原标题：风电行业深度报告：风电产业全景图，陆风稳步前行，海风方兴未艾（附下载）

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  风电按照地理位置可区分为海上风力发电与陆上风力发电，风电场包括陆上风电场和海上风电场两类。其中，陆上风电可分为集中式和分 散式；海上风电可分为固定式和漂浮式。

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  风机大型化是降本的重要抓手，近年风机大型化的速度加快， 2022年新增装机的单机容量同比明显增长。展望未来，风机大型化还将更进一步，目前风机企业已经推出 10MW左右的陆上机组，并即将批量应用，头部风机企业已经开 始着手研发12-15MW单机容量的陆上机组；海上方面，头部的 海上风机企业已经推出16-18MW的海上机组，后续推出单机容 量20MW以上的机组可期。

  主要参与者：1）专业化生产企业：中材叶片、时代新材、中复连众、艾朗科技、中科宇能、天顺风能等；海外LM、TPI等；整体参与者较多，竞争 较为激烈，近年叶片盈利水平走低。2）主机厂：明阳智能、三一重能、东方电气等。

  发展趋势：1）大型化：近年叶片长度快速增长，目前海上风机最大叶轮直径达到260米，陆风风电最大叶轮直径达到230米，未来还将进一步增 长。 2）轻量化：碳纤维对玻纤的替代，实现叶片的轻量化。

  一台风电机组包含五类主要的风电轴承：主轴承、变桨轴承、偏航轴承、齿 轮箱轴承和发电机轴承。一般一台风机需要主轴轴承1-2个，偏航轴承1个， 变桨轴承3个；此外，在风电机组的两大关键部件齿轮箱和发电机中，也包 含多个轴承。每种类型的轴承又包括多种形式，例如主轴轴承可分为调心滚 子轴承、圆锥滚子轴承、圆柱滚子轴承等；近年滑动轴承也开始在风电机组 上逐步得到应用。主轴轴承的发展趋势与风电机组传动链的演变趋势强相关，随着风机向大型 化发展，未来采用圆锥滚子主轴轴承的比例可能增加，变桨轴承则朝独立变 桨方向发展。

  铸件主要应用于风电机组的轮毂、底座、铸造主轴，以及齿轮箱的行星架等 部位，生产过程包括毛坯铸造和精加工等环节，主要原材料是生铁和废钢。生产企业：主要包括日月股份、龙马重工、豪迈科技、吉鑫科技、金雷股份、 大连重工、广大特材等多家企业，近年参与者有所增加，整体呈现竞争加剧 的态势。发展趋势：适应大兆瓦风机对铸件的大型化和低成本需求，大型铸件的生产 和运输难度明显加大。

  2010年之前：风电行业发展初期，受益于政策推动，新增装机呈现爆发时发展。2011-2020年：受弃风问题及补贴退坡等因素影响，国内风电新增装机规模呈现周期波动；2020年陆上风电大抢装，当年风 电新增装机达到历史高点54.4GW，其中陆上风电新增装机50.6GW。2021年以来：陆上风电进入平价/低价（相对燃煤基准电价）时代，2021-2022年国内陆上风电新增吊装规模较2020年有所 回落，但仍处于历史较高水平。

  2021年以来陆上风机快速大型化，2022年新建项目平均单机容 量4.3MW，同比增长39%；2022年招标的陆风项目平均单机容 量达到5.5MW，目前三北地区7MW以上的陆上风机慢慢的开始较 大规模招标，头部风机企业均已推出10MW左右的机型，在研 产品单机容量达到12-15MW。风机大型化导致招标价格继续下探，2023年3月的平均投标价 格达到1600元/kW左右，未来大概率还将继续下行。2022年国内陆上风机招标量达83.8GW，创历史新高。

  在前期的政策推动之下，2021年成为分散式风电的抢装年，2021年国内分散式风电新增装机802.7万千瓦，同比大幅增长 702%，其中河南省新增分散式风电装机容量达238万千瓦，占比29.6%；截至2021年年底，中国分散式风电累计装机容量接 近1000万千瓦。2022年，经历抢装之后国内分散式风电需求回落，但政策层面对分散式风电的支持力度加强。 2022年5月，国家发改委发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，分散式风电商业模式逐步清晰。土地和利 益共享机制：鼓励村集体依法利用存量集体土地通过作价入股，采用收益共享等机制参与新能源项目开发；资源评估与测风：开展全国新能源资源勘查与评价，建立可开发资源数据库，形成县级以上行政区域内各类新能源资源详查评价成果和图谱并 向社会发布，建立测风塔及测风数据共享机制；审批流程：推动风电项目由核准制调整为备案制。

  2014年6月，国家发改委发布《关于海上风电上网电价政策的通知》，明确潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元， 近海风电项目每千瓦时0.85元；标杆电价的出台对我国海上风电发展起到极大的推动作用，从此，国内海上风电发展步入快 车道。2021年是中央财政对海上风电补贴的最后一年，也是国内海上风电的抢装年，当年新增吊装规模14.5GW，创历史新 高。从2022年开始，国补退出，部分省份出台了省级补贴政策，国内海上风电整体步入平价时代。2022年，国内新增吊装的海上风电装机规模5.16GW，同比下降约64%，截至2022年底，国内海上风电累计装机规模3051万 千瓦，占国内风电累计装机的7.7%。

  截至2022年底，沿海11省市都出台了海上风电装机目标相关规划，各省规划的十四五期间拟建成投运的海上风电项目规模超 过53GW，按照当前海风推进节奏，预计十四五期间国内新增的海上风电装机超过60GW。2022年，地方政府对海上风电展 现了极大的热情，海上风电被定位为重要的新兴产业。

  2013年7月，国家能源局批复《大连市海上风电工程规划报告》，在庄河、花园口海域布局海上风电项目，规划总装机容量 190万千瓦。截至2021年底，共建成4个项目，合计规模1.05GW。按照辽宁省海上风电规模，到2025年累计并网装机规模达到 4.05GW。目前大连在推进的海风项目2个，分别是华能大连庄河海上风电Ⅳ2场址（2022年完成风机招标）和大连庄河海上风电场址Ⅴ（ 已开工并完成风机招标），合计规模450MW。展望未来，辽东湾海域有望成为新的开发重心。根据披露信息，辽东湾#1、Y1、Y2场址规划的规模4.6GW，其中华能2.05GW 项目已经开始可研招标。

  2023年5月，广东省发布《广东省2023年海上风电项目竞争配置工作方案》，竞配规模合计23GW。其中，省管海域项目15 个，对应的装机容量7GW，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15个，装机规模16GW，其中汕头5个、500万千瓦，汕尾4个、400万千瓦， 揭阳3个、400万千瓦，潮州3个、300万千瓦。本轮竞配不以上网电价作为竞配因素，参与配置的海上风电项目上网电价执行广东省燃煤发电基准价。

  2022年欧洲新增海风装机2.5GW，英国、德国、法国、荷兰是主要的新增市场。累计装机方面，截至2022年底，英国和波 罗的海四国（德国、比利时、丹麦、荷兰）装机规模占欧洲的97%。亚太地区的中国台湾、越南等市场呈现兴起之势，美国、日韩等市场尚未起量，仍处发展初期。

  英国第四轮海上风电拍卖规模7GW，共包含5个海风项目。在本轮拍卖的所有可再生能源项目中，海上风电项目的上网电价 为37.35英镑/MWh（折合人民币约0.303元/千瓦时、4.4欧分/千瓦时），属于上网电价最低的类型，低于陆上风电的42.47英 镑/MWh和光伏的45.99英镑/MWh。

  2022年，英国海上风电发电量约450亿千瓦时，占全国总发电量的13.8%；2023年英国海上风电发电量有望超过510亿千瓦 时，发电量占比进一步攀升。截至2022年底，英国海上风电装机量接近14GW，在建和已获得差价合约合同的项目近15GW。根据英国规划，2030年英国海上风电装机规模达到50GW，到2050年，英国海上风电装机量有望达到140GW。英国海上风电做到高渗透率有其优越的地理条件作支撑，英国海岸线长，有足够多的海域去布局海上风电项目，这也为其他 沿海地区提供了能源发展思路。

  日本、韩国、中国台湾等地区能源矿产资源相对匮乏，尽管气电和煤电是这些 地区的主力电源品种，但天然气和煤炭几乎完全依赖进口，存在较为严重的能 源对外依存度高的问题，同时也面临能源低碳转型的压力。2021年日本修订了 《能源基本计划》，上调2030年可再生能源发电量占比目标。日本、韩国等亚太地区主要经济体土地资源相对紧缺，而海岸线资源丰富，与 英国类似，具有发展海上风电的有利条件。由于日本、韩国、越南、中国台湾、菲律宾等地区用电体量较大，未来新能源 替代传统能源的空间也较大，这些市场海上风电开发潜力突出。

  近年国内海上风机单机容量快速提升，2022年国内新增海风项目平均 单机容量7.4MW，海上风机订单的平均单机容量9.3MW。海外的趋势 类似，但海外近年单机容量提升的速度慢于国内。南北地区采用的单机容量差异明显，浙江及以北地区主要采用8-9MW 单机容量的海上风机；福建、广东等风速相对较高的区域则已经批量 采购12MW及以上的风机，其中福建已经有在建项目采用16MW机组。国内主流企业已经推出单机容量16-18MW的海风机组，叶轮直径超过 250米，海外15MW机组已经获得批量订单，海上风机大型化仍具较 大发展空间。

  明阳、电气风电、远景、金风、海装是当前国内份额排名前五的海上风机企业，2022年以来这些风机企业陆续推出（或研制） 大兆瓦机型，全部采用半直驱技术方案。明阳的海上风机产品一直延续半直驱路线，金风、远景、电气风电、海装的海上风机 产品均从高速齿轮箱或直驱方案切换至半直驱。国内仍有少数企业的海上风机产品采用直驱方案，包括东方电气以及电气风电 的海燕平台（EW11.0-208）。国内海上风机的新进者中车风电首款风机采用半直驱路线，而运达和三一重能则采用双馈方案， 根据公开信息，运达在研的15MW平台产品已选用半直驱的传动链方案。海外主要的海上风机企业是西门子、维斯塔斯和GE， 维斯塔斯采用半直驱技术路线，而西门子和GE则采用直驱方案。

  从形式上看，单桩和导管架是国内海上风电基础的主要形式，浙江及以北地区普遍采用单桩形式，导管架适用于水深相对较深 的区域，主要使用在在广东、福建等区域，包括四桩导管架、吸力筒导管架等形式，广东阳洲区域的海风项目主要采用四桩 导管架形式，三峡能源牟平BDB6#一期等北方地区水深较深项目也采用导管架形式。国内单桩应用最为常见，水深和地质条件、单机容量都会影响单桩用量，例如，广西钦州海上风电示范项目采用10MW机组， 平均每根单桩重量在1400吨左右，而浙江华能苍南2号项目采用单机容量8.5MW机组，单桩基础可达2000吨以上。整体来看，粤电青洲一、二等适用于四桩导管架的海上风电项目的风机基础用钢强度（每GW项目的风机基础用钢量）明显高 于常规海上风电项目；另外，浙江区域的单桩基础用钢强度也相对较高。

  海上风电的海缆包括集电海缆和送出海缆，集电海缆将海上发电机组的电力汇集 至海上升压站或换流站，一般采用交流，典型的电压等级是35kV和66kV。送出海缆将海上升压站或换流站的电力传输至陆上，常见 形 式 为 三 芯 交流，以 220kV为主，目前三芯330kV、500kV交流送出的海上风电项目也开始出现。柔 性直流是外送的另一种方式，一般采用单芯的直流海缆外送，直流海缆的两端需 要配置海上和陆上的换流站；目前国内采用柔直外送的海上风电项目案例较少。

  国内早期的直流海缆应用最重要的包含国家电网组织实施的两个孤岛联网工 德国典型的海上风电柔直送出工程情况 程，即2014年投运的舟山柔直工程和2015年投运的厦门柔直工程，两个 项目分别采用了±200kV直流海缆和±320kV直流海缆，主要的直流海 缆供应商包括中天科技、东方电缆和汉缆股份三家。这两个项目的实施 对国内直流海缆产业的发展起到了重要推动作用。欧洲海上风电柔直项目相对较多，直流海缆应用相对成熟。从国外已并 网和在建海上风电的经验来看，输电距离在70km以内全部采用交流输电 方式，100km以上的远距离输电采用柔直输电方式，输电距离在70- 100km时考虑经济性和可靠性指标进行交直流方案比选分析。

  海上风电的开发一般是从近海向深远海逐步推进，从资源量的角度，深远海的区域面积大、风资源好，可开发的潜力大；研究 显示，全球大部分风资源位于水深超过60米的海域。在迈向深远海时，传统的采用固定式基础的海上风电在技术和经济上面对的挑战增加，水深越大，固定式海上风机基础的材料 用量越多，且施工难度也会提升，一般认为，当水深超过60m，漂浮式较固定式更为适用。漂浮式基础通过系泊系统与海床相连，摆脱了复杂海床地形以及复杂地质的约束，受水深影响小，且同一海域的若干台风机基 础可做成标准型式，可以大幅度提高建造效率、降低开发成本，运维也较为便利。按照美国能源部的表述，美国大约三分之二的海上风能潜力存在于“无法在海床上固定底部的风力涡轮机的水域之上”。

  漂浮式样机：2009年，挪威国家石油公司 Equinor率先开展了全球首台海上浮式风机 样机实测项目，即Hywind Demo项目，该 项目采用单柱型基础，距离挪威西南海岸 线年，WindFloat 1投运，这是 全球首台采用半潜技术方案的漂浮式样机。这两台样机的投运有力推动了漂浮式海上 风电的发展，之后多个国家开启漂浮式海 上样机的验证工作。小型漂浮式风场：基于多年的样机运行经 验，2017年全球首个漂浮式风电场在英国 投 运 ， 截至2022年底，全球已经投运的漂 浮式海上风电场共3个，均属于试验性质的 小型风电场，合计规模约105MW，还有一 个风电场处于在建和即将投运状态。目前 除中国以外，还没有在建的百兆瓦级的漂 浮式风电场。

  （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。）

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