1.1. 为什么要大型化？大型化是风电产业降本核心手段

电站端降本平价的最终落脚点在于 LCOE（平准化度电成本），其有三个核心变量：初始投 资、运维成本、发电量。风电 LCOE 是指项目 总成本的最小现值与总净发电量年值之比，其中项目总成本包括初始投资、运维成本、融 资成本以及税费，贴现率 r 根据加权资本成本计算，为全投资 IRR。从 LCOE 计算公式来看， 要降低 LCOE（平准化度电成本），要么降低分子（初始投资+运维成本+融资成本+税），要 么增大分母（即提高净发电量）。

过去十年，全球陆风、海风项目成本均实现较大幅度下降，对应单机功率明显增长。根据 IRENA 从全球范围统计的加权平均数据来看：

① 陆风方面：2010-2020 年，LCOE 由 89 美元/MWh 降至 39 美元/MWh（约 0.25 元/度）， 降幅达 56%，对应初始投资由 1971 美元/ kW 降至 1355 美元/ kW（约 8800 元/kW）， 降幅 31%，技术升级驱动下，对应风机单机容量由 2.22MW 增长到 4.13MW，增长 32%，风轮直径、轮毂高度分别增长 43%、27%。

② 海风方面：2010-2020 年，LCOE 由 162 美元/MWh 降至 84 美元/MWh（约 0.55 元/ 度），降幅达 48%，对应初始投资由 4706 美元/ kW 降至 3185 美元/ kW（约 20700 元 /kW），降幅 32%，对应风机单机容量由 3.1MW 增长到 7.5MW，增幅达 143%，风轮 直径、轮毂高度分别增长 44%、18%。

从 LCOE 拆分来看，相比陆风，海风项目 BOS 成本（非设备初始投资）占比明显较高， 大型化发展趋势下，预计该部分降本弹性相对较大。根据 NREL 2020 年版风能成本报告， 陆风参考项目是一个美国内陆 200MW 风场，包括 73 台 2.8MW 风机，运行寿命 25 年，其 风机机组（含塔筒）、BOS 成本、软成本、运维成本占比分别为 46.8%、14.6%、5%、33.6%；海风参考项目是一个 600MW 固定底风场，包括 75 台 8MW 风机，运行寿命 25 年， 其风机机组（不含塔筒和基础）、BOS 成本、软成本、运维成本分别占比 23%、31.5%、 11.9%、33.6%，海风项目 BOS 成本包括塔筒和桩基、开发权、电力基础 设施、组装和安装、租赁成本、工厂调试。

综合来看，风机大型化满足发电侧降本要求，是产业降本核心手段：①针对设备成本：大 型化风机单位功率设备重量降低，摊薄风机制造成本，规模化效应增强；②非设备成本： 在相同装机规模下，大型化风机台数减少，对应的土地、建设、运维成本减少；③发电量： 大型化风机对应高塔筒和长叶片，增加风能捕获能力，提高年均等效利用小时数。

从定量角度分析，至 2030 年，陆风、海风 （固定式）LCOE 分别有约 60%、40%的下降空间，大型化贡献显著。

陆风方面：NREL 以 2016 年数据为基础，预计到 2030 年 LCOE 降低主要由初始投资和发 电收益贡献，二者贡献降幅分别为 14.3%、35.7%，主要得益于大型化风机和风电场的规模 化经济。

海风方面：NREL 以 2018 年数据为基础，假设 2030 年海风应用 15MW 机型，则预计初始 投资、发电收益提升、运维成本将分别贡献约 13.5%、10.1%、19.1%的 LCOE 降幅，其中①初始投资降低主要得益于风机大型化、海缆材料节约和基础设计的优化；②发电收益 提升同样受益于大型化风机的应用；③运维成本降低主要系风电场管理策略优化以及专业 船只数量增加。

1.2. 大型化进展到什么阶段？国内市场大型化加速演进

从国内市场来看，陆风在 2021 年平价首年，新增装机平均单机容量实现跨越式提升；海风 自 2019 年起，面对 2022 年平价降本压力，也迈入加速大型化阶段。2010-2021 年，我国 陆上风电新增装机平均单机容量由 1.5MW 提升至 3.1MW，海风由 2.6MW 提升至 5.6MW， 分别增长 107%、115%。分阶段来看，①陆风方面：2010-2015 年固定电价阶段、2015- 2020 年补贴退坡阶段以及 2021 年陆风平价后，陆上风电新增装机平均单机容量 CAGR 分 别为 3.7%、7.6%、19.2%，具有明显加速趋势；②海风方面：海风平价前的两个时段， 2010-2015 年、2015-2021 年海上风电新增装机平均单机容量 CAGR 分别为 6.7%、7.6%， 若只看 2018-2021 年，海风平价降本压力增加，平均单机容量 CAGR 达到 13.8%。

大兆瓦机型加速迭代，有望形成“大型化—降本—放量—大型化”的良性循环。以金风科 技为例，2005 年，金风 750kW 机型成为出货主力；2007 年，1.5MW 机型正式开售，并于 2009 年占据 78%销售容量，成为主力机型；2010 年，覆盖 2-3MW 的 2S 平台机型开售， 开始了对 1.5MW 机型的逐渐替代；2015 年，覆盖 3.6-4.8MW 的 3S/4S 平台机型开始销售。从 750kW 占据主流到 3MW 级机型成为主力，市场用了近 10 年时间。2021 年，原本销量 增速缓慢的 3S/4S 平台（陆上）以及 6S/8S 平台（海上）大兆瓦机型销售迅速增长，同比 增速分别达到 210%、305%，分别占据了销售容量的 41.6%、18.3%，成为主力机型。目 前，金风已基于 3S/4S 平台成熟技术推出涵盖陆上 5.2-6.0MW 的 5S 平台，有望迅速对目 前的 3S/4S 平台进行替代。

2.1. 驱动力一：风电电价政策市场化程度逐步提高，补贴退坡倒逼产业降本

从风电上网电价发展变化的角度进行复盘，我国风电电价政策从无到有，逐步规范，市场 化程度提高，进而确定了“风电上网标杆电价=煤电电价+绿电补贴”的基本形式，伴随补 贴退坡，并最终实现平价上网。这个过程中，我国风电机组实现国产化，单机容量逐步提 高，对应风电并网规模逐步扩大。

无统一上网电价阶段（1995 年以前）：早期我国风电产业起步源自国际援助项目，依靠政 府扶持资金和引进机组设备，装机规模较小，未制定相关上网电价政策，统一按煤电电价 上网。

审批电价阶段（1995-2002 年）：根据原电力工业部 1994 年的《风力发电场并网运行管理 规定(试行)》，我国确定了“上网电价=发电成本+还本付息+合理利润”的审批制度，保障风 电开发投资收益。由于援助项目与商业化开发项目并行，上网电价 0.3~1.2 元/ kWh，跨幅 较大。该阶段，0.5MW 级风机实现国产，在“乘风计划”、“双加工程”推动下，我国平均 年新增并网规模增长到 50MW 左右。

招标与核准定价阶段（2003-2009 年）：通过实施“风电特许权”招标来确定风电场开发商 和上网电价，实现了由审批向招标核准定价的过渡，提高了风电开发的市场化程度。从一 开始地方审批和中央招标并行（0.38~0.8 元/ kWh），逐步过渡到中央招标（0.4~0.55 元/ kWh）和地方招标并由中央核准（0.51~0.65 元/ kWh），风电上网定价水平趋于合理。该阶 段，0.75~1MW 级风机实现国产，国家和地方的“风电特许权”招标项目推动装机规模快 速提升，年均新增并网装机由百兆瓦级增长到吉瓦级。

固定标杆电价阶段（2010-2020 年）：在项目招标基础上，确定风电上网标杆电价政策，按 照全国四类风能资源区实行差别电价机制，基本确定“风电上网标杆电价=煤电电价+绿电 补贴”。2010-2015 年，风电固定标杆电价为 0.51~0.61/ kWh；2016 年，实施风电标杆电价退坡机制，明确了风电平价上网路线图；2019 年，在竞争配臵的政策导向下，标杆电价 改为指导价，作为风电项目竞价的最高限价，市场化程度进一步提高，在补贴退坡和电价 竞争双重机制下引导行业降本。该阶段，国产 1.5MW 级风机成为主流，此后我国风电机组 大型化发展主要由国产品牌主导，单机容量和功率显著提升；“十二五”、“十三五”期间年 均新增并网规模分别达到 20、30GW，2020 年底，风电累计并网装机突破 280GW。

2014 年确立标杆电价下调机制，补贴加速退坡倒逼行业降本。

① 陆风方面，2014 年 12 月 31 日，国家发改委发布《关于适当调整陆上风电标杆上网电 价的通知》，首次下调陆风Ⅰ-Ⅳ类资源区对应标杆电价（Ⅰ-Ⅲ类下调 0.02 元/ kWh，Ⅳ 类不变），对应标杆电价区间 0.49-0.61 元/kWh；2018 年 5 月 18 日，国家能源局发布 《关于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知》，确立竞价上网方式后，补贴加速退坡， 2018-2020 年增量陆风项目对应标杆电价区间分别为 0.40-0.57 元/kWh、0.34-0.52 元 /kWh、0.29-0.47 元/kWh，2021 年陆风国家不再补贴；

② 海风方面，2014 年出台海上风电标杆电价政策，确定了潮间带 0.75 元/kWh、近海 0.85 元/kWh 的标杆上网电价，2019-2020 年近海海风最高指导价连续下调，分别为 0.80、0.75 元/kWh，潮间带调整为与陆风持平，2022 年海风国家不再补贴。

综合来看，陆风补贴退坡相对有序地过渡到平价上网时代；国补取消后，风电产业降本诉 求进一步加强，陆风主力机型由 3MW 向 4-5MW 快速升级，而海风降本诉求相对更为迫切， 根据 IRENA 数据，单看中国市场，2020 年海风 LCOE 水平约为 0.55 元/kWh，较沿海各省 煤电标杆电价仍有 0.12-0.17 元/kWh 差距，主力机型由 6MW 向 8MW+级别迭代有望助力 缩小平价差异。

2.2. 驱动力二：整机厂竞争压力下，为维持盈利水平，降本诉求愈发强烈

整机制造环节市场集中度提高：2010-2021 年十余年间，Top10 整机制造商在新增市场的 市占率由 2013 年最低的 78%提升到 2021 年的 95%。2021 年，中国风电市场有新增装机 的整机制造商共 17 家，合计装机 55.9GW，Top10 厂商新增装机规模达到 53.2GW，占比 达到 95%，其中前 5 家分别是金风、远景、明阳、运达、电气风电，市场率分别为 20.4%、 14.6%、12.4%、12.1%、9.9%，分别同比 2020 年-2.25pct、-2.23pct、+2.39pct、 +5.41pct、+1.42pct，头部厂商金风、远景份额有所下滑，电气风电和明阳发力海上，分别 占据海风新增装机的前两名，而运达陆风订单增长较快，跻身陆风新增装机第三。

头部整机制造商竞争加剧：从 2010-2021 年来看，CR3、CR5 先降后升再降的趋势比 CR10 明显的多。2013-2018 年，市场份额向头部厂商（CR3、CR5）集中，CR3 从 40.5% 提升到 63.9%，CR10 从 78%提升到 90%，其中 2016 年，远景、明阳正式迈入市场前三 行列，形成相对稳定的第一梯队格局；2019-2021 年，第二梯队厂商开始发力，CR3 从62.6%降至 47.3%，而 CR10 从 92%增至 95%。

以运达、三一重能为代表第二梯队制造商快速成长，有望对市场格局带来新一轮洗牌。 2013-2021 年，运达在风电新增装机市场排名由第 10 升至第 4，市场份额由 3.3%增长至 12.1%；三一重能则作为行业新秀，2019 年步入发展正轨，实现扭亏为盈，市场排名由第 10 成长至 2021 年的第 8 位，市场份额由 2.6%增长至 2021 年的 5.7%，若单看陆风， 2021 年，三一重能装机 3.2GW，排名第五，市场份额达到 7.7%。三一重能的快速发展， 一方面系承接三一集团高端制造基因，持续加大研发投入，技术实力不断提升，同时具备 供应链管理等方面优势，打好市场开拓的基础，并积极主动参与市场竞争，另一方面，由 于 2020 年陆风抢装，行业产能、交付出现暂时性紧张，三一重能抓住行业机遇实现破局。

未来海风装机快速增长，同样也是风电市场格局变化的契机。2021 年海风抢装背景下，市 场格局表现与陆风有较大不同。2021 年，有 17 家整机厂参与了陆上风电新增装机，但海 风新增装机仅 7 家，电气风电与明阳智能占据市场前二，市场份额达到 55.1%，接下来是 金风、海装、东方电气、远景和哈电，市场份额分别为 16.5%、13.8%、7.0%、6.7%、 0.9%。

制造环节频繁出现的强劲对手加剧行业竞争，整机制造环节盈利能力承压情况下，降本诉 求强烈，进而加大研发，不断突破技术难点，以大机型迭代为契机优化结构设计，实现减 重降本。整机制造环节的竞争加剧，我们认为有三点可能原因：①由于产能刚性，仅依靠 少数的头部制造商无法满足日益扩大的下游装机需求；②从业主开发商角度来说，为了快 速降低风场建设资本开支，提高投资受益率，在设备招标环节也倾向支持制造端的价格竞 争；③人才分流，后进入者对于研发投入、人才争夺相对更为激进。

从风电整机制造环节的盈利水平来看，根据金风科技、明阳智能、运达股份、电气风电四 家 A 股上市整机厂的分业务数据，统计 2010-2021 年风电整机制造业务整体毛利率情况， 可大致分为以下阶段：

（1）1.5MW 时代：整机制造毛利率与需求表现正相关，市场需求由于弃风限电问题，新 增装机由 2010 年高点下滑，又在风电消纳问题得以缓解后出现回升，导致整机制造毛利率 变化的核心因素在于受需求影响的招标价格。

（2）1.5MW 向 2-3MW 切换时期：2015 年抢装之后，市场装机需求虽然出现短暂下滑， 但整机制造毛利率水平维持较高水平。1.5MW 机型毛利率基本维持 26%稳定，2-3MW 新 机型放量初期，初步形成规模化效应后，毛利率处于 24%左右的高位。

（3）2-3MW 时代：2020 年抢装，风机招标价格在 2019 年出现阶段性回升，之后快速由 4000 元/kW 下跌至 2500 元/kW，整机制造环节价格竞争日益激烈，2-3MW 机型毛利率跌 至 15%以下，整机制造整体毛利率由 24%下降至 15%。

目前整机制造进入 3MW+时代，整机厂迫于盈利压力，积极推动设备大型化发展，一方面 新机型放量初期毛利率水平较高，加快迭代将持续优化产品结构；另一方面，大型化降低 单 W 重量，制造端规模化降本效果明显。

2.3. 驱动力三：大 MW 机型提升风资源利用率，增强低风速地区开发经济性

我国整体风力资源储量丰富，但空间上资源分布不均。分区域看，我国“三北”地区（东北、西北、华北）陆上风电的技术可开 发量占全国的 68.67%，而中东南部地区（华中、华东、华南）占比 31.33%。除东南海域 海风资源外，陆风资源以“三北”地区为优，历年风功率密度和平均风速均稳定处于全国 前三，其中内蒙古及西北部分地区有效风力出现时间百分率为 70%左右，大于 6m/s 的风速 全年有 2000h 以上。次优地区大致包括华东、华北（除内蒙古）、中南等，年均风速在 4- 5m/s 区间。

2015 年以来，风资源次优地区新增装机占比显著提升，全国风电平均年利用小时数仍逐步 回升，保持 2000 小时以上水平。我们按风资源质量将我国各地区大致划分为三类：优质资 源区（西北、东北、内蒙古）；次优资源区（华北除内蒙古、中南、华东）；其他地区（西 南）。从年新增吊装规模占比来看：

① 优质资源区占比有两次明显的下滑：2009-2012 年，由 72%下滑至 49%，2015-2018 年，由 54%下滑至 22%，此后基本保持 30%-35%的占比水平，一方面系三北地区电网 消纳能力有限，弃风限电问题凸显，2012、2016 年弃风率都最高达到了 17%，主动限 制装机规模，另一方面，随着行业发展不断深入，易开发、高风速点位逐步饱和，因此 风电产业逐步向低风速次优地区发展。

② 次优资源区占比 2015 年后显著提升：2015-2018 年，由 32%提升至 72%，目前基本 稳定在 60%左右。次优资源区装机规模的扩大并没有拉低全国平均风电利用小时数， 2015-2021 年，全国平均风电利用小时数由 1728 增长到 2232 小时，一方面系经济发 达地区电网消纳能力较强，另一方面，大型化的加速发展使得低风速地区具备了开发的 经济价值。

根据国家能源局数据，2021 年，全国整体弃风率降至 3.1%，同比-0.4pct，以代表性省份 为例，湖南、甘肃、新疆风电利用率 99%、95.9%、 92.7%、同比分别提升 4.5、2.3、 3.0pct。三北地区弃风情况好转，但仍低于华中地区，风电利用率整体逐步提升。

提高风资源利用率，间接解决消纳问题，大型化风机技术持续升级做出重要贡献。随着发 电机技术稳定性提升，高风速不停机，低风速保持稳定功率，有效风速区间范围扩大；同 时，大风机对应的长叶片和高塔筒的应用可有效降低对最低风速的要求，提升风机利用小 时数，增加有效发电量，以 3MW 机组为 例，若叶片加长 5m，扫风面积可增加 0.81m²/kW，年利用小时数可提升 208 小时，在切变 为 0.13 的情况下，3MW 机组的塔筒每增高 5m，年利用小时数可提升 26 小时。2021 年，我国新增装机平均叶轮直径达到 136 米，并保持逐年增长的趋势； 根据远景能源官网信息，公司在中国低速风机领域的市场占有率保持第一，其 160 米高塔 筒、170 米直径长叶片的中国最高陆上风机在江苏射阳落地安装，践行大型化风机发展趋势。（报告来源：未来智库）

梳理海外风电行业发展历史，我们发现海外风机大型化发展节奏较国内市场相对超前。

1980-2000 年：陆、海风 KW 级别为主力，全球市场初具规模。海外风电市场于上世 纪 80 年代起步，进入 kW 级风机商业化阶段，维斯塔斯首批风机订单是 55kW，至 90 年代初期主力机型为 400-600kW 级风机。在欧美新能源扶持以及税收优惠政策支持下， 海外装机拉动全球装机增长，1980-2002 年全球 风电的总装机容量从 10MW 增长至 18GW。

2001-2010年：海外机型进入 MW级时代，2MW平台稳居行业装机中坚。维斯塔斯率 先在九十年代末推出 2MW 机型，去适应低风速地区，伴随美国风能生产税抵减法案和 欧洲陆续出台的可再生能源法案推动风电行业景气，迅速成为装机主力；海风方面， 根据 IRENA 数据，2010 年，欧洲海风平均单机容量 3.1MW。根据 GWEC，2010 年， 全球风电累计装机量增长至 199GW，十年 CAGR 达 27%，中国市场累计装机占比由 1.6%增长至 15.6%。

2011-2021 年：大型化节奏加快，陆/风主力机型分别向 6.X、10MW 升级。陆风方面， 2011 年前后，维斯塔斯、歌美飒等整机厂分别推出 3.XMW 陆风平台，并以此为基础 逐步升级到 4.XMW，2019-2021 年，又进一步推出全新 6.XMW 机型；海风新增装机 规模增长至 GW 级，2015、2020 年欧洲海风平均单机容量分别提 升至 4.2、8.0MW，主力机型开始进一步向 9-10MW 升级。2021 年，全 球风电累计装机量增长至 843GW，十年 CAGR 达 13%，中国市场累计装机占比由 20% 增长至 39%。

目前，海外厂商陆风 6MW、海风 14-15MW 机型（维斯塔斯 15MW、西门子歌美飒、通用 电气为 14MW）均进入样机验证阶段，预计在 2023-2025 实现批量，进入商业化阶段。欧 洲新能源电价一般采取竞价招标方式确定，为了获取开发权，风电报价持续走低，2021 年 以来，德国北海和波罗的海海风项目、荷兰 Hollandse Kust 海风项目相继实现“零补贴” 甚至“负补贴”（额外支付费用提高招标评分），海外开发商利润被挤压，有望加速 10MW+ 大机型推广，以实现持续降本。

3.1. 维斯塔斯：全球风机大型化引领者，率先开启海风单机 15MW 时代

欧洲老牌风电厂商维斯塔斯于 1979 年推出第一台风电机组，而后快速实现批量生产；公司 陆续开拓了北美、英国、德国、西班牙市场，1996 年进入中国市场，业务规模持续扩大； 2021 年, 新增装机量 15.2 GW，重回全球榜首。

从机型来看，陆风主力为 4MW（最大为 7.2MW），海风为 10MW（最大为 15MW）。

陆风方面：1999 年，维斯塔斯率先推出陆上 2MW 风机；2010 年，推出 3.XMW 平台， 实现了由双馈向全功率直驱式的切换，2017 年，完成向 4.XMW 的升级，单机功率覆 盖 3.3-4.0MW；2019 年，首次推出 6MW 全新平台机型，提升产品在中低速风况的表 现；2022 年 4 月，推出公司目前最大单机功率机型 V172-7.2MW。

海风方面：公司早在 1990 年在丹麦建设了全球首个近海示范性风电机组（220kW）, 并在 1991 年参与建成了全球首个海上风电场，配有 11 台 450kW 机组。当前公司海风 主力机型为 2015 年推出的 V164、V174 平台，单机功率覆盖 9.5-10MW，2021 年新 机型 V236-15MW 是目前全球最大的海风样机，预计在 2022 年完成了测试、验证，并 有望于 2024 年量产。

3.2. 西门子歌美飒：陆风 6MW、海风 14MW 平台进入样机验证阶段

西门子歌美飒前身歌美飒集团成立于 1976 年，2000 年前后进入风电行业后业务规模迅速 成长，2005 年公司正式进入中国市场。2017 年，西门子与歌美飒集团完成合并，公司迎来 发展壮大的黄金时机。

陆风在售主力机型为 5MW 平台，海风主力为 6-8MW。

陆风方面：公司于 1995 年与维斯塔斯合作推出了首台 500kW 级别风机；2010 年，推 出 2MW 平台；2012 年推出 3.4MW 平台；2016 年，推出 5MW 平台，环境适应能力、 安装便利性、可靠性均有提升，2019 年签订首单 5.X机型合同。2021 年公司首推全新 6.6MW 平台机组并于 2022 年开始样机验证。

海风方面：公司于 1991 年开始积累海上风机运行经验，2010 年推出 SWT6.0MW 机 组；2015 年推出 SWT7.0MW 型号风机；2018 年推出 SG8.0MW 平台机组。2021 年， 推出新一代 11.0、14.0MW 海上风机平台，其中 11MW 量产型已进入交付阶段（荷兰 Kust Zuid 风电场 140 台 11MW 风机，计划于 2023 年全部投运），14MW 样机也即将 进入安装验证阶段，计划于 2024 年实现批量。

3.3. 通用电气：陆风 5MW、海风 13MW 实现商业化，大型化持续跟进

通用电气于 2000 年初切入风电整机制造领域，2004 进入中国市场，公司目前业务主要集 中于北美，同时，也逐步扩大在德国、英国、西班牙等欧洲国家的市场份额，2021 年位居 全球新增吊装第五位。

陆风 5MW 初具规模，海风 13MW 全新机型已出货。

陆风方面：公司 2014 年推出 2.75MW、3.2MW 型号机组；2016 年，推出其 3MW 平 台，机组容量涵盖 3.3-4.6MW；2019 年，公司推出最新代表其未来方向的“cypress” 风机平台，机组容量覆盖 4.9-6.1MW。目前公司 5.XMW 风机已步入商业化批量阶段。

海风方面：公司在 2016 年推出自己的首个海上项目，所用机型为其 Haliade150- 6MW 平台机组，目前在售海上机组主要以 Haliade150- 6MW 以及 Haliade-X两个平台 产品为主，其中 Haliade-X 平台产品于 2019 年全新推出，经过两年的升级，该型号功 率覆盖 12-14MW，首批 13MW 机组已于 2022 年开始出货（英国 Dogger Bank 海风 项目 A\B 段 95 台 13MW 风机），已进入商业化部署阶段。

4.1. 海风拉动未来全球装机规模增长，欧美普遍上调规划目标

未来海上风电发展前景更优，是拉动全球装机增长的主力。未来五年 （2022-2026）全球风电新增 557 GW，至 2026 年全球风电并网规模将达 1400GW， CAGR 为 10.7%，年均新增超过 110GW，其中陆/海风分别为 93/18GW。2022-2026 年， 海风年新增规模有望由 8.7GW 增长至 31.4GW，CAGR 达 37.8%，增速远超陆风，主要系： ①海上风电成本的快速下降；②海上风电发展目标的上调，特别是欧美以及亚洲；③漂浮 式风电的产业化及商业化进展加快。

2025 年后全球风电装机有望提速。若要实现本世纪末全球温升 1.5℃以内的 目标，到 2030 年风电的年新增装机量要达到 390 GW，累计装机规模需超过 3000GW。据 此计算，2021-2030 年全球风电新增装机、累计装机 CAGR 将分别达到 17%、15%。

目前中欧美三大主要海风装机地区均有相对明确的增长规划。分地区来看：

① 中国沿海主要省份海风装机“十四五”规划明确：根据我国沿海 7 个主要省份公开的 “十四五”海上风电规划，2021-2025 年，预计我国海风新增装机规模合计将达到 56- 74GW，其中山东省、广东省、海南省将新增目标分别定为 10GW、 17GW 和 12.3GW。我们保守预计海上风电有望在“十四五”期间落地超过 50GW，年均增长超 过 10GW。

② 欧洲在气候雄心政策下上调海风规划目标：5 月 18 日，丹麦、德国、比利时与荷兰政 府首脑在“北海海上风电峰会”承诺，到 2050 年将四国的海上风电装机增加 10 倍， 从目前的 16GW 提高至 150GW；在 2030 年，海上风电装机总量将达到 65GW。根据 GWEC 数据，2021 年，欧洲海风新增装机 3.3GW，海风累计装机达 28.2GW，其中丹 麦、德国、比利时、荷兰四国合计约 15.3GW，英国约 12.5GW；至 2030 年，欧盟四 国规划海风装机达 65GW，英国规划达 50GW，未来 9 年新增合计规模约 87.5GW，年 均新增达 9.7GW。

③ 美国能源部给出中长期海风规模战略：根据美国能源部 2021 年海风市场报告，美国海 上风电计划项目中，有 15 个已进入许可阶段，8 个州制定总计 39.3GW 的海上风能采 购目标，相比于目前美国在运行的两个海上风电项目，总计 42 MW，新增规模较大。 根据中国电力网报道，美国能源部推进的海上风电开发战略，2030、2050 年将分别实 现 30GW、110GW 海风累计装机目标。

4.2. 中国市场紧跟海风漂浮式发展趋势

漂浮式海风技术作为深远海风力发电发展趋势，已由样机技术验证逐渐走向小批量。根据 千尧科技的不完全统计，漂浮式海风项目在 2016 年后逐渐由样机走向了小批量，在 2020~2025 年装机规划量明显增多，漂浮式风电在技术上已趋于成熟，越来越多的国家开 始重视对深水风资源的开发。

我国海风资源优质，正抓紧跟进漂浮式海风技术验证。①从风资源角度来看，根据北极星 风力发电网，我国优质风资源多集中在东南沿海，大于 6m/s 的风速全年出现时间约 7000~8000h，大于 8m/s 的风速也有 4000h 左右；中国风能协会评估中远期我国海上风资 源技术开发潜力超过 3500GW。②从技术角度看，我国漂浮式风电的研究起步相对较晚， 国家 863 计划在 2013 年启动了漂浮式风电项目研发；十三五期间，我国启动了数个漂浮式 海上风电示范工程项目；至 2021 年 5 月，由三峡集团与明阳集团联合开发的我国首个漂浮 式海上风机率先下线，单机容量 5.5MW，并于 12 月在广东阳江海上风电场成功并网，具 备抗 17 级台风能力，标志着我国在全球率先具备大容量抗台风型漂浮式海上风电机组自主 研发、制造、安装及运营能力，对促进我国海上风电高端装备制造升级、挖潜深远海风能 资源具有积极意义。

4.3. 海风装机高成长+价格韧性，具备一定抗通缩能力

整机环节的价格竞争和大型化降本的影响带来全产业链产值通缩，根据我们测算，2022- 2025 年，陆上风机产值由 950 亿降至 834 亿，复合增速-4%，但增速降幅逐年收窄；海上 风机产值由 270 亿增至 425 亿，复合增速 16%，抗通缩能力强。

① 陆风产值增速降幅收窄：我们认为是在不考虑价格竞争加剧的基础上，由于陆风大型化 存在上限瓶颈，未来大型化趋势可能放缓所致，一方面是碳纤维主梁超长叶片仍未完全推广，另一方面，由于吊装难度、地形、运输等外部因素限制。目前行业内正在寻求解 决方案，例如产业链配套减重降本推动碳纤维超长叶片应用，叶片分段运输等，但中长 期陆风大型化上限仍然存在。

② 海上风机抗通缩：一方面得益于新增装机规模的高增长，2022-2025 年复合增速预计超 过 40%，中长期来看，十五五期间海风有望实现完全平价，经济性限制解除，新增装 机规模有望维持增长；另一方面海上风机价格具备一定韧性，根据 NREL 数据，2020 年陆、海风风机设备（不含塔筒）分别占初始投资的 56%、35%，海上风机占比较低， 相比陆风，海风降本途径相对多样化，海缆材料、安装船只、基础结构优化、运维管理 同样是降低海风成本的重要途径。因此海风整机降价压力相对较小，也降低了因一味地 压缩成本而忽视了质量可靠性的风险。

5.1. 中国整机厂竞争力逐步增强，海上风机代差正加速减小

中国整机厂竞争力逐步增强，全球份额提升。2021 年，全球 30 家风电整机制造商实现了 104.7 GW 的新增吊装容量装机，企业数量相比 2020 年减少 5 家，市场处于整合阶段，前 6 强总市场份额同比下滑 3pct，但其中中国企业 金风、远景、明阳合计份额仍同比提升 0.2pct，中国市场的第二梯队企业赢得了更大的份 额。前十强中中国企业占 6 家，前十五强中中国企业占 10 家。

相比海外，国产陆风大机型基本完成跟进，海风代差正加速减小。

从陆风大型化进度来看，维斯塔斯、西门子歌美飒、通用电气分别在 2019、2021、 2019 年推出自己的 6.XMW 机型，目前处于样机阶段，国产品牌基本于 2021 年完成跟 进，从 2022 年国内实际招标来看，中国陆风已进入 5.X\6.XMW 时代；

从海风大型化进度来看，2020 年，欧洲、中国海风平均 新增单机容量分别为 8.0MW、4.9MW，现阶段，海外海风 10MW 机组基本处于批量 应用阶段，国内 10MW 级尚处于初步投产阶段，东方电气在 2020 年实现国内首台 10MW 海风机组安装并网后，2021 年实现批量交付。从海风在研机型来看，通用电气 13MW 首台样机已经并网发电，维斯塔斯 15MW、通用电气 14MW 和西门子歌美飒 14MW 海上风机首台样机正在筹备吊装；对比明阳、中国海装，二者在研最大机型达 到 16MW，东方电气基于 10MW 成熟平台开发 13MW 机型，以上机型均预计 2022 年 完成样机。中国新一代大型化海风机型有望在 2024 年 同海外机型同步实现批量化。

5.2. 供应链配套产能、产品、技术全方位布局，顺应大型化趋势

我国风电产业已经建立了成熟、完善的供应链配套体系，各环节零部件供应商积极配套下 游大型化趋势，夯实产业持续发展的良好基础。分环节来看：

① 叶片：2021 年以来，结合碳纤维新材料的百米级叶片陆续应用，中国海装平价海上风 电 10MW 机组率先匹配了高度定制化的 102 米长叶片，也是国内首款超百米柔性碳纤 维叶片；此后，上海电气和中复连众联合研发生产、东方电气自主研制、运达股份与中 复连众联合研制的新型叶片均采用碳纤维新材料，分别达到 102、103、110 米，对应 10、13、10MW 级机组。

② 轴承：新强联率先开启国产陆风 5MW 级主轴承批量化供应，除了积极扩充产能外，研 发方面，针对海风大 MW 机型，5MW 级双列圆锥滚子式主轴承进入小批量阶段，同时 也已经开始了 6-7MW 级的偏航变桨、主轴承试制研发工作。

③ 塔筒塔架：产能方面，塔筒供应商以大金重工为例，产线改造升级工作持续进行，以适 应大型化趋势下大直径塔筒生产；研发方面，大型化塔筒的成本、运输难题也是供应商 亟待公关的课题，天顺风能就薄壁化减重、组合式分段运输等方向展开研发。

④ 主轴：风机大型化趋势下，铸造主轴的研发与生产备受关注。目前仍是锻造主轴占主流， 未来随着大型化以及直驱/半直驱机型占比提升，铸造主轴需求有望增加，一方面系锻 造主轴受制于生产设备，目前最大可制 8MW 风机主轴，更大型风机主轴采用锻造技术 设备成本过高，缺乏性价比；另一方面，随着直驱与半直驱机型占比提升，铸造主轴可 以胜任中低速传动工况，性价比凸显。以风电主轴龙头金雷股份为例，2016 年公司开 始布局铸造主轴产能， 2021 年上半年，8000 支铸锻件项目二期铸造轴坯料供应项目正 式投产，实现了铸造轴的全流程生产，目前具备年产 5.1 万吨海上风电用高端球墨铸铁 风电主轴铸造生产能力。

⑤ 其他铸锻件：包括法兰、轮毂等部件，大型化趋势下，铸锻件环节的主要挑战在于产能，该环节扩产周期长、资本投入大，大尺寸部件需要相应更大规格的设备进行制造、加工。 以法兰为例，陆风 3MW 机型法兰直径 3-5 米，海风 8MW 级左右的机型法兰直径 6-9 米，锻件龙头恒润股份将法兰最大尺寸生产能力由 9MW 提升至 12MW。铸件龙头日月 股份 2020 年以来的扩产项目也以针对海上风电、大型化部件的铸造、精加工产能为主。

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