1. 行情复盘：风电平价时代，行业具备成长性

风电国家补贴退坡，迈入平价时代。根据《国家发展改革委关于完善风电上网电价政 策的通知》，自 2021 年起，新核准的陆上风电项目全面实行平价，国家不再补贴； 海上风电项目自 2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。我国 陆风和海风分别在 2020 年和 2021 年国家补贴退坡，风电行业进入平价时代。

2023 年风电板块持续调整，随着海风推进节奏加快，风电板块有望迎来新增长。陆 风及海风抢装潮结束后，2021Q4 以来风电板块大幅回撤。受益风机招标持续高增和 原材料价格大幅下降，2022Q2 以来风电板块反弹。2023 年，由于海风装机不及预 期，风电板块持续调整。未来随着海风招标节奏的加快、深远海趋势打开未来成长空 间，风电板块有望迎来新增长。 2022 年 4 月以来风电板块估值拉升明显。2021 年原材料价格处于高位，随着原材 料价格的下降，2022 年 4 月以来风电零部件板块估值拉升，高于整体风电设备板块。

2. 陆风装机维持高景气，海风迎来边际拐点

2.1 我国风电装机规模持续增长

我国风电装机规模持续增长。根据 CWEA 的数据，2022 年国内风电新增吊装规模 49.83GW，同比下降 10.3%，其中陆风、海风分别新增装机 44.67/5.16GW。截至 2022 年底，我国风电累计装机容量超 3.9 亿千瓦，同比增长 14.1%；其中陆风/海风 累计装机容量分别为 3.6 亿千瓦/30.51GW。

风电并网规模低于吊装规模，奠定后续并网装机规模基础。根据国家能源局的数据， 2022 年国内风电新增并网装机 37.63GW，同比下滑 20.9%。风电并网规模低于吊 装规模，为后续的并网装机奠定基础。2023 年以来风电装机规模维持高增速。根据国家能源局的数据，2023 年 1-11 月国 内风电新增并网 41.39GW，同比增长 83.8%；单 11 月份新增并网装机 4.08GW，同 比增长 195.7%，行业呈现较高景气度。

2.2 陆风招标维持高景气，海风迎边际拐点

陆风招标维持高景气，海风短期招标推进节奏放缓。2021-2023 年前三季度陆风招 标量分别为 51.37/83.83/55.6GW，陆风招标维持高景气。2021-2023 年前三季度国 内海风招标量分别为 2.79/14.7/6.1GW，海风招标推进节奏放缓，主要系：1）海风 建设涉及环节较多，需要经过海洋、发改委、能源局等多政府部门审批，时间周期长， 过去积累的项目在抢装潮基本实施完毕，新项目青黄不接；2）此前江苏、福建、广 东等地部分海风项目受政策、军事、航道等非经济性因素影响，审批有所停滞。

近期各地海风项目陆续启动，海风迎来边际拐点。2023 年三季度以来，江苏和广东 两个海风建设大省的海风项目进展明显，其余海南、广西、福建、浙江、山东等省份亦在积极推进海风发展。2022 年至今的行业问题已经逐步清晰，目前自然资源部也 正在组织出台深远海风电的用海办法，预计多部门联合签批后发布。当前海风已核准 项目容量较大，短期问题解决后，伴随国内政策的进一步理顺，海风起量在即，奠定 后续放量加速的基础。

2.3 产业链各环节业绩分化，头部企业优势显著

产业链各环节收入分化，塔筒/管桩环节整体表现优异。整体来看，塔筒/管桩环节表 现优异，2023 年前三季度天顺风能、泰胜风能的营收增速分别为 69%、40%。整机 等其余环节内部收入存在分化，但头部企业仍具备一定的成长韧性，包括整机环节三 一重能（YOY+18%）、金风科技（YOY+12%），海缆环节起帆电缆（YOY+16%）、 中天科技（YOY+12%），零部件环节振江股份（YOY+36%）。

塔筒/管桩、海缆、零部件等环节中的头部企业具备较强的盈利能力，整机环节盈利 能力偏弱。伴随风机价格和上游原材料价格的逐步下行，产业链利润逐步向塔筒/管 桩、海缆、零部件等环节集中，其中的头部企业凭借成本和技术优势实现较强的盈利 能力，包括塔筒/管桩环节天顺风能（YOY+87%）、泰胜风能（YOY+42%），海缆环 节起帆电缆（ YOY+32%）、亨通光电（YOY+27%），零部件环节 振江股份 （YOY+111%）、日月股份（YOY+107%）。

2.4 风机价格企稳+原材料价格回落，产业链盈利能力有望修复

风机价格逐步企稳。全市场风电整机商风电机组投标均价已从 2022 年 1 月的 2070 元/kw 回落至 2023 年 9 月的 1553 元/千瓦，2023 年以来风机均价维持稳定的态势。原材料价格回落，产业链盈利能力有望修复。钢铁是风电产业的主要原材料，中厚板 的价格已从 2021 年的高点回落，2022 年 10 月-2023 年 3 月期间中厚板价格存在上涨，后续其价格持续回落。我们认为风电主要原材料价格的回落有助于修复产业链内 企业的盈利能力。

3. 政策保驾护航，陆风稳健发展

3.1 我国陆风资源丰富，开发潜力巨大

陆风资源丰富，开发潜力巨大。根据《中国风电发展路线图 2050》，如果考虑 3 级及 以上的风功率密度条件的地区可供开发，则全国陆上可供风能资源技术开发量为 20- 34 亿千瓦。根据 CWEA 的数据，截至 2022 年底我国陆风累计装机容量达 3.6 亿千瓦，已开发资源占比较低，陆风资源仍存在巨大的开发潜力。

3.2 风光大基地政策出台，保障陆风持续发展

十四五将建成九大大型清洁能源基地。“十四五”规划提出构建现代能源体系，要加 快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快 发展东中部分布式能源，有序发展海上风电。根据国家规划，“十四五”期间我国将 建成九大集风光水火储于一体的大型清洁能源基地，新能源合计装机规模达 6.648 亿 千瓦，以及以三北沙漠、戈壁、荒漠等地区为重点的大型风光基地 2.0 亿千瓦。据不 完全统计，已下发 4.7 亿千瓦指标。

风光大基地加速推进。第一批 97.05GW 大型风光基地已全部开工，项目陆续落地； 第二批基地项目部分已开工且也有落地项目，第三批基地项目清单各地区开始陆续 发布，青海、内蒙古和甘肃三省累计规模达 47.78GW，其中包含风电 20.55GW。政策松绑，鼓励分散式风电发展。2023 年 3 月国家能源局在《关于组织开展农村能 源革命试点县建设的通知》中提出简化核准（备案）手续，鼓励地方结合实际情况依 法利用存量集体土地通过作价入股、收益共享等机制，引导分散式风电发展。2023 年 10 月国家能源局在《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理的通 知》中明确将分散式风电项目纳入许可豁免范围，不要求其取得电力业务许可证，政 策为分散式风电进一步松绑。

我国分散式风电装机规模快速增长。2021 年，中国分散式风电新增装机 8.03GW， 同比增长 702%；截至 2021 年年底累计装机容量接近 10GW，同比增长 415%。

“以大代小”助力提高风电场的发电效率、降低成本。“以大代小”改造是指对运营 较久的风电场，整体或局部拆除老旧风电机组后，以容量更大的风电机组取代原来的 老旧机组，以提高风电场的发电效率和经济效益。 政策为老旧风电改造保驾护航。2023 年 6 月，国家能源局印发《风电场改造升级和 退役管理办法》，鼓励并网运行超过 15 年或单台机组容量小于 1.5 兆瓦的风电场开展改造升级。《办法》的正式出台将加速推进老旧风机的改造。 “以大改小”有望助力存量资源释放潜力。据国家发改委能源研究所测算，“十四五” 期间，我国运行超 15 年的 1.5 兆瓦容量以下机组的改造置换需求超过 18GW，市场 规模预期达 630 亿元。

4. 海风加速发展，深远海趋势打开成长空间

4.1 海风经济性逐渐凸显，我国海风度电成本降幅显著

全球海上风电建造成本和度电成本逐步下降。根据 IRENA，全球海风平均建设成本 由 2010 年的 5217 美元/kW 降至 2022 年的 3461 美元/kW，降幅 33.66%；全球海 风平均度电成本由 2010 年的 0.197 美元/kWh 降至 2022 年的 0.081 美元/kWh，降 幅 58.88%。

我国海风建设成本和度电成本降幅显著。分地区来看，2010-2022 年中国海风加权 平均建设成本从 4962 美元/kW 降至 2811 美元/kW，降幅达 43%，低于亚洲平均建 设水平。2010-2022 年中国海风平均度电成本从 0.189 美元/kWh 降至 0.077 美元 /kWh，降幅达 59%，低于亚洲平均 LCOE。其他国家中，2022 年丹麦的 LCOE 为 0.043 美元/kWh，为全球最低水平，2010-2022 年下降幅度为 62%。

国内海风已基本实现平价上网，度电成本有望持续下降。根据 CWEA 统计，当前中 国海上风电项目的平均度电成本已经下降到 0.33 元/kWh 左右。在水深小于 35m， 登陆距离小于 70km 的浅、近海风电场，只要基础不需嵌岩，已基本能够实现平价上 网。随着海上风电降本增效的不断推进，根据 CWEA 的预测，从 2022 年底到 2030 年中国海上风电度电成本将整体降低 19-23%，预计 2030 年海风度电成本将降低到 0.25 元/kWh 左右。

4.2 十四五规划助力，海风迎高速发展机遇

国内多地出台省补政策，刺激海风装机。为保障海上风电平稳向平价上网过渡，多地 出台省补政策。截至 2022 年末，已有广东、山东、浙江、上海出台海上风电补贴政 策。推进海域立体分层设权，精细化管理海域资源。2023 年 11 月，自然资源部出台《关 于推进海域立体设权工作的通知》，明确可以立体分层设权的用海活动。该通知的出 海有望积极推进海风建设用海权的确定，提高海域资源的利用率，并推动海上风电的 开发建设。

沿海省市积极规划，推动海风装机。各地在十四五发展规划或产业发展规划中推出相 关鼓励海上风电发展的政策。根据 CWEA 统计，各省海上风电新增装机总规模约 50GW，预计到 2025 年累计装机并网容量将达到 60GW。

4.3 风机大型化助力降本增效，发展趋势明晰

风机大型化助力降本增效，发展趋势明晰。风机大型化是风电降本增效的重要途径解 决方案之一。大兆瓦机型的运用，可使海上风电场减少机组台数，显著降低运输、安 装、电缆连接等前期配套成本以及后期运维管理成本，同时还有助于风电场平均风速， 提升风电场的经济性。据罗兰贝格对某风场的测算，6MW 机型替换 3MW 机型可使 平准化度电成本下降约 17%。2022 年我国新增陆风/海风的平均单机容量分别达到 4.3/7.4MW，较 2020 年分别提升 1.7/2.5pct。

我国风机大型化技术不断取得突破，头部整机商陆续推出大兆瓦风机。近期举办的 2023 年北京国际风能大会暨展览会商，共有 12 家头部整机企业带来 45 款新产品。 其中金风科技发布 14 款新品，覆盖陆风/海风及各风速区域。三一重能发布目前全球 叶轮直径最大的陆上风电机组 SI-270160 机型；明阳智能发布 MySE22MW+产品平 台，是全球最大单机功率、最大风轮直径海上风电机组。

4.4 海风离岸距离提升，柔性直流起量

我国具有广阔的深远海风能资源。伴随近海风能资源的开发逐渐饱和，风电场资源紧 张，深远海具有风力更大、风速更佳的优点，资源优质。根据《加速中国漂浮式风电 发展——如何通过英中战略合作来克服关键技术和供应链瓶颈》，考虑海岸 150km 范 围内的区域，我国的深远海风电的理论开发量达 600GW，其中 50-80m 水深的开发 量为 370GW，80m 以上水深的开发量为 230GW，深远海具有广阔的风能开发资源。 海上风电开发走向深远海，水深和离岸距离提升。根据 IRENA 的数据统计，2000- 2022 年中国和欧洲海上风电的平均离岸距离和水深均呈现提升趋势；我国海上风电 开发的离岸距离不足 80km，水深不足 50m，相较于欧洲的深远海开发进程还存在提 升空间。

柔性直流技术是远海岸风电送出的重要技术路径。柔性直流输电是基于电压源换流 器（VSC）的高压直流输电（HVDC）。作为一种新型的直流输电技术，柔性直流输 电技术能够独立调控有功、无功功率，可为风电场提供同步交流电源，具有较强的故 障穿越能力，可以作为大规模、远距离海上风电场接入陆上电网的方式。

柔性直流输电方案在远距离输电的场景下更具备经济性。交流输电的投资成本包括 海缆成本、升压站、无功补偿装置等，其交流海缆为三芯结构。直流输电的投资成本 包括海缆成本和换流站投资，换流站的初始一次性投资较高，但单芯直流电缆的投资较低，更适合于大容量远海岸的风电送出。根据《海上风电场输电方式研究》的测算， 容量 400MW 及以上的海上风电集外送，交直流输电方案对应的造价曲线交叉点对 应的输送距离为 60-70km 左右。输电距离 70km 以内时，建议采用交流输电方案； 输电距离超过 70km，应结合实际情况论证采用柔性直流输电方案。

海外已投运多个远距离海上风电柔性直流输电项目。从国外已并网和在建海上风电 的项目经验来看，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。国外海上风电柔性直流输电应用主要在德国北海地区 的海上风电集群 BorWin、DolWin、HelWin、SylWin，这些项目的直流电压等级以± 320kV 为主。

海上风电柔性直流工程系统容量呈现提升趋势。2021 年 12 月投运的江苏如东海上 柔性直流工程是亚洲首个海上风电直流送出工程，电压等级±400kV、输送容量 1100MW，均创造世界之最。当前在建的阳江青洲五、七期海上风电柔性直流送出工 程和 Balwin1/2/3 工程输送容量达到 2000MW，电压等级分别为±500kV 和±525kV， 系统容量呈现提升的趋势。

4.5 海风迈向深远海，漂浮式具备长期发展潜力

4.5.1 漂浮式风电是深远海开发的主要技术

海上风电基础以应用单桩基础产品为主，并逐步向导管架发展。选择海风基础主要 考虑海床条件和水深的因素。单桩产品安装工艺简单、成本较低，更适用于 0-30 米水深且海床浅层土体良好的海域。当前海上风电的开发主要集中于近海区域，多以单 桩式风电产品为主。导管架基础包括导管架基础结构和基础桩两部分，具有重量小、 强度高、受海流作用小以及水深适应性强的特点，在水深 30 米以上的海域经济性更 高。随着我国海上风电开发向深远海推进，导管架的适应性有望逐步提升。 飘浮式风电是深海风电开发的主要技术。海上风电的水深超过 50m 时，桩基、导管 架因长度限制无法实现支撑功能，主要应用飘浮式风电技术，通过浮箱为海上风电机 组提供支撑力，通过锚绳或缆绳将塔筒与海底相连。

4.5.2 漂浮式风机平台的主要构成

漂浮式包括立柱式、半潜式、张力腿式、驳船式四种机型。浮式平台基础主要考虑水 深适应性、运动性能适应性、技术成熟度、建造复杂度等因素。1）水深适应性：水 深是基础型式选择的最重要因素之一。驳船式、半潜式分别具有>30、>40m 以上的 水深适应能力，是现阶段我国海域最具潜力的两种型式。2）运动性能适应性：漂浮 式风电平台对平面外的运动要求较高，张力腿式基础平面外运动幅值小，是现阶段较 优的基础型式，但其稳性取决于系泊系统筋腱状态。3）建造复杂度：张力腿式和立 柱式基础结构简单，建造工艺易于实现。驳船式和半潜式基础结构尺寸大，结构相对 复杂，建造难度高。4）运输安装难度：驳船式和半潜式运输安装难度较低。张力腿 式基础在无张力腿连接时不具有自稳性，需定制化的施工船舶才能保证运输安全，安 装难度大。立柱式机组的安装需在外海完成，受环境条件影响明显，运输安装难度仅 次于张力腿式。

漂浮式风机通过系泊系统进行位置和运动的约束。系泊系统主要通过系泊材料的变 形或悬空重量改变来提供约束张力，常见的系泊形式包括悬链线式系泊、伞型张紧式 系泊、垂向张力腿系泊。立柱式、半潜式和驳船式风机通常采用悬链线式系泊，系泊线通常为钢链结构，制造成本低、工序简单、强度高，运用广泛；系泊系统的重量随 水深增加而急剧加大，深水系泊系统为降低重量通常采用伞型张紧式系泊，系泊线为 钢缆或者其他复合材料，同等断裂强度下，钢缆的重量仅为锚链的 20%，但成本较 高。张力腿式浮式风机常采用垂向张力腿系泊，系泊线常采用合成材料，包括尼龙（聚 酰胺）、聚酯、聚丙烯和聚乙烯等。

浮体的系泊线通过锚固装置与海床进行连接。锚固装置可划分为抓力锚、重力锚、桩 锚、吸力锚四种。抓力锚使用最广泛，其部分或全部嵌入海底，主要靠锚的前部结构 与土壤的摩擦力来抵抗外力，能承受较大的水平力。吸力锚可靠性高，具有较好的环 境适应性。重力锚主要通过压载重量来抵抗锚链的垂向张力，使用范围受限制。桩锚 通过向海床打入桩基，通过桩基与土壤之间的作用力来提供锚链的水平张力和垂向 张力，但在深水区域施工费用较高。为了改善系泊线的动力性能，有时增设块重和浮 力器件进行调节。

漂浮式风电采用动态电缆技术。漂浮式风机由于支撑平台运动具有一定范围，电缆近 端需采用动态海缆技术，并利用浮力单元将海缆悬挂，呈现“S”形态，以使得海缆 在一定的摆动范围内可随平台运动，起到缓冲的作用。动态海缆跟随浮体运动的过程 中，会受到相对运动的海流作用，因此承受较大的弯矩、剪切和扭矩的综合作用，受 力特性复杂。 附件开发是海缆系统开发的关键环节。动态海缆系统存在多个附件，主要包括连接动 态海缆与浮式风机的锚固装置、防弯器、分布式浮力块，以及动态海缆和静态海缆的 连接器。防弯器一般用于动态海缆顶端与风机的连接处，进行刚度过渡，缓解曲率， 降低弯曲应力，减少疲劳荷载，避免电缆过度弯曲。分布浮力块（浮体单元）用以保 持动态海缆线型，建立懒波，从而降低顶部张力，缓解沿程曲率。

飘浮式风电技术具备较大的降本空间。浮式风电场的费用结构中，风机设备、平台基 础费用、配套电器设备成本和安装施工费用的占比分别为 41%/22%/13%/13%，建 设成本高昂。漂浮式风电尚处于商业化的前期，其费用有待风机、浮式平台的设计优 化，施工安装方法的创新和制造流程标准化而进一步降低。

4.5.3 海内外积极开发，漂浮式风电具备长期发展潜力

各国政府积极规划，漂浮式风电具备长期发展潜力。根据 Renewable UK 的统计， 各国政府共计规划 244GW 的漂浮式风电的装机项目。根据 GWEC，全球漂浮式新 增装机有望从 2022 年的 66.4MW 增至 2032 年的 8.2GW，CAGR 达 62%。

我国积极推进飘浮式海上风电的开发。我国《“十四五”可再生能源发展规划》已明 确提出，力争“十四五”期间开工建设中国首个漂浮式商业化海上风电项目，并在资 源和建设条件好的区域启动一批百万千瓦级深远海海上风电示范工程。结合我国的 飘浮式海上风电技术的发展趋势和政策现状，“十四五”期间国内将出现更多的大容 量、多种基础形式的样机工程和示范项目；“十五五”期间多机组小批量浮式风场将 建成投产，实现预商业化。

5. 海外需求旺盛，风电出海迎来机遇

5.1 海外风电市场规模持续扩张，海风强势发展

全球风电装机量稳健增长，海风强势发展。全球风电累计装机量由 2012 年的 283GW 增长至 2022 年的 906GW，CAGR 为 12%。近年来全球海风市场发展强势，2021 全球海风新增装机 21.1GW，同比增长 206%；2022 年全球海风新增装机 8.8GW， 同比下滑 58%，但装机量仍属于历年来高位。

全球加快海风发展布局规划。欧盟/美国分别规划，2030 年海上风电装机量分别达到 ≥60GW、30GW。德国政府要求到 2030 年，海上风电总装机至少达到 30GW。英 国政府发布《能源安全战略》，将 2030 年海上风电装机容量目标提高到 50GW，其 中还包括 5GW 的海上飘浮式风电。美国提高了对海上风电部署的战略关注度，计划 到 2030 年部署 30GW、到 2050 年达到 110GW 的海上风电装机容量。日本政府发 布新的能源政策草案，计划到 2030 年，可再生能源占比达到 36%-38%，其中 2030 年海上风电目标累计装机容量 10GW。韩国政府计划扩大海上风电，在 2030 年装机 容量预计增至 12GW。

未来五年全球陆风装机预计稳步增长，海风装机有望快速扩张。陆风方面，根据 GWEC 的分析，预计 2027 年全球陆风新增装机 122GW，2023-2027 年复合增长率 5.9%。海风方面，预计 2027 年全球海风新增装机将达 35.5GW，2023-2027 年期间 全球海上风电装机容量将接近 130GW，五年复合增长率 14.5%。分区域来看，在亚 洲，中国仍将是未来五年中海上风电最大的市场；在欧洲，受低碳转型和能源安全的 强烈需求影响，海上风电将继续快速增长，东欧国家也将在 2024 年安装新项目。在 美国，在拜登政府的支持下，2023 年将启用第一批公用事业规模的海上风电项目（超 过 800MW），之后预计将建造 GW 规模的海上风电项目。

5.2 国产风电企业出海迎来机遇

5.2.1 中国风机产能在全球占据主导供应地位，整机厂商加速出海

中国风机产能在全球市场占据主要地位，欧美地区风机产能紧张。1）陆风：根据 GWEC，2023 年中国陆风年产能为 82GW，是全球最大的陆上风机生产基地。欧洲、 北美、印度和拉丁美洲的陆风产能分别为 21.6/13.65/11.5/6.15GW。从供需情况来 看，中国、印度和拉丁美洲地区的陆风风机产能充沛，欧洲和北美地区预计 2026 年 起陆风产能供应可能不足；2）海风：海上风机产能分布集中，2023 年中国、欧洲海 风风机产能分别为 16/9.5GW，是全球主要的海上风机生产基地。从供需情况来看， 北美海风风机自 2025 年起、欧洲从 2026 年起产能供应将偏紧，依赖风机进口。

国产风机制造商装机容量全球领先。根据彭博新能源的数据，2022 年金风科技、远 景能源分别以 12.7/8.3GW 的新增装机量位列全球十大风电整机厂商排名中的第一、 第四位，前十排名中国产风机制造商占据六席。 2022 年国内风电机组出口 2.3GW。2022 年中国向海外市场出口风电机组 610 台， 容量 2.3GW，同比下降 30%，其中陆上风电机组出口 570 台，容量为 2.1GW；海 上风电机组出口 40 台，容量为 165MW。截至 2022 年底，中国累计出口风电机组 4224 台，累计出口容量超 10GW，其中陆上风电机组累计出口 4112 台，容量为 11.4GW；海上风电机组累计出口 112 台，容量为 0.5GW。

金风科技和远景能源出口规模国内领先。2022 年有 6 家整机制造企业分别向 21 个 国家出口了风电机组。其中明阳智能全部出口海上风电机组；远景能源出口机组 337 台/1153MW；金风科技出口 13 个国家，共计出口 148 台机组/611.8MW。截至 2022 年底，金风科技累计出口规模超过 5GW，占全国风电机组累计出口容量的 47%；远 景能源累计出口容量 2.9GW，占比 24.6%。西门子风机事故催化，国产风机出口迎来机遇。2023 年 7 月，巴西 Santo Agostinho 风电场发生一起风机叶片断裂事故，事故机型为西门子歌美飒 5.X 系列 6.2MW 陆上 风机，风机质量问题可能会给集团带来高额损失。海外风机巨头的质量问题有望为国 产风机的出口带来机遇，叠加海外风机供应偏紧的因素，国产风机有望进一步打开海 外市场空间。

5.2.2 欧洲本土产能供应紧张，国产塔筒/管桩企业积极布局

欧洲本土桩基产能供不应求。欧洲海上风电主要采用单桩，而欧洲主要桩基供应商 SIF、EEW、Bladt、Steel wind 年产能之和不足 600 根，且新建产能周期较长，本 土产能补充速度远低于增长的需求。同时欧洲海上风电的升级速度快，并向中远海发 展趋势明显，要求单桩的筒径加大、筒壁加厚、高度增加，而欧洲的本土单桩产品 50% 的直径在 11m 以下，无法满足风机大型化带来的大直径大吨重的产品要求。 反倾销税率减免，国内企业在海外市场的竞争力提升。国内企业积极参与各国家或 地区的反倾销、反补贴应诉。大金重工在欧盟具有国内同类企业的最低反倾销税率， 在澳大利亚的反倾销税率仅为 1.2%，泰胜风能在澳大利亚的反倾销税率低至 0%。

国内企业积极布局出海业务，大金重工和泰胜风能进度领先。1）大金重工：率先实 现风电海工产品出口到欧洲，是除欧洲本土外唯一一家能够提供超大型单桩的供应 商。2022 年以来大金重工承接多项出口订单，2023 年 5 月公司斩获德国海风项目 5.47 亿欧元的海风单桩订单，12 月该订单金额上调至 6.26 亿欧元，是公司已签署供货合同中总金额最大的海外海工订单。业绩方面，2023H1 公司海外收入占比达到 44.18%，毛利率达到 27.14%；产能方面，大金重工拥有蓬莱基地在内的五大海工基 地，同时积极布局欧洲、东南亚、美洲等海外基地，拓展海外市场。2）天顺风能： 德国海工规划产能 50 万吨，目前处于建设过程中。3）泰胜风能：2023H1 公司海外 收入占比达 38.90%，出口毛利率达到 27.08%。产能方面，公司已于 2023 年年中投 产扬州基地，设计产能 25 万吨，主要布局出口业务。

5.2.3 受益海外需求，国内海缆企业积极打开海外市场

国内海缆企业持续斩获海外订单。2023 年以来东方电缆和中天科技相继中标海外订 单，东方电缆中标 Baltica 2 海上风电项目 66kV 海缆及配套附件，中标金额 3.5 亿 元。中天科技中标 Baltica 2 海上风电项目（B 包）项目，中标金额 12.09 亿元。 Baltica 2 海上风电场总容量高达 1.5GW，位于波罗的海波兰海域，将是该国迄今为 止最大的可再生能源项目。

 

编辑：520中国