4亿元，交流方案性价比更高;当输送距离提升到100km时，交流方案的工程造价提升至62.1亿元，而直流方案的工程造价则提升较少，仅提升至48.8亿元，相比交流方案可节省21.4%的成本。从我国建设柔直送出工程的经验来看，2019年7月国内启动多个海上风电柔性直流输电项目，包括如东海上风电柔性直流输电示范项目(包括如东H6、如东H8、如东H10项目，合计1.1GW，中国首个海上风电柔性直流送出项目)、射阳海上风电场柔性直流输电项目。目前如东项目已并网装机，据中天科技2019年9月公告，公司成功中标三峡新能源江苏如东800MW(H6、H10)海上风电项目直流电缆采购及敷设项目，为该项目提供±400kV直流海缆/陆缆、附件及施工，中标金额为15.11亿元。根据如东H6项目环评报告，该项目使用的是单回单芯2000mm2、电压等级±400kV、电流1375A、容量1100MVA的直流海缆，单根总长98km，折算后单价约1542万元/km。此外，广东阳江青洲五、青洲七项目拟采用柔性直流输电技术，采用单回±500kV直流海缆输送到陆上集控中心。!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com28图表45：如东海上风电柔直输电项目送出方案资料来源：刘卫东等《大规模海上风电柔性直流输电技术应用现状和展望》，信达证券研发中心4.3CDEF•‘’‚“NM”•–—CE˜H•Ž™中国海风具有明显的集群化开发特征。《“十四五”可再生能源发展规划》提出：加快推动海上风电集群化开发，推动山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，推动一批百万千瓦级的重点项目集中连片开发。五大海上风电基地周边已规划建设多个海上风电装备产业园。海上基地及配套产业园集中建设有助于降低海上风电成本，海风装备产业园/基地可为海上风电开发提供风机，叶片、铸锻件、塔筒、海缆等关键配套，沿岸港口和周边造修船场则可提供海风资源相关必要服务。图表46：我国海上风电装备产业园分布资料来源：CWEA，信达证券研发中心!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com29图表47：我国主要海上风电装备产业园/基地一览序号名称位置占地面积(亩)总投资额(亿元)主要入驻企业1中船重工大连庄河海上风电装备产业园辽宁大连庄河252.084.98中国海装2大连太平湾风电产业园辽宁大连1061.7--三峡集团、招商局、中国水电四局3东营(东营经济技术开发区)海上风电装备产业园山东东营经济技术开发区8800450山东能源、中国海装、上海电气、金雷股份、天能重工、中复连众4蓬莱风电装备制造产业园山东蓬莱10800300大金重工、上海电气、东方电气、法国液化空气5乳山海上风电装备制造产业基地山东乳山11000--明阳智能、远景能源6上海电气风电装备产业园山东青岛胶州100--上海电气7江苏大丰风电产业园江苏盐城15000111.3金风科技、中车电机、迪皮埃风电、江苏双瑞8南通风电母港装备产业基地江苏南通----上海电气、中国海装、海力风电、明阳智能9象山大型海上风电智能化装备产业园浙江宁波象山750102中国海装10浙江苍南海上风电装备制造基地浙江温州苍南40020--11温州海上风电产业基地浙江温州--188金风科技12福建三峡海上风电国际产业园福建福州福清906.940金风科技、东方电气、LM、中车电机13中船漳州海上风电装备产业园福建漳州六整镇37830中船风电、中国海装14漳州深远海海上风电产业园福建漳州--100三峡集团、明阳智能15汕头海上风电创新产业园广东汕头4200--上海电气、鲁能、广东电网16汕尾海洋工程基地广东汕尾一期2235244明阳智能、广东长风、南海海缆、中广核新能源17广东(阳江)海上风电装备制造产业基地广东阳江11100168中车电机、山东龙马、金风科技18广西钦州海上风电装备产业园广西钦州----远景能源、中船集团、锦峰海洋重工19广西防城港海上风电装备制造产业园广西防城港800105中广核新能源、广西投资集团、明阳智能20海南洋浦海上风电产业园海南洋浦106048中国大唐、东方电气、中国电建资料来源：北极星风力发电网，中国船舶经济研究中心，三峡新能源，东营市广利临港产业园，信达证券研发中心1W"XYZ[\(MNO]QR,O+^_`ab4cde1\Ë0O1qÂówº»³]^0»_`+ÁaDbcd…efg<1qÁaD½+hi1&–jkLlmLnop–qr–¾¿–qs–tuv–×Ø–½¾w+wº»ij7Žßcd'Zx#Zy+z]^0»ij7AÄ{³Zx#‰²<o!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com30}GÍjkLlmLnopÌ~ÛÁ)$0O1q'•€m•+0O1q‚ƒ„lm³nop<lm'O…ÖjkD†+¼…]‡VˆÕ]'0à•mÊ8nop$X‰5F=•€m•+\OŽŠ‹ŒpÖ¼Žbl5•z>+O…Ö1qjkŽ•–¼…•‡0à•mÊ<XY7‘lm>?’“+xnop'0;’8+”„Ëwº1&+~ì•–”„Ë—0+z_]0‚˜™”Fƒ„<¸=m•<1&wº»j7Þ•€m•'wº»+,-_`š›+©]Zx#¬bcÆÇZ8+œ•]^0»ÆÇžÈ+Zx#’8'lm–nopw¬iŸ’bå„<o图表48：海上风电支撑基础对比类别桩基导管架漂浮式基础结构特征直径大、长度长，一体化的钢构件直径较小，钢管桩与上部脚架组合而成的钢构件由浮箱、锚索等构件组合而成，通常为钢构件适用范围浅海（0-60m）浅海（0-60m）深海（>50m）优点生产工艺简单，安装成本较低，安装经验丰富强度高，重量轻，适用于大型风机适用于深水海域，该水域海上风电发电潜力大，安装不受海床影响局限性施工噪声大，受海床、水深及风机重量影响较大结构复杂，造价较高，施工较为繁琐尚在研制中，缺乏设计及安装经验，在中浅水区域并不具有经济优势造价成本较低较高高安装施工液压打桩锤、钻孔安装蒸汽/液压打桩锤安装与深水海洋平台施工法相同，起重船吊装系泊资料来源：海力风电招股说明书，信达证券研发中心wº»_`¼jk³%&Zx#…eZ8+]^0»¼¬i¡¢£’8Zx#'•€m•<=>0u1q!¤‘š¥+÷_EFGJ¦EFEG§Gñ^jk¨&Š#SEHMMÿLÆÇZy£MHNþÿL+¤å'¨ZSþQHþJKLÿLZy£INHIJKLÿL8lm'¨&Š#SNHEJÿLÆÇZy£MHMþÿL+¤å'¨ZSGNNHEJKLÿLZy£GRRHMJKLÿL<o图表49：海力风电塔筒单价、单机容量变化趋势图表50：海力风电桩基单价、单机容量变化趋势资料来源：海力风电招股说明书，信达证券研发中心资料来源：海力风电招股说明书，信达证券研发中心}EÍqrÌqr‰w$•F1&wº»'©+-Ó+ª«ˆÆÇÈÉÊ<qr½+ª«hi¬-L®-¯–°±–²ª+{[./³O1qqr!¬-}½+x0OÔ´qrÊ®-¯"µ>}qrAĶ·'©¸ª«+®-¯Âó80;³“¹;'º`+_ÀÁÊ®-¯XYå„Ëqr½»+½»OPqr¼½#GLNkl<{[+®-¯'AÄ_ÆÇȾÊ+ÁŒ³Z[¿Ø¬_ÀÁº»<o（3）轴承：大兆瓦轴承亟需技术探索和规模化生产，国产替代需求较强。一套风力发电机组的核心轴承含有偏航轴承1套，变桨轴承3套，主轴轴承1套，此外根据不同的风0.01.02.03.04.05.060.0062.0064.0066.0068.0070.0072.0074.0076.002018201920202021H1单价（万元/MW，左轴）风电塔筒单机容量（MW，右轴）22.533.544.5580.00100.00120.00140.00160.00180.00200.002018201920202021H1单价（万元/MW，左轴）桩基单机容量（MW，右轴）!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com31机技术路线（如双馈式风机）还可能需要搭配齿轮箱轴承等。目前小兆瓦的偏航、变桨和主轴轴承已国产化，尽管我国已能够研发大兆瓦主轴轴承，但在产业规模上仍较为落后，大兆瓦的轴承仍依赖进口，SKF、FAG、NTN等全球龙头在我国大兆瓦、主轴轴承市场占优势，我国的高端轴承在材料和工艺等方面与日本、欧美还存在较大差距。（4）海缆：深远海化下海缆电压等级提升、输电距离增加，价值增量明显。阵列缆存在由35kV向66kV产品过渡趋势；送出主缆存在由220kV向330&500kV的产品过渡趋势。35kV海缆造价在60万元/km到150万元/km，220kV海缆造价在450万元/km到600万元/km，而2022年中标的青州一、青州二项目采用了66kV和500kV方案，该项目离岸距离为约50-55km，其500kV送出缆中标金额17亿元，对应单价为1417万元/km，阵列缆A标段中标金额为3.0亿元，另一标段中标金额约2.7亿元，合计对应单价为342万元/km，价值量提升明显。长距离输电需柔性直流技术，漂浮式风电需动态海缆技术，新技术迭代推动价值量增加。柔性直流输电技术更加适用于远距离的海上风电输送电能，其具备多项优势，在长距离输电中的输送容量更大、汇集输送时灵活程度高、输电线路数量更少、能量损耗低等优点；漂浮式风电需要应用动态海缆，当前浮式风电平台以及动态缆都是基于油气行业研发经验进行开发，仍需持续进行技术研发，目前正处于示范应用阶段，2012年实现技术突破，动态缆产业化，2019年完成中国首个深水动态缆项目，2021年三峡阳江、中海油文昌浮式风电动态缆项目投入使用。!5.1š›Fœ•CœžŸ¡¢£M¤¥¦Q§¨BC„…>Â'qsÃÄü¡+_0s(˜"„…Âóh0ÅÆu'b‰Á)<BC„…³sAC–0sAC–0ÇõÈÉwÁ)(˜+Zä]^0Êjs³¹ËsAC–Ô8Ìqs³0sAC–ÍŒ•Îqs³õÈ7sAC–0³õÈÏгѯACÒwÃÄü¡+ÓÂôgÅs–ÀÁ‹Ô–°%ÕôÖѯÏÐŒu<}GÍÔ8Ìqs³0sAC(˜ÌBCÂóÞQFFM×Øã0³sAC–ÙQNQM×Òã0³sACw8…Œ•%ó'ôg–‹ÔÖõÈÏÐŒu+·ÚAĘ•.Û()ÜÝ<}E͹Ës(˜ÌBC_¸=01¹ËsAC(˜Þ>Þ5‹»ôg–ÀÁ–ßà–ç>–Õô–ѯ'%áâã`ÃÄü¡+:abÚ2äåæ6AÄ'>çè»é:aÁa»å„<o0sêëh8ìíŸh0îïŒu+,-aðñaºò<EFEN§G0sAC§‡O½ó§‡P½}MMHJ%+OPh882021-2023H10s§‡ßR}32.7–22.4–16.6ôK+õïößR}43.9%–43.3%–51.1%+0sAC'¨Zh8+!2022-}÷+BC0sAC¨Z}325.3JK/Bø+êh8'ìízŸÞh0'îïŒu<ã`aðO+EFEG¦EFEN§GBCóa§‡ßR}IJHN–IFHG–NþHJôK+©P‰´QIHF¥–¦GGHþ¥–¦MHM¥+ùúûïüGGHJ–RHM–þHEôK+©P‰´NMHF¥–¦EJHG¥–GRHG¥<oBC{[„…ýþ'_ÿ!¨+ˆ‰!¨Ÿ"Œu¬h0<#£EFEN-I‹$+BC_ÿ!¨\RFHFGôK+÷Ê0sACNJHGþôK}EEFM%Ö!OOPME¥+Êjs\OER¥Í+OP-—gÊ"0s!¨\GMôK<oo!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com32图表51：东方电缆收入和利润情况图表52：东方电缆海缆系统收入和毛利率资料来源：wind，信达证券研发中心资料来源：wind，信达证券研发中心5.2©ª«¬•«¬žŸ{¡MŠ‹CE-VNO®z¦公司是锚链领域龙头企业，具备显著技术优势，是国内浮式海风先行者。专业化从事船用锚链、海洋系泊链和矿用链及其附件生产的企业，目前产品主要应用在船舶、海洋工程、漂浮式海上风力发电、煤矿开采等四大领域，2023年公司船用锚链和系泊链占全球市场60%以上，是全球领先的锚链龙头企业。目前系泊链产品主要包括R3、R3S、R4、R4s、R5、R6多个级别，R6级别系泊链世界仅有少量厂家能够生产，公司具备显著技术优势。公司在浮式海风领域是国内先行者，现已中标国内“海装扶摇号”和“海油观澜号”等项目的锚链。公司多年来营收表现稳健，身处行业景气周期，近三年来营收持续提高。2020-2023H1营收分别为11.09、13.20、15.16、10.13亿元，同比增长-14%、19%、15%、53%；2020-2023H1年分别实现归母净利润0.87、1.21、1.49、1.10亿元，分别同比增长-3%、39%、23%、88%。近三年公司受益于船舶、海工行业周期向上，实现了量利齐升。随景气周期的进一步体现，2023年H1公司业绩仍在持续提高，未来公司营收和利润规模有望再创新高。图表53：2017-2023H1亚星锚链营业收入及增速图表54：2017-2023Q1亚星锚链净利润及增速资料来源：wind，信达证券研发中心资料来源：wind，信达证券研发中心5.3CQEF•¯°NOCDEF±²³´Mµ•³\¶·cdBC½+Á)}1qjk–lm–nopÖyÌ&w<{[Á)'(RÿLÖ!¼)›y[Á)³GFÿL!Owöw«Á)<©]+BC¬_ÆÇr+ˆŒ•rs³1q‡,õ–ѯ(˜<o-50%0%50%100%150%200%250%300%0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.0090.00201820192020202120222023H1营业收入（亿元）归母净利润（亿元）营业收入YoY归母净利润YoY0%10%20%30%40%50%60%0.05.010.015.020.025.030.035.0201820192020202120222023H1海缆系统（亿元）毛利率-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%0.002.004.006.008.0010.0012.0014.0016.002017201820192020202120222023H1营业收入（亿元）营业收入YoY-200%-150%-100%-50%0%50%100%150%-0.500.000.501.001.502.002017201820192020202120222023H1归母净利润（亿元）归母净利润YoY!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com33BC0O1qaÐOPh8+aðf01Éa-¹z.aš›{»<BCjk/…³O1q¬…0O1q+zlm0„Ë0O1q+=>!¤¥+EFEF-BC0O1qaЧ‡\NQHþôK+Oóa§‡P½}JFHþ¥+BC½1sI0O1qaÐ+÷§‡OPh8<EFEG¦EFEN§GBCóa§‡ßR}QMHþ–GþHN–GFHMôK+©P‰´NRHJ¥–¦IFHG¥–QJHI¥+ùúûïü}GGHG–EHG–GHNôK+©P‰´RFHR¥–¦RGHþ¥–¦EJHG¥+ßaÐW1qjk³lmaÐ_EFEG-2%3•–µThw4;¼5+õïö¬…6f7+ã`aðfÉa-¹89hw+de:}67œ0O1qÉa9:;ZyBCi…eýßfg<oBC/;<•=ˆÀÁm•+Âó@>?@º`<=>EFEN-P-A+BCy”ˆ‰B›CÇDm•–EFGÒHm•–IJK0m•–LFFóm•–LFMLm•–0BÇNm•w+·m•–_O¾žÈÊ<jklmwÁ).a`;w–½#w'P1+ÑQ>?OP8+BCR0•‚m••=…SË5“ÑQ>?+Žßm•¬„…@>?@+Z8ÞBC'Á)ÅÆu<o图表55：海力风电收入和利润情况图表56：海力风电分业务收入和毛利率资料来源：wind，信达证券研发中心资料来源：wind，公司公告，信达证券研发中心5.4¸¹E¦•EFº»žŸ¼½¾M¿À¶·sDÁÂCÕ公司是风电塔架领先企业之一，具备丰富完善的产品布局。公司是全国最早专业生产风电塔架的公司之一，在全国风电塔架制造业中处于领先地位，同时也有开拓海外业务。公司的主要产品为自主品牌的风电塔架（包括陆上风电塔架、海上风电塔架）、海上风电导管架、海上风电管桩、海上升压站平台等。产能持续扩张，在手订单充足。根据投资者关系调研纪要，公司2023年4月各基地产能合计63万吨，另有25万吨江苏扬州产能和3万吨新疆若羌产能在2023年年中投产，其中根据2023年公司半年报，江苏扬州基地已建成投产，该基地将专攻对外出口。此外，公司也计划打造南方基地，南方基地计划主要侧重广东、广西、福建等地区的管桩、导管架、升压站平台、深远海钢结构件等海上风电产品。目前公司在手订单充裕，海外订单以陆上风电塔筒为主，截止2023年6月底，公司在执行及待执行订单共计48.47亿元，其中陆上风电类订单37.80亿元，海上风电类订单10.16亿元；国内订单34.72亿元，海外订单13.74亿元。公司业绩表现稳健，海上风电蓄势待发。2020-2023H1营收分别为36.0、38.5、31.3、16.7亿元，同比增长62.4%、6.9%、-18.8%、30.6%；2020-2023H1年分别实现归母净利润3.5、2.6、2.8、1.2亿元，分别同比增长127%、-26%、6%、18%。2023H1公司塔筒收入占营业收入比重为19.3%，21年受益于抢装潮实现了较高收入，22年后业绩相-50%0%50%100%150%200%250%300%0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.0090.00201820192020202120222023H1营业收入（亿元）归母净利润（亿元）营业收入YoY归母净利润YoY0%5%10%15%20%25%30%010002000300040002020202120222023H1风电塔筒营业收入（亿元）桩基营业收入（亿元）风电塔筒毛利率桩基毛利率!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com34对平淡，23年上半年由于塔筒出货占比较高和海风规模效应差的原因而盈利能力稍有下滑。图表57：泰胜风能收入和利润情况图表58：泰胜风能海上业务收入和毛利率资料来源：wind，信达证券研发中心资料来源：wind，信达证券研发中心5.5®§Ä•ÅÆT•‚Çȼ½¾MÉNÊ•JËÌÅÆBC":aŽß1qÁ)'.Á»T·+wö1&¾¿Á)¬"½+ÈI<BC•=1q¾¿–UV&¾¿–0õ%󾿖õÈ&W¾¿w(˜<1qüý+BCÁ)'(½¾¾¿–XY¾¿–{Z¾¿!Ö&5[ŽØw1q&5\Ø<BCÅ‹'GHQ¦GþÿL{Z³XY¾¿–wö1qXY{Z¾¿:aÈDT·8E¦QÿLÉ]^_`æ½¾¾¿–N¦þHEQÿLòajbc^d`æ½¾¾¿é:a#Á8N¦GNÿL¨c^d`澿é:a#Á8BCÅ‹ÀÁGEÿL0O341º½¾¾¿+ef./wö1usq&5¾¿AÄÃgé>%&8BCÅshi`澿éCj#ÀÁ<o1qÛÁ)OPh8+§‡yz,-h}O5<EFEN§G1qÛÁ)§‡O½ó§‡P½}þQHM%+OPh882021-2023H11qÛÁ)§‡ßR}21.3–19.9–7.9ôK+õïößR}31.6%–28.8%–25.1%+§‡yzh}O5+õïö’…¼k<ã`aðO+EFEG¦EFEN§GBCóa§‡ßR}EMHR–EþHQ–GEHGôK+©P‰´EFHF¥–IHG¥–¦NHR¥+ùúûïüQHG–NHE–GHFôK+©P‰´EGHG¥–¦NRHQ¥–¦QRHQ¥<图表59：新强联收入和利润情况图表60：新强联风电类产品收入和毛利率资料来源：wind，信达证券研发中心资料来源：wind，信达证券研发中心5.6ÍÎÏЕÑÒžŸ¡¢£MÓÔÕÑÒ“NÖt×Øqr(˜l@ma+§nÊ£•o‰0ÀÁŒu<BC'æBCʪqr!AÄpˆ}-100%-50%0%50%100%150%200%0.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.0040.0045.00201820192020202120222023H1营业收入（亿元）归母净利润（亿元）营业收入YoY归母净利润YoY-505101520250.002.004.006.008.0010.0012.0014.0016.0018.0020.00201820192020202120222023H1收入（亿元，左轴）毛利率(%，右轴)-50%0%50%100%150%200%250%300%0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.0090.00201820192020202120222023H1营业收入（亿元）归母净利润（亿元）营业收入YoY归母净利润YoY0%5%10%15%20%25%30%35%0.005.0010.0015.0020.0025.002020202120222023H1收入毛利率(%)!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com35)n+„…q%rs@½ôgÅsŒu+}tuZä5‹»'1qqrôg³AÄÏÐ+{[„…NI¦GENÕqr>ôgrsµv+%AcwxyÁ)+”„Ë8“z–80{–“1H–R0–0Ow©ÑÉc}+2~•GHFÿL£GQÿL•Ý48EFEN-OP-§nÊ£•oGFF¥¤€<§nq>•+ʪqr•„…‚ƒ„…–‚†‡ˆ–‚ƒ•‰HwGQŠÀÁm•+Á)‹(Ê.–Œwï•–Žm¯•–Íï–Ž†wNJŠ.íÖ•‚+>}./1qqrÉa•¤l@ma<o®-¯Á)/_q>.Á»rs+wº»AÄÆÇ#$<EFEN-OP-q>.Á®-¯‘’Á)'rsÖå„+wÕ«“”1qqr•iAÄe–"—˜”ÈI8>>è™GGFHQ–è™GEEšwQ¿qr›'ÀÁ7+è™GEEÁ)›œœußà+•ï›œ;žv§8Ê£•oGENÕ%&Q´1qqrq>Ÿ%<oBCaðÝO‰´+qraÐ#23<EFEG¦EFEN§GBCóa§‡ßR}EFNHF–EEGHG–GENHRôK+©P‰´RHQ¥–RHJ¥–EMHR¥+ùúûïüNNHI–NQHG–GNHJôK+©P‰´þMHM¥–MHG¥–¦EQHþ¥<÷ÊqraÐ_EFEN§G§‡}MNHFôK+OP}NMHI¥+,-#…hw4;Zy+EFGR-#¡}QHþKL+EFEE³EFEN§G#ßR˜•GMHMKL³JHþKL<o图表61：中材科技收入和利润情况图表62：中材科技叶片业务销量、收入和毛利率资料来源：wind，信达证券研发中心资料来源：wind，公司公告，信达证券研发中心f"$ghi1海上风电装机不及预期：海上风电发展涉及较多行政审批，受到政策影响较强，若政策支持力度下降，则海上风电装机量将不及预期。海外扩张不及预期风险：除中国市场外，仍有其他亚洲国家、欧洲、美洲等多地区和国家有风电需求，若海外市场出现国际贸易保护现象，则产业链相关公司的海外拓展将遭遇困难，业绩将不及预期。新技术应用不及预期风险：海上风电正面临大型化和深远海化等趋势，产业链面临一定程度上的技术革新，若产业链各环节新技术降本困难，创新较慢，则可能出现新技术应用不及预期的情况。-200%-100%0%100%200%300%400%500%0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.00201820192020202120222023H1营业收入（亿元）归母净利润（亿元）营业收入YoY归母净利润YoY0%5%10%15%20%25%30%0102030405060708090100201820192020202120222023H1销量（GW）收入（亿元）毛利率!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com36[Table_Introduction]!"#$%&'!"a)+($%&',-./012abcdefghijkalmnopqrh-st67uaBABA#^vwxypq6zb{a}$%&')+,-67~#•€a$%&')+,-012a•‚ƒfg„gjka…†‡ˆ‰gŠhijkaK#^,-67e‹aBABB#^vwxypq6zb{a}Œ•,-67~#lŽ•a)+($%&',-6789a•‘fge’01jkab“fghiggkaBABB#^vwxypq6zb{a}$%&'”•,-67~#–—˜a™š›uaœ•defgžŸjkaBABB#^vwxypq6zb{a}$¡¢,-67~#£¤a)+($%&',-6789a“nfghijkaBABB#^vwxypq6zb{a})+¥,-67~#¦§¨a™š›ua©ª«¬fge’gjkaœ•defggkaBABK#^vwxypq6zb{a}Œ•,-67~##345a)+($%&',-6789a-®fghijka?^,-67e‹aBABK^vwxypq67¯a}°$,-67~########################'!"#$%&'()+,-./0http://www.cindasc.com37()+,'负责本报告全部或部分内容的每一位分析师在此申明，本人具有证券投资咨询执业资格，并在中国证券业协会注册登记为证券分析师,以勤勉的职业态度,独立、客观地出具本报告；本报告所表述的所有观点准确反映了分析师本人的研究观点；本人薪酬的任何组成部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体分析意见或观点直接或间接相关。-.+,'-hijklmnopÒÓ©ÔÕÖ-hij×ØÙmÚÛiÜÝÞßàijáâãä7åâæç¦èéê-hijëìíŒîç3¦èé¸ïðñ-hijòóôåõöàò÷øùàúûab½ü’ýþÿøù!6áâ"¢#È$%cÁ&'’()ð+ñ,å-m.æ÷/ç¦èé0È$1234/øù’í567o8Œîç-hij5ÝÌ9:;:<¦èé=>?ý¦opà@AøùçøùB@CD<mE¦èéà4I‰F-‰OGÈH0ýabœIàÔJKL’ð¦èéà&'MNOÓ¦èéàPQR¦ýSç3¦èé¸T•-hijCý›UàVoW-.>ë’X-hij5YiZ[-.àS\¯ÁPQ¯ç¦èéZ[à]^‰_`,ab0ý¦èé$c¤ÙdàœIÁef’¦èéZgàijháâiààÅæ‰ÅÆ,áâ:j›kݤl5mnoàpq’r,ijháâiààstul5Bìýd%ulàYiçv5m#w’hÌMN5mxyÁiS’zN5mœIÁ:;){’M-hijŒ¤ñ¦èéZ[]^‰_`,ab5&àabèé’ð}-hij›5Œ¤4~L•ç3v€•‚ƒ©’¦èéÚà-.hZu3à]^í5„•ð€•;àáâ…ö’†‡m'ˆ<øù4‰àáâŠi‰‹åŒƒh•ŽçøùB'ˆ¦èéÚà€•]^h…ö¸••‘?4/Œƒ’’m“JB”Žú•]^ç¦èéZ[àâ–‰—Ù‰]^,˜b0$&'’í™ìýhš>ý¤›hœ•ijh?žáâiààŸ!h7;¤Ÿ!ç3v{¡¢£à‚ƒ©’-hijh?EG¤„›kݧmèéÚr,àopZŒ6àijí!6¥¦’í›kÝý§¨op©vÈ$hª«È$áâ¬67åôåç3¦èéR0ý-hijZmç¹--hij-6m]’€•¤„Á®;5¯Ó€•°±²R‰ß뉌Œh´N¦èéà€•µ:ç’-hijӶऄ7?øùŒ·¦èé’¸êþ¤„¹ºý}Œ»6ý¼)’-hijð}½6ý5¾¿€•)€ç¦èém#5„•-hij7Œ»¦èéऄÀøùÈ$àáâ…öç3Á¹--hij’ú³[hijŒ¦èé’Z´Åà&Æ%Ç,{¡)€êú³[h³ŒÄ¾¿ç-hijÇYÈÉ#Êb?{¡)€à+ç3/01,''2345'ij•Ë¸&®‹ËÌ#5và•ËçáâÄv!6ij¥¦#ÍvÎ+à›k’†ÍvÏÐà‹Ëç…öáâÄB@Ñ:¶jÒÓÔij•ËÕÖà×Ø‹ËíÙÚ6Ûç3¦èéÚZ3ij5&/kvZmàÛ•ÁÒ‚7Zmÿ³àáâÄÜ›’áâÄB@ð¦èéÚà-.Á]^!6¹Ý_`’íBm#'š×ºàáâŠà‰‹åŒƒÁ4/•Ž’“J#Þ{¡‰ß7‰‹å‰à:½)6ãäú7áâà]^çv€•‚ƒ©’-hij5ð€•;ÌMN¦èéÚà€•ãäZ´à€•Ðå¼€•)€’áâÄ•º6¾¿‹Ëç33投资建议的比较标准'股票投资评级'行业投资评级'¦èézNàTSgæ3@ç¶LDDgæèÓ©ÔÕTSéê3#ëì@èéŒîÀdÅ3M3®íãç#•j@kÅîðï•TSEDðÓ2ê#ñò@67gæóôTSê#™§@kÅîðï•TSCðõEDðê#Ú¯@67gæñTST¦§öê#§m@kÅîðTSpqv÷Cø3Àëê#ñù@67gæú•TSç#û¤@kÅîðú•TSCðÓ©ç##