海风行业景气度高企，海上基础需求有望高增。
国内海风发展规模已跃居全球第一，沿海已有 9 省具有海上风电并网项目。根据 GWEC 的数 据，截至 2024 年底，我国海上风电累计装机规模达到 41.8GW，占到全球海风装机规模的 50%。 沿海 11 省市均有海风项目并网，其中广东（13.2GW，33%）、江苏（11.8GW，29%）、山东（3.9GW， 10%）、福建（3.8GW，10%）、浙江（3.4GW，8%）位列前五。
东部沿海省市用电需求大，陆风和光伏发展空间有限，发展海上风电是解决用电缺口，实现 碳中和的重要抓手。沿海各省市多为经济发达地区，用电量多，用电缺口较大。2024 年沿海 11 省市的用电量合计达到 4.99 万亿千瓦时，占全国总用电量的 51%，山东、广东、江苏、浙 江、河北与上海几个省市的电力缺口位居全国前列。长期以来，沿海负荷中心能源消费量大， 但煤、水等一次能源匮乏，依靠“西电东送”大战略支撑经济社会发展。从发展新能源的角 度来看，国内的陆上风电和光伏资源也大多集中在三北和西部地区，沿海省市的陆风和光伏 的资源禀赋并不算好，再加上土地资源紧张，因此陆风和光伏的发展空间有限，发展速度也 相对缓慢。因此，大力发展海上风电，对于加快推进本地能源安全，实现绿色转型都具有非 常重要的意义。
平价降本推进迅速，经济性持续提升。根据 IRENA 的数据，2010-2019 年，国内海风加权平 均 LCOE 从 1.33 元/kwh 降至 0.77 元/kwh，降幅为 42%，2023 年海风 LCOE 进一步降至 0.50 元/kwh，相比 19 年下降 36%，已接近前面 9 年时间的降幅，海风降本大幅提速。自 2022 年 起，新并网的海风项目不再享受国补，海风进入名义平价时代。根据 CWEA 在 23 年初发布的 报告《海上风电的发展空间与降本途径》，沿海地区的海风加权 LCOE 进一步降至 0.31-0.34 元/kwh，已低于沿海省市的标杆电价水平，大部分地区的海上风电实现了平价上网。CWEA 预 计随着风场开发建设规模化、风机大型化、输电线路以及风机基础不断优化，海上风电的成 本还能持续降低，预计 LCOE 到 2025 年还将下降 10%+，到 2030 年还将下降 20%+。经济性提 升将增加业主发展海上风电的积极性，推动海风装机需求快速释放。
国管海域开发提速，海上风电的发展空间打开。23 年 6 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》，首次开放国管海域的项目竞配，预选项目 15 个，容量 16GW，再从中遴选出 8GW 项目作为开展前期工作的示范项目。此外，沿海多个省份也相继启动了深 远海项目的前期工作招标。根据水规总院的数据统计，当前已经并网的海上风电项目全部位 于近海的省管海域，近海海域剩余技术可开发量已不足 100GW，而专属经济区及领海外其他 海域的深远海海域的理论可开发量有 4500GW，其中近中期具备经济开发价值的场址主要位于 离岸 150 公里内，技术可开发量达到 300GW。因此，随着各省国管海域的海上风电项目开发 逐渐提上日程，海上风电在“十五五”及以后的空间将进一步打开。
受能源危机、俄乌冲突影响，欧洲各国加速能源转型节奏，海风装机规划不断上调。2022 年 5 月，北欧四国(德国、丹麦、比利时和荷兰)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，波罗 的海沿岸八国（丹麦、德国、瑞典、波兰、芬兰、爱沙尼亚、拉脱维亚、立陶宛）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，为目前容量的 7 倍。2023 年 4 月，环北海九国（比利时、 丹麦、德国、法国、爱尔兰、卢森堡、荷兰、挪威和英国）在北海峰会发布《奥斯坦德宣言》， 明确环北海国家到 2030 年前海上风电装机容量达到 120GW，2050 年前达到 300GW 以上。 英、法等国的海风支持政策持续加码，欧洲海风高景气度可期。在 2024 年的第六轮差价合 约（CfD）拍卖前，英国政府将固定式海风项目的最高投标价格从 44 英镑/MWh 提升至 73 英 镑/MWh，漂浮式海风项目从 116 英镑/MWh 提升至 176 英镑/MWh，同时将海上风电的预算从 8 亿英镑提升至 11 亿英镑。24 年 5 月，法国推出 108.2 亿欧元的补贴计划，以支持年内进行 拍卖的 2.7GW 海风项目。 根据欧洲风能协会的统计，2024 年，欧洲海风新增装机 2.6GW，预计到 2030 年新增装机将达 到 11.8GW，25-30 年的 CAGR 高达 21%。
风电支撑基础包括塔筒和桩基，是风电系统重要的组成部分。陆风的支撑基础仅包括塔筒， 在项目建设成本中占比约 10%。海风支撑基础包括水上的风电塔筒和水下的桩基，价值量高 于陆风，江浙、闽粤地区的塔筒和基础在项目中的成本占比分别达到 29%/38%（含施工）。
风机大型化是海上风电降本的核心手段。风机大型化能够降低风电机组、塔筒以及基础等设 备的用量，还能提高发电量。对于塔筒而言，风机大型化的影响主要在于：1）塔筒需求套数 减少。比如同样是 100MW 风电场，单机容量从 2MW 上升至 2.5MW，塔筒需求数量则从 50 套减 少至 40 套。2）单套塔筒的重量会有所增加。随着单机容量的增大，为捕获更多的风能以及 保持更好的支撑稳定性，塔筒的高度、直径、壁厚等也会相应增加。这在一定程度上抵消了 部分大型化的摊薄效应，同时也对于塔筒产品的生产、运输和质量保障等方面有了更高的要 求。
海上风电朝着深远海发展的趋势十分明显。与近海相比，深远海域的限制性因素少，风能资 源丰富，海风开发的潜力更大。根据浮式风电技术龙头厂商 Principle Power 的统计，全球 有超过 80%的海风资源都分布在水深超过 40m 的海域。海上风电向深远海发展的趋势也相当 明显。以欧洲为例，根据 IRENA 的数据，2000 年，欧洲投运的海风项目的平均离岸距离约为 5km，平均深度为 7m；而到 2021 年，欧洲投运的海风项目的平均离岸距离已达到 23km，平均 深度达到 39m；2023 年，欧洲投运的大部分海风项目的离岸距离位于 65km-130km 之间，平均 深度在 18m-57m 之间。
海风桩基受益于深远海发展。水深是影响海工基础重量的重要影响因素，随着水深增加，海 工基础的重量会大幅增加。根据海力风电招股书的披露，适用于 0-24m 水深，单机容量 4MW 的单桩基础重量每台在 550-1000 吨之间。根据部分海风项目的海洋环境影响报告书的披露， 适用于 30-40m 水深，单机容量 5.5MW 的导管架基础重量能达到每台 2500 吨左右。当水深大 于 60m 时，漂浮式基础相比固定式基础更具经济性。从目前已规划和投产的漂浮式风电项目 来看，漂浮式基础的重量均超过固定式基础重量，比如阳江青洲四海上风电场项目适用于 16.6MW 漂浮式风机的半潜式基础总重达 8300 吨，已经投产的海油观澜号项目（离岸距离与 水深均突破百米，单机容量 7.25MW）的浮式基础重量达 4000 吨。因此，随着海上风电向深 远海域挺进，单桩基础将逐渐向导管架、漂浮式基础等产品迭代，海风桩基的基础用量需求 将显著提升。
塔筒&管桩市场空间测算：受益于海风需求的爆发，海风塔筒&桩基的市场需求有望快速增长。 全球海风装机：1）国内：我们采用 CWEA 所披露的吊装数据，在此基础上，我们根据存量项 目的进度梳理，预计 25-27 年国内海风新增装机为 13/18/23GW；2）海外：参考 GWEC 预测的 数据，预计 25-27 年海外海风新增装机为 6/11/13GW。 大型化：海风大型化仍旧是降本的核心手段，我们假设单机容量每年上升 2MW 单 GW 用量： 1）塔筒：随着单机容量的增加，单 GW 风电场的风机点位数会减少，相对应使 用的塔筒套数减少。但越大兆瓦数的风机，使用的塔筒重量也是增加的，因此大型化对于塔 筒用量的摊薄效应并不是无限的。根据我们统计的样本数据，我们假设单 GW 塔筒用量最多 被摊薄至 5 万吨。2）桩基：随着单机容量的增加，单 GW 风电场的风机点位数会减少，相对 应使用的桩基套数减少。深远海化趋势下，单套桩基的重量会逐步增加。假设能够抵消掉大 型化带来的摊薄效应，保持单 GW 20 万吨不变。 根据上述假设以及我们的测算，预计 2025 年全球海风塔筒&桩基的需求将达到 458 万吨，同 比增长 88%。到 2027 年，全球海风塔筒&桩基的需求将达到 881 万吨，25-27 年的 CAGR 高达 39%。其中国内海风塔筒&桩基的需求为 563 万吨， 25-27 年的 CAGR 为 34%，海外海风塔筒& 桩基的需求为 318 万吨，25-27 年的 CAGR 为 48%。
