（报告出品方/分析师：安信证券 郭倩倩 胡洋）

在能源革命的大背景下，市场开始关注是什么原因致使大型化趋势加速演进，未来风机功率升级节奏将会如何，大型化又是怎样影响风电设备产值的，本文将一一对上述核心问题做出解答。

1. 风机大型化加速推进，核心目的降本

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。

根据《大型风电项目平准化成本模型研究》，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%，根据下图可知，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，根据NREL对美国市场风电LCOE的测算，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。（报告来源：远瞻智库）

2. 三重因素驱动下，大型化降本诉求不断增

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，在竞争配置的政策导向下，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。根据《中国风能太阳能资源的技术可开发量评估》，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，根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》一文，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。

根据CWEA数据，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。

3. 对标海外：海外市场大型化发展相对超前

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，根据中国能源研究会和GWEC数据，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，根据IRENA数据，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。

根据GWEC，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AB段95台13MW风机），已进入商业化部署阶段。（报告来源：远瞻智库）

4.大型化未来趋势：大型化未来在海上，无惧“产值通缩”

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。

根据GWEC预测，未来五年（2022-2026）全球风电新增557GW，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。GWEC指出，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390GW，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42MW，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。

测算核心假设如下：

（1）新增装机规模：综合估计，2022年，新增规模将在55GW以上，保持正增长；2023-2025年，年新增装机保持增长趋势，达到70-80GW水平。具体来看：

陆风以大基地为主，伴随外送通道建设的完善，年均新增装机有望稳定增长。十四五规划指引下，根据发改委数据，第一批大基地约97GW，开工率已近80%，第二批沙漠、戈壁、荒漠大基地规划455GW，根据发改委、能源局印发的规划方案，其中200GW计划在十四五期间开工，同时配套风光大基地的外送通道“三交九直”特高压项目陆续进入可研阶段，未来大基地逐步罗杜有望贡献陆风装机增长动力。

根据风电政策专家交流，从当前核准开工的规模来看，2022年陆风新增装机有望达到50GW，且2023-2025年有望保持稳定增长，我们假设增速为6%，2025年新增装机达到60GW。

海风资源开发储量、项目储备丰富，2022-2025年合计新增规模有望超过40GW。根据风电政策专家交流，考虑到当前海风建设成本仍相对较高，2022-2025年，各沿海地区获得的装机指标超过40GW，预计各年新增分别约为6、10、13、17GW，保持较快增长趋势。

（2）平均新增单机容量：根据CWEA，2021年海、陆风新增单机容量分别为5.6、3.1MW，分别同比提升19.2%、14.3%。

未来大型化发展节奏从两个方面考虑：

招标机型：随着2021-2022年陆风招标机型由4.X向5.XMW以上升级，海风招标机型由7-8MW向10MW以上发展，考虑到招标到吊装的交付周期，陆风通常在1年以内，海风则在1年以上。

整机厂新产品发布：2021年，整机厂陆续推出陆风6.XMW、海风10-16MW新产品，从样机到批量预计需要2年时间。综合以上，假设到2025年，陆风8MW机型批量出货，海风13-16MW机型实现批量，陆、海风单机功率提升的复合增速分别约为27%、28%，对应2022-2025年平均单机容量，陆风分别为4.5、6、7、8MW，海风分别为7.2、9.2、11.7、15MW。

（3）对应单kW风机价格：

陆风方面：根据国电投2022年第一批风电机组规模化采购（共分24个标段合计3.9GW）开标情况，统计其中9个标段要求风机功率在4MW以上或4-5MW之间，平均报价约1900元/kW；统计其中6个标段要求风机功率在6MW以上或5-6.5MW之间，平均报价约1700元/kW。由于陆风还未出现7-8MW风机招标，我们假设平均报价分别低至1500、1400元/kW。

海风方面：根据浙能台州1号海上风电场项目招标情况，7-9MW风机报价范围在3500-4500元/kW之间；根据华能汕头勒门（二）海上风电场项目，11MW风机报价在4600元/kW左右，我们认为新机型推出初期价格偏高，预计2024-2025年批量出货阶段，11MW风机报价约3000元/kW，13-15MW风机约2500元/kW。

5.中国风电制造商如何把握大型化发展机遇？

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。根据GWEC《全球风电供应侧报告》，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.X6.XMW时代；

从海风大型化进度来看，根据IRENA和CWEA数据，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。

6.报告总结

中国风电产业在整机制造环节加速缩小与海外大MW机型代际差距，供应链积极布局产品研发，同时扩张大型化部件产能，大型化趋势下供应链格局优化、海风装机放量受益标的：

①新强联（核心客户明阳智能海风市场份额高，未来海风大MW轴承有望快速实现批量，进一步优化业务结构）、

②中际联合（多元化布局趁海风放量进入收获期，海风配套产品价值量更高）、

③天顺风能（海工基地有望于2022年底投产，伴随海风装机放量注入收入增长弹性）、

④大金重工（蓬莱基地产能充足，拥有码头稀缺资源，海风供给优势明显）、

⑤海力风电（专注于海风塔筒、桩基生产）、

⑥日月股份（具备大MW海风逐渐产品产能优势，配套精加工一站式交付能力强）、

⑦恒润股份（大MW海风法兰供给能力强，风电轴承产品2023年有望实现批量出货）、

⑧明阳智能（率先推出全球最大海风16MW级样机，有望引领国内市场海风大型化降本）、

⑨金风科技（风电整机制造龙头，海风技术储备充足）、

⑩电气风电（2021年海风新增市场份额第一）等。

7.风险提示

外送通道建设进度滞后影响风光大基地落地；海风降本不及预期影响实际吊装规模；新机型样机验证不及预期，拖累大型化发展节奏；招标项目样本有限或导致平均单机容量、平均招标价格误差；整机厂竞争加剧价格快速下滑；风机产值测算不及预期。

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