2024年风电行业2025年年度策略报告：陆海风需求共振，看好长期成长性

PART 1 需求：25年陆海风需求共振，看好海风成长空间

国内陆海风行业情况回顾

陆风：24年1-11月国内陆风招标100GW，同比增长70%，陆风招标景气度高；陆风（含塔筒）均价维持在1800~1900元 /kW，个别项目因使用10MW+大风机导致中标价仅1000~1100元/kW，其余中标结果看陆风中标价基本企稳。 海风：24年1-11月国内海风招标9GW，达到去年全年招标体量，但招标总容量仍低于预期，其中1、2、8等月份0招标，9 月30日中广核启动广东海风项目招标后预计节奏有望重启。海风中标价（含塔筒）仍维持在3300~3500元/kW。

25年陆海风需求共振，看好海风成长空间

预计24~25年我国风电新增并网量分别达到85、110GW：2020、2021年陆风、海风分别完成抢装后，21、 22年我国风电新增并网量较低，分别装机48、38GW；随后陆海风快速实现平价，风电装机起量。2023年 我国风电累计并网量441GW，同比增长21%；新增并网量76GW，同比增长102%。24年1-10月风电新增 装机45.8GW，同增22.8%；我们预计24~25年陆风将实现平稳增长，海风进入高增阶段，总并网量分 别达到85、110GW。

预计24~25年我国海风新增并网量分别达到7~8、13~15GW：2021年海风抢装当年实现16.9GW装机量， 随后进入平价阶段，沿海各省逐步重视海风发展，纷纷推出海上风电装机规划。2022~2023年受单30、广 东、江苏等标志性事件的限制，行业装机受限。我们判断24年起各限制性因素将逐步解决，24、25年 海风装机量7~8、13~15GW，同比增长25%、100%。

25年海风装机确定性增强： 1）存量项目：24年遗留存量项目合计18GW（含江苏、广东青洲帆石项目），预计24年交付7GW出头， 遗留至25年剩余11GW，在25年贡献较大装机体量； 2）新项目：新项目包括广东、浙江“十四五”规划中新释放的场址，容量分别为8、8.5GW；其中广东新 项目已启动2.8GW机组招标，招标节奏重启后，预计25年装机确定性较高。

江苏项目开工继续推迟：受审批问题影响，江苏项目合计2.65GW开工进展持续推迟，目前已基本解决， 进入拐点阶段，预计三峡大丰800MW、国信大丰850MW项目于24年12月底启动开工，射阳项目于 25Q1启动开工，项目解决方向已明确，为25年贡献足额装机量。

广东航道问题解决在即，为25年贡献足额装机量：航道审批问题困扰广东青洲五六七、帆石一二项目合 计5GW，其中青洲六项目单独开工将于2024年投产；4月起青洲五七、帆石一二项目陆续有审批进展， 6月18日帆石二项目公示用海变更，7月25日阳江市发改委发布《青洲五六七项目通航安全保障实施方案》 购买服务的公告，均代表航道问题解决在即；9月帆石一项目启动海缆招标，解决置信度继续增强。我们判 断，青洲五七、帆石一二项目有望于24年底或25年初开工，25年底并网，为25年贡献足额装机量。

2022年俄乌战争爆发后，欧洲电力系统脆弱性和长期不平衡性矛盾凸显，欧洲沿海区域风能资源丰富，风能 质量高，并且海上风电不受土地资源限制，靠近负荷中心，送电距离短，是优秀的新能源装机方式之一，提 出或上调海上风电装机长期规划；按各国政府计划，以2030年作为时间节点，按照各国目标加总，2030年 累计海上风电装机量达到150GW+，2024~2030年年均装机量16.5GW，其中主要贡献国是英国、德国、 荷兰、丹麦，占比分别为30%、19%、15%、9%。

欧洲海风项目流程一般为：欧洲海风项目从拍卖竞标到最终投产并网需5~7年时间，期间包括拍卖竞标、环评/数据测量、 融资/产业链招标、项目开建、吊装并网等。其中，最终投资决策位于关键一环，可视为影响后续海风装机是否能开展的 决定性因素。 2022年受多重不利因素影响（高利率、供应链短缺等），欧洲海风项目融资规模创新低，仅0.1GW、4亿欧元；2023 年FID规模13GW、300亿欧元创历史新高；2024年预计将继续提升至13GW； 参考历史数据，海风FID（最终投资决策）到并网大约需2~3年时间，FID低迷情况对应2023~2024年海风装机相对低 迷，预计2025年开始起量。

海风成本具备竞争力：根据BENF数据，2023下半年英国、德国海风度电成本分别为114、95USD/MWh（美元汇率按 照24年12月中间价7.2计算，约合0.82、0.68人民币/kWh），同期燃气轮机的度电成本为144、149USD/MWh， BNEF预计2025年海风度电成本有望下降10%以上。 多数国家已接近平价：根据IRENA（国际可再生能源机构，数据更权威）数据，2022年英国、德国、荷兰海风度电成本 约0.064、0.078、0.058USD/kWh，已几乎接近平价，海风装机具备经济性。

PART 2 海缆：电压等级逐步提升，龙头格局继续强化

PART 2 海缆：电压等级逐步提升，龙头格局继续强化

随着平均离岸距离增加以及超高压占比提升，十五五期间海缆增速有望维持较高增速。伴随着离岸距离提升，超高压交流、柔 直海缆的输电能力更强、造价成本更低，将是未来趋势；其中柔直海缆造价相对较低，市场担忧其渗透率快速提升将削弱海缆 市场规模。我们假设超高压、柔直海缆渗透率逐步提升，2030年渗透率分别达到43%、21%；根据测算，预计2024、2025年 海缆市场规模73、159亿元，同比增长10%、118%；2030年海缆市场规模达到336亿元，2025~2030年年均复合增速16%， 与海风装机复合增速基本一致。

行业产能扩张，供需相对平衡。头部企业（东方电缆、中天科技、亨通光电）于广东、山东、江苏等地进行产能扩张 ，至25年有效产能分别达80、85、55亿元；二线企业中扩产相对激进的仅起帆电缆（湖北&福建）；从行业供需来 看，一线总产能220亿与市场需求159亿对比相对紧平衡，头部企业属地优势明显，预计仍将占据较高份额。 高端产品市场，头部竞争格局稳定。目前只有头部三家具备超高压业绩，汉缆、起帆、宝胜等二线海缆企业处在型式 认证阶段，从认证-开拓市场-具备批量生产能力需要3-5年时间，因此，我们认为十五五期间高端产品市场格局将保 持相对稳定。

一线海缆企业毛利率维持稳定：一线企业东缆、中天、亨通毛利率维持相对稳定，其中东缆毛利率波动较小，主要是每 年海缆交付结构中，330kV、500kV高压交流缆占比有所提升，使得海缆综合毛利率维持相对稳定。 新开标订单220kV海缆毛利率继续保持35~40%区间：从近2年内3×1000mm2、220kV海缆开标结果来看，毛利率基 本稳定在35~40%之间；行业招标量较小，但订单毛利率结果仍维持稳定； 超高压订单陆续开标，毛利率50%+：1）10月，东方电缆中标帆石一项目500kV交流海缆（含敷设），中标额17亿元， 测算毛利率50~55%；2）11月，东方电缆中标青洲五七项目±500kV柔直海缆（含敷设），中标额15亿元，毛利率约 50%。以上项目将于25年陆续交付，为企业业绩贡献足额增量。

在手订单：24Q3东缆在手海缆订单29.5亿元，环比持平；10~11月新增海缆订单40亿元，海外订单有 望获得补充。中天科技24Q3在手海缆订单120亿元，在手订单重组。 海外订单：22年起一线海缆企业在海外海风项目中均有突破，24年开始加速，东缆7月份中标英国Inch Cape项目18亿元、英国SSE项目1.5亿订单；中天科技23年中标Baltica2、Gennaker项目合计32亿元。

PART 3 塔筒&管桩：国内需求高增，出海打开空间

需求：根据国内海风装机需求预期，海塔伴随着大型化趋势有所通缩，而深远海趋势下管桩长度和直径 不断扩大，或选用工艺难度更高的导管架形式，单GW需求量提升，判断24、25年国内海风塔筒+桩基 需求分别为161、275万吨，同比增长22%、71%，超过海风装机增速。 格局：在海风具备较高成长性的背景下，国内各企业纷纷发力进军或扩大海风管桩产能，据统计5家上 市公司24、25年国内海风产能将达到287、430万吨，超过国内需求；但管桩获单具备地域竞争的属性，头部企业仍具备更强的获单能力。

海外：海外管桩参与企业包括Sif、EEW、Steelwind、 Haizea、Bladt等。根据Sif预测，若考虑我国大金、天顺、 文船的产能，2028年起海外管桩将出现较大缺口；若仅考 虑海外需求及产能供给，2024~2026年海外供需缺口达到 30~40万吨，2027年缺口超100万吨，2028年起缺口将 超过300万吨。我国拥有具备较强规模化能力的管桩产能， 有望受益于海外项目管桩订单外溢。

成本优势：我国管桩企业出口集中优势在于原材料及人工优势，有望获得超额收益1）中厚板方面，我 国中厚板单价约4000~5000元/吨，以德国中厚板市场价为例，单价约在1000美元/吨，国内外价差 可达2000~3000元/吨；2）管桩的卷制、焊接环节需要一定人工，我国具备较强的人工成本优势。出口壁垒：我国管桩企业出口壁垒主要集中在出口基地布局、历史业绩等方面。从布局来看，大金率 先完成出口基地（山东蓬莱）的布局，产能30万吨，天顺、海力、泰胜等出口产能将于25、26年陆续 投产。

PART 4 风机：风机价格企稳，盈利能力底部反弹

陆风格局基本稳定：我国陆风装机格局已基本稳定；根据CWEA数据，金风、远景、运达23年陆风新 增装机容量15.1、13.7、9.9GW，分别占比21%、19%、14%； 海风份额集中：从23年海风新增装机数据来看，明阳新增装机2.9GW，占比41%位列第一，其余为远 景（1.1GW，占比15.8%）、电气风电（1.1GW，占比15.6%）。海风风机性能要求较高，格局较陆 风更集中。

降本手段：风机企业的主要降本手段为技术降本（大型化、风机细节优化）、供应链降本（零部件厂商年降 等）。1）大型化方面，23年陆风、海风平均单机容量已达到5.4、9.6MW，大型风机的单功率原材料用量持 续下降，是风机企业主要降本手段；2）供应链方面，22~23年平价过程中，叠加叶片、铸件等核心部件扩产、 主轴承逐步完成国产化，风机企业每年可向供应链进行一定程度的压价，从而保证利润空间。 历年降本结果：以三一、运达为例（国内陆风为主），23年单位成本约1394、1654元/kW，每年成本绝对 额降幅基本在10%+；我们判断25年陆海风风机仍在大型化过程中，其中8~10MW陆风机型渗透率将从24年 的15%提升至25年的35%，风机企业可继续降本。

风机盈利能力环比已企稳回升：过去2~3年风机投标价不断下降，使得风机板块毛利率持续下降，风机制造 板块利润转负；从今年各季度数据来看，风机制造板块毛利率环比已陆续改善，盈利最差的时间点已过； 展望：年初至今风机价格已逐步企稳（考虑到自身的盈利性以及风机安全考虑，各家报价策略趋于保守）， 而伴随各企业的技术&商务降本手段，我们判断25年将迎来风机企业毛利率的企稳反弹，制造板块业绩有望 扭亏甚至盈利。

PART 5 铸件：大铸件紧缺，具备涨价基础

22-25年全球风电铸件需求CAGR约13%，其中海上需求CAGR约45%。大型化趋势下铸件环节存在一定 程度通缩，陆上单兆瓦平均用量预计从21年的22吨下降至22年的15.5吨；海上机型尚在优化，鉴于环境恶 劣，风速更高，铸件消耗量也会更高，假设从21年的24吨下降至25年20吨。22-25年全球海、陆铸件需求 CAGR分别为45%、6%。

铸件行业整体供需宽松，壁垒在于精加工：我国风电铸件行业产能约300万吨，考虑海外产能，整体行业 供需趋于宽松，可能存在结构性紧张。精加工工艺是决定产成品良率的核心，大铸件精加工要求高、价值 量高，增加精加工比例将有效提升公司竞争力及盈利水平。

23年铸件行业大幅扩产，单价快速下行：1）扩产：18年铸造行业被列入“两高行业”，23年各省陆续放开产能 限制，铸造行业大幅扩产；2）价格：21年平价以来，铸件行业单价持续下行，而23年年中行业产能陆续投产后， 行业启动大幅降价，23年中、24年初降价幅度分别达5%、10%+。以日月股份为例，22-24H1单价为10829、 10533、9510元/吨；受此影响，公司单吨净利持续下行，22-24H1分别为589、961、720元/吨。

大铸件精加工产能紧缺，25年初具备涨价基础：预计8~10MW陆风大机型渗透率从24年的15%提升至25年的 35%，24H2起大兆瓦机型快速上量，精加工产能已出现紧缺情况，大铸件环节已出现小幅涨价，预计25年初谈价 中大铸件仍处于紧缺状态，具备涨价基础，铸件行业有望获得量利齐升的业绩弹性。

报告节选：

编辑：火腿肠