1.1 行业数据：Q3 海风装机回暖，巨量招标奠定基础
2024年前三季度海风同比+73%，Q3海风同比+397%。根据国家能源局数据，2024 年前三季度，全国风电新增并网容量 3912 万千瓦，同比+16.8%，其中陆风 3665 万千瓦， 海风 247 万千瓦，分别同比+14.4%和+73%。Q3 海、陆风新增装机分别为 164 万 kw、1164 万 kw，分别同比+397%和+14.6%。整体来看，2024 年前三季度风电整体和陆风的装机增 速比较平稳；海风增速较高，一方面是去年前三季度的基数较低（2023 年前三季度海风 新增装机仅有 143 万 kw，仅略高于 2022 年前三季度的 124 万 kw），另一方面是 2024Q3 海风单季度新增装机 164 万 kw，同比+397%，带动海风前三季度同比+73%。
2024年招标量创历史新高，尤其是陆风。根据金风科技2024年的三季度业绩演示材 料：2024 年 1-9 月，国内风电新增招标 119.1GW，相较去年同期的 61.7GW 同比+93%。 按市场分类，陆风 111.5GW、海风 7.6GW。考虑到今年招标风机项目大部分并网建设在2025 年进行，预计 2025 年新增装机有望实现较大幅度增长。中标价格维持区间稳定。根 据金风科技 2024 年三季度业绩演示材料，2024 年前三季度风机投标均价维持在 1450- 1550 元/kw 水平，全年呈现出低价企稳趋势。此外，近期北京风能展多家整机企业签订 行业自律公约，整机环节的“价格内卷”有望改善。
预计 2024 年新增风电装机 90GW。根据央视网的报道，预期 2024 年中国海上风电 装机容量有望突破 4500 万千瓦。再结合过去几年单 Q4 新增装机表现，以及 2024 年前三 季度新增装机情况，我们预计 2024 年风电新增装机 90GW，其中陆风和海风分别为 82 和 8GW。与中电联披露的 2023 年陆风新增 65GW、海风新增 6.83GW 相比，陆海风分别同 比+26%和+17%。
1.2 业绩表现：各环节表现分化，2025 年有望从被动去库进入到主动补库
我们选取了 A 股上市的 42 家代表性企业，并根据产业链环节划分为 8 个细分板块： 主机、塔筒、海缆、叶片、轴承、铸锻件、锚链、其他零部件，其他零部件主要包括了升 降机、机舱罩、叶片模具、定转子、润滑及液压系统等配套设备。
营收端：小幅增长。2024 前三季度风电设备行业合计营收 3167.42 亿，同比+3.92%， 其中 Q3 合计营收 1229.50 亿，同比+9.61%，环比+9.59%。整体看前三季度营收小幅增 长，Q3 营收同环比增长较多。分环节来：仅有主机、海缆、其他零部件前三季度营收保 持同比增长，但是原因不一。主机主要是出口和陆风交付，海缆主要是中天科技和亨通光 电的通信电缆，以及部分企业的陆缆增长，其他零部件的增长主要是来自非风电行业，比 如汽车轴承、工程机械铸锻件等。
利润端：增收不增利。2024 前三季度风电设备行业合计归母净利润 139.15 亿，同比 -18.74%，其中 Q3 合计归母净利润 42.36 亿，同比-10.46%，环比-27.69%。整体来看前三 季度业绩下滑，Q3 同环比继续下滑，行业整体增收不增利。分环节来：仅有锚链前三季 度业绩正增长，但锚链主要是得益于造船周期的景气度上行，业绩表现与我们关注的深 远海风并无关系。其次是主机和海缆前三季度业绩微降，但塔筒、叶片和轴承环节业绩同 比下滑均超过 50%。
毛利率：前三季度整体同比下滑，但主机环节边际变化呈向好趋势。2024前三季度 风电设备行业平均毛利率 20%，同比-2.35pcts，较去年同期的+0.88pcts，同比由正转负。其中 Q3 平均毛利率 20%，同比-1.89pcts，环比-0.63pcts。分环节来看：主机表现优秀， 虽然毛利率同比微降 0.01pcts，但降幅相较去年同期的-6.01pcts 已经明显收窄；从 Q3 的 情况来看，主机的毛利率同环比也均转正，表明该环节盈利能力呈向好趋势。
现金流：经营性现金流同比下降，行业现金流压力未见缓解。2024前三季度风电设 备行业经营性净现金流合计-159.49 亿，同比-48.28%；与去年同期的-108 亿元、同比+48.3% 相比，同比由正转负。整体来看行业的经营性现金流仍有较大压力，且未见明显好转。单 季度来看，2024Q3 经营性净现金流合计 74.91 亿，同比-12%，环比+364%。
合同负债：同环比大幅增长，验证下游需求高景气度。截至 2024 年 9月底风电设备 行业合同负债合计 571 亿，同比+30%，环比+17%，同环比均大幅增长。分环节来看：叶 片、塔筒、主机和海缆等环节的合同负债规模高增，验证下游需求高景气，公司在手订单 充沛。
存货：绝对值创历史新高，但增速进一步放缓。2024 三季报风电设备行业存货合计 1120 亿，同比+11%，环比+5%，存货绝对值创行业历史新高，但增速相较于 2023 年同 期的增速下降约 11.5pcts。我们认为，随着进入 2024Q4 装机旺季，叠加部分重要海风项 目的开工，预计行业库存增速有望进一步下降。分环节来看：制造环节中叶片、轴承和锚 链存货同比有所下降，其余各环节存货规模同环比均有所增长，其中塔筒、海缆及整机环 节的同比增长幅度较大，预计主要为四季度装机旺季以及 2025 年预生产准备。
2025年风电设备行业有望从被动去库进入到主动补库。风电尤其是海风项目的周期 本身较长，且 2020—2021 年抢装、2022 年至今海风不断延期，扰乱了正常的库存周期表 现。与典型的库存周期表现有所不同，2019 年至今风电设备的营收和存货增速基本呈同 步正相关变化趋势，我们认为主要是需求端的两点原因：1）2020—2021 年抢装潮前后的 需求爆发式增长和断崖式下滑；2）海风项目的周期较长，一旦项目滞后会导致整体交付 周期拉长，从 2022 年至今表现尤为明显。以上两点原因扰乱了风电设备库存周期的正常 表现，从最近的两年表现来看：a）2022 年三季度到 2023 年半年报，存货和营收均同比提升，呈现出主动补库存的特征，我们认为主要是因为期间陆风新增装机较多，根据中电 联 2021—2024 年的全国电力供需形势分析预测报告，2023 年国内陆风新增装机 65GW， 同比+85.7%。b）但从 2023 年半年报到 2024 年半年报，存货和营收增速都开始逐步回 落，又呈现出主动去库存的表现，我们认为主要是下游需求增速迅速回落（根据国家能源 局数据：2023 年前三季度陆风新增 3205 万 kw，同比+78.1%；2024 年前三季度陆风新增 3665 万 kw，同比仅+14.4%，增速大幅回落），设备厂商主动放缓生产并着力消化现有库 存，使得存货增速下降；同时，在库存消化过程中可能还伴随着降价促销等，导致营收增 速也进一步下降。c）从 2024 年半年报开始，营收增速开始向上、存货增速继续向下，呈 现出被动去库的特征。考虑到 2024 年前三季度的巨量招标有望在 2025 年大部分实现并 网，因此我们倾向于认为后续营收端增速有望继续向上、存货增速在继续下行后有望拐 头向上，整体来看风电设备行业的需求端有望在2025年明显改善，并带动行业实现从被 动去库切换为主动补库。
1.3 2024 年复盘：全年跑输创业板指，蓄力深蹲起跳
复盘 2021 年到 2024 年风电设备的行情表现，可以看到 2021 和 2022 年风电设备相 对创业板指基本上都有比较明显的超额收益。但从 2023 年至今，尽管大盘指数也在单边 下行，但风电设备在下行趋势中仍然明显跑输创业板指。从行业的角度来看，我们认为主 要是随着市场对风电的认知逐步提升，对市场规模、空间和复合增速等前瞻性和前置性 的信息逐步脱敏，而此前滞后的项目虽然在 2023—2024 年均有不同程度的进展，但尚未 兑现到上市公司的业绩，也导致 2023 年至今风电设备行业明显跑输创业板指数。具体到 2024 年：全年来看风电设备在 2024 年前三季度基本跑输创业板在-10%到-15%左右，且 9 月 24 日以来的反弹行情，跑输幅度扩大至-25%左右。但换个角度来看，在 2024 年历 史新高的招标量下，股价表现却大幅跑输创业板指，与未来的基本面预期也并不匹配。因 此，当前时点的股价深蹲已经是既成事实，从未来基本面兑现的角度来看，我们更加愿意 认为这是为了 2025 年的起跳蓄力。
2.1 “十四五”收官之年，抢装潮有望再现
中国风电行业主要经历了两轮抢装潮，具体如下 ： 第一轮抢装潮：发生在 2014—2015 年，当时陆上风电补贴即将退坡，为了能在补贴 政策变化前完成项目建设，从而享受补贴带来的收益，众多风电企业加快项目建设进度， 引发了陆上风电的快速建设热潮。 第二轮抢装潮：分别发生在 2020 年的陆上风电以及 2021 年的海上风电。2019-2020 年陆上风电抢装潮主要是因为陆上风电竞价项目要求在 2020 年年底前完成并网，同时 2021 年陆上风电补贴政策将进一步调整，促使企业加快项目推进。而 2021 年海上风电 抢装潮则是由于 2021 年是海上风电补贴的最后一年，在此之后海上风电也将进入平价 上网阶段，所以相关企业纷纷加快建设进度，抢在补贴结束前完成项目并网。
历史上的两轮风电抢装潮最直接的动力均来自补贴政策到期，导致项目需要在政策 规定的时间前并网才能拿到补贴电价，否则将极大地影响项目整体收益率。当前所有风 电项目均已经实现平价上网，抢补贴的抢装动力自然已经失效。但我们认为，2025 年仍 有望迎来新一轮的抢装潮，新增装机有望达到 110GW。参考陆风近几年的平均增速和招 投标情况，预计陆风新增 95GW，海风新增 15GW。判断主要基于以下几点原因： 1）2024 年前三季度的巨量招标，是奠定 2025 年装机量的最主要基础； 2）“十四五”收官，央国企或地方政府在此前的装机规划或者承诺需要兑现；3）部分地方补贴政策或电价政策的调整预期。虽然海上风电已于 2022 年起进入平 价时代，但部分地区仍有补贴政策支持风电项目建设，企业可能会在补贴政策变化前加 快项目建设以获取更多收益。比如，广东省早在 2022 年就发布了《广东省发展改革委 广 东省财政厅关于印发广东省海上风电项目补贴实施方案的通知》（粤发改能源〔2022〕 456 号），明确对海上风电给予补贴，2023 年底也安排了 7.5 亿资金对项目进行补贴。此 外，根据 2022 年《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》：深远海海上风 电项目和场址中心离岸距离大于等于 50 公里近海海上风电项目奖励标准为 500 元/千瓦， 单个项目年度奖励金额不超过 5000 万元。
3）深远海规划出台预期。我国深远海相关规划可能在 2025 年左右出台，参考此前 海风项目竞配的评分规则，比如《广东省能源局关于广东省海上风电项目竞争配置办法 （试行）》：在国内（含广东省，下同）投资建设海上风电项目，已核准装机容量达到 50 万千瓦得 4 分，达到 100 万千瓦得 6 分，达到 300 万千瓦得 8 分。在广东省投资建设海 上风电项目，已核准装机容量达到 20 万千瓦得 3 分，达到 50 万千瓦得 5 分，达到 80 万 千瓦得 7 分。我们认为后续的深远海风竞配一方面可能会对竞标方的项目运营规模有要 求，另外也不排除会要求有离岸距离较远的近海海风项目运营经验。因此企业可能会加 快项目前期工作和建设进度，以抢占深远海风电市场先机。
2.2 “招标—并网”堰塞湖疏通，海风发展重回正轨
招标是预判风电设备厂商未来业绩成长性的前瞻指标，但过去几年招标到并网的数 据存在巨大缺口。根据金风科技、国家能源局等数据，2022 年到 2024 年前三季度海风招 标量超 30GW，但是同期海风新增装机不到 14GW，尽管海风项目周期较长，招标到并网 本身存在滞后，但拉长时间来看，海风的装机量和公开招标仍然存在巨大的缺口。之所以 前瞻性指标出现失效，原因在于项目用海、军事和航道等问题导致项目进度的严重滞后。 海风“招标—并网”的堰塞湖有接近 30GW。假设海风项目从招标到并网的时间为 2年， 2016 年至 2024 年前三季度海风招标总量合计 68GW，但 2018 年至 2024 年前三季度的海 风装机总量为 38.75GW，其中有接近 30GW 的缺口，我们推测部分原因是统计口径和招 标项目失效，但大部分项目是属于招标后仍在建设尚未投产的状态。
广东、江苏等海风大省的重点海风项目，此前项目进度严重滞后，但当下已陆续进 入施工周期。客观来说，从 2020 年陆风抢装、2021 年海风抢装后至今，风电尤其是海风 的装机增速基本上是低于市场预期的，其中最主要的问题就是广东和江苏等海风大省的 重点海风项目因为各种原因导致项目进度严重滞后。1）2021 年底江苏省竞配的 3 个海风 项目：射阳 100 万 kw、国信大丰 85 万 kw、三峡大丰 80 万 kw 合计 2.65GW，竞配结果 公示后市场预期 2022 年开工、2023 年并网投产。但从当前时点来看，三大项目基本要到 2025 年才能并网投产，相当于滞后了两年时间。2）广东的青洲五六七合计 3GW 项目， 根据《关于三峡阳江青洲五 100 万千瓦、青洲六 100 万千瓦、青洲七 100 万千瓦海上风 电项目投资决策的议案》，青洲五、七项目计划 2024 年 12 月全容量并网；青洲六项目 计划 2024 年 6 月全容量并网。但从目前的项目实际进展情况来看，预计青洲五、七项目 在 2024 年底开工、2025 年底并网，青洲六目前正在抓紧施工，预计 2024 年底或 2025 年 初并网。3）广东的帆石一二合计 2GW 项目，根据《中广核阳江帆石二海上风电场 epc 总承包项目招标公告》，帆石二计划 2024 年 11 月 30 日开工，2025 年 12 月 30 日前完 成全部并网发电，帆石一虽然目前尚未有明确的完工时间，但考虑到帆石一、二项目的协 同性以及整体项目推进情况，预计帆石一也有望在 2025 年左右完工。
预计 2025 年国内海风新增并网有望达到 15GW。结合沿海各省的 2024年重点建设 项目计划以及各个项目的建设进度，我们盘点下来有接近 22GW 的海风项目有望在 2025 年实现全容量或部分容量并网。其中广东作为传统的海风大省，一方面此前滞后的青洲 五七和帆石一二有望在 2025 年并网，另一方面参考海风项目从竞配到投产大约两年的时 间周期，我们也梳理了广东省 2023 年竞配的 15 个海风项目的进展情况，我们预计其中 的徐闻东一、二等 9 个项目合计约 4GW 有望在 2025 年全容量或部分容量并网。因此合 计算下来 2025 年广东省有接近 9.4GW 海风项目有望进入投产周期。
2.3 内卷放缓，不再一味求“低”求“大”
从 2020年陆风抢装和 2021年海风抢装后，风机招标价格一路走低，主机厂商毛利 率也随之一路下滑。但当前时点，我们已经从需求方的角度看到一些边际变化，不仅仅 是行业内部进一步强调自律和不再低价内卷，关键是从招标规则来看也已经体现出不再 要求最低价中标的迹象。 1）根据龙船风电网消息，布尔津 100 万千瓦风电项目的风力发电机组（含塔筒、锚 栓等）及附属服务招标中，第一中标候选人为东方电气，其投标报价为 23.76 亿元；金风 科技则以 23.5 亿元的报价位列第二。 2）2024 年 10 月 12 日，内蒙古库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地 400 万千瓦风 电项目风力发电机组和塔筒设备采购中标结果公示，共 5 个标段，规模共计 4000MW。 其中：标段（包）[001]第一标段：中标候选人第 1 名：运达能源科技集团股份有限公司， 投标报价：1,440,187,000.00 元。中标候选人第 2 名：明阳智慧能源集团股份公司，投标 报价：1,500,607,500.00 元。最终明阳智慧能源集团股份公司为中标人。 3）2024 年 11 月，国家电投集团 2024 年第二批陆上风力发电机组规模化采购项目正 式开标，项目总规模 8.4GW，包括采购容量 7.2GW 以及储备容量 1.2GW，单机容量要求 5MW-10MW。其中 7.2GW 项目容量分为 30 个小标段对外进行招标采购。在本次招标采 购中，国家电投集团对评标基准价计算方法进行了修改，不再以最低价为评标基准价，而 是以有效投标人评标价格的算术平均数再下浮 5%作为评标基准价。当企业报价低于或等 于评标基准价时，得满分；当企业报价高于评标基准价 5%以内（含 5%）的，每高 1%在 满分的基础上扣 0.4 分；评标价格高于评标基准价 5%以上部分，每高 1%扣 0.8 分，直到 扣完为止。这项规则的优化，使得最低报价不一定中标。
从设备厂商的角度来看，也不再一味追求大兆瓦的技术升级，或者说在当前的平均 兆瓦级别上再去过分追求更大兆瓦已经没有性价比。陆风和海风的平均单机容量经过前几年的迅速提升后，再继续提升兆瓦级别带来的降本效益已经边际递减；而与此同时大 兆瓦带来的技术风险、加工难度和产业链协同成本却在边际递增。从风能专委会 CWEA 发布的《2023 年中国风电吊装容量统计简报》来看，虽然 2023 年风机大型化趋势仍然比 较明显，但是单机容量的同比增速在 2022 年见顶，2023 年增速开始回落。
我们认为风电设备行业的供需双方在当前时点选择相向而行，不再一味求“低”求 “大”，对于行业的健康发展具有积极意义，具体原因有以下几点： 1）下游需求具有不确定性，一味追求大兆瓦对企业造成的经营压力日益加大。客观 来说，风电尤其是海风在过去几年的增速连续不及市场预期，多个重点海风项目的建设 受到多种非市场因素的影响滞后了 2～3 年。在市场需求具有不确定性的情况下，再去一 味追求大兆瓦，更加容易加重企业自身的资产压力。此外，对于部分零部件厂商而言，大 兆瓦和小兆瓦零部件无法共用同一条产线，在这几年装机增速本就比较平缓的情况下， 一味追求大兆瓦会导致零部件厂商刚刚投产的小兆瓦级别产线难以收回投资收益；而为 了不被市场淘汰又只能被迫满足下游需求去上大兆瓦产线，导致企业资产负担日益加重。 2）安全事故频发，对大型化中的新技术应用更加谨慎。风电机组大型化进程加快， 大量新技术应用，导致出现很多无先例可循、无标准可依的新技术风险点，风机起火、倒 塔、叶片断裂等安全事故愈发频繁。这使得企业和行业开始重视质量和安全问题，更加谨 慎地对待大兆瓦风机的研发和推广，不再单纯追求大型化速度，从而导致大兆瓦趋势在 一定程度上放缓。 3）核心部件的性能可靠性和加工难度提升。大兆瓦风机的核心部件如齿轮箱、发电 机等，在功率增大的情况下，其性能和可靠性面临更大挑战。这些部件需要承受更高的载 荷和转速，对其材料、设计和制造工艺都提出了新的要求。例如，齿轮箱的齿面接触应力和齿根弯曲应力会随着功率的增加而增大，容易出现疲劳磨损和故障，影响风机的整体 可靠性和使用寿命。随着风机单机容量增大，叶片长度也不断增加，叶片的制造难度呈几 何级数上升。一方面，更长的叶片需要更高的强度和刚度来承受风载荷，但同时又要兼顾 减轻重量以降低成本和便于运输安装，这对材料科学和制造工艺提出了极高要求。例如， 为了增加叶片强度，可能需要采用更先进的复合材料或改变叶片内部结构，但这会导致 成本大幅上升，且制造过程中的质量控制难度也增大，容易出现缺陷。 4）产业链协同成本增加。风机大型化不仅涉及整机制造商，还对整个产业链的协同 提出了更高要求。从原材料供应、零部件制造到运输安装、运维服务等各个环节，都需要 进行相应的调整和升级，以适应大兆瓦风机的生产和运行需求。如大型叶片和核心部件 的制造需要更大型的生产设备、更复杂的工艺和更高质量的原材料，这些都会增加生产 成本；为了满足大兆瓦风机的运输和安装要求，还需要对运输工具、吊装设备等进行升级 改造。以上都可能导致产业链协同成本增加，进而影响项目的整体进度和经济效益。
2.4 相比“两海”，零部件的多元化表现更加亮眼
主产业链环节仍然聚焦“两海”。“两海”战略在过去几年已经成为风电行业的发展 共识，尤其是其中的主机、塔筒和海缆等主产业链环节，虽然这几年国内海风连续不及预 期，但是海外的营收占比整体呈上升趋势。
相比于主产业链环节，零部件厂商在股价表现上更加亮眼。我们统计了风电设备厂 商在 2024 年内的区间收盘最大涨幅情况，可以看到以川润股份、金沃股份、双一科技和 双飞集团等为代表的零部件厂商涨幅明显居前，不仅大幅跑赢风电设备指数，也明显强 于大金重工、天能重工、天顺风能、东方电缆和金风科技等主产业链厂商。显著异常的是 作为主机厂商的电气风电，但其主要是因为市场炒作上海微电子注入的可能。
相比于主产业链环节聚焦“两海”，零部件厂商在风电上下游产业链延伸和多元化 拓展至其他行业上表现亮眼，非风电行业的发展反而带来了个股的超额投资收益。我们 梳理了部分零部件厂商在过去几年的发展战略，可以很清晰的看到在风电基本盘增速放 缓、产品受到价格战困扰的情况下，零部件厂商“船小好调头”，会迅速调整发展方向， 而且大部分都是基于相同的底层技术，选择风电产业链上下游延伸，或者多元化拓展至 汽车零部件、低空经济和人形机器人等其他行业。
我们认为零部件厂商的多元化主要出于以下几点考虑：1）风电下游需求的波动性较 大。风电行业政策依赖性强，如补贴政策的变化会导致风电市场需求的波动。例如，当陆 上风电补贴退坡时，市场需求可能在短期内下降，企业通过多元化可以减少对单一风电 市场的依赖。风电项目的建设周期受宏观经济形势影响较大，在经济不景气时，风电项目 投资可能减少，多元化有助于企业在经济周期波动中保持稳定的营收。2）客户集中风险。 许多风电零部件企业的主要客户为大型风电整机制造商，客户集中度较高。一旦主要客 户减少订单或更换供应商，企业将面临重大经营风险。多元化经营可以拓展客户群体，降 低对单一客户的依赖。3）多元化的领域具有需求的相关性。比如中际联合在风电领域的 产品是升降机和免爬器，而工业建筑、石化和电网等领域的产品需求具有类似的高空作 业环境。4）具有共同的底层技术。比如盘古智能依托流体控制技术，从风电润滑系统延 伸至风电液压系统。
2.5 “十五五”深远海风：海域分层设权，护航深远海风持续性发展
一、发展深远海风既有自然基础也有经济基础
我国深远海风资源丰富，是海风开发由近及远的自然基础。我国海岸线长达1.8万 公里，可利用海域面积 300 多万平方公里。据 GWEC 统计，全球超过 80%的海上风能资源潜力都蕴藏在水深超过 60 米的海域；离岸 200 公里范围内，我国近海和深远海风能资 源技术开发潜力约 22.5 亿千瓦。我国近海水深 5 米到 50 米范围内，风能资源技术开发量 为 5 亿千瓦，深远海风能资源可开发量是近海的 3 到 4 倍。
海风平价加速、全产业链降价、市场潜力释放是海风开发由近及远的经济基础。随 着海风项目平均度电成本的降低，海风进入全面平价时代，根据风能专委会 CWEA 的消 息，水深小于 35 米、登陆距离小于 70 公里的浅、近海风电场，只要基础不需嵌岩，已 基本能够实现平价上网。叠加国内风电技术的日益成熟与进步，风电相关设备制造、安 装、运维等全产业链环节的成本逐步降低，同时深远海风的研发和投资也在增加，深远海 风的经济性得到提升。此外，中国是全球最大的能源消费国之一，面临着日益增长的电力 需求，发展深远海风具有巨大的市场潜力和雄厚的经济基础。
二、深远海风已经开始从各省的规划层面推进到示范项目的开发和规模化竞配
随着近海海风的开发逐渐成熟，沿海省份陆续开始规划深远海风的开发。1）福建省。 2022 年 5 月，福建省在《福建省“十四五”能源发展专项规划》中就提出：稳妥推进国 管海域深远海海上风电项目，加强建设条件评估和深远海大容量风电机组、远距离柔性 直流送电、海上风电融合发展技术论证，示范化开发 480 万千瓦。2）海南省。2023 年 9 月，大唐海南能源开发有限公司发布《深远海风电项目海上风电规划方案编制服务招标 公告》，招标范围包括按照国家及行业有关标准、规程和规范，完成大唐海南海上风电规 划方案编制服务工作。3）广西。2023 年 9 月，广西启动 13.4GW 深远海项目的前期工作 咨询服务项目招标，其中标段 I 规模为 690 万 kw，标段Ⅱ规模为 650 万 kw。4）江苏省。 2023 年 9 月，中国电建采购招标信息平台发布江苏省深远海海风示范前期工作工程咨询 项目招标，涉及 Z1、Z10、Z25、Z26、Z28 等 5 个深远海海上风电场项目合计 5.8GW， 主要是围绕开展海洋水文观测专题、海洋环境现状调查等项目前期工作进行招标，涉及 的五个风电场项目离岸距离最近为 55km，最远达 120km。5）上海市。2023 年 11 月，上 海勘测设计研究院发布《上海市深远海海上风电首期示范项目通航安全影响分析专题公 开征集供应商公告》，涉及 2 个场址总计 1.3GW，隶属于 2022 年 9 月份上海推出的 4.3GW+首批深远海海上风电示范项目。另根据中国经济网的报道，2024 年上海市政协召 开“推进能源结构转型，助推上海实施双碳战略”重点提案专题督办办理推进会，会上提 出，深远海风电是上海市未来可持续开发的最大绿电资源宝库，上海市发改委已编制规 划并获得国家批复，总规模 2930 万千瓦。
适用于深远海风开发的漂浮式海风示范项目已经逐步推进。此前我国已经有3个漂 浮式海风示范项目陆续投运：2021 年 12 月，“三峡引领号”实现商业化并网发电，单机 容量为 5.5 兆瓦。这是我国首台半潜漂浮式海上风力发电系统装备，也是全球首台抗台风 型漂浮式海上风电机组，装备自主化率超过 95%。2023 年 5 月，单机容量为 7.25 兆瓦的 中海油“海油观澜号”漂浮式海上风电机组在距离海南文昌 136 千米的海上油田海域投 运，成为全球第一个离岸距离超过 100 千米和海水深度超过 100 米的“双百”海上风电 项目。2023 年 8 月，单机容量为 6.2 兆瓦的中船海装“扶摇号”漂浮式海上风电装备在 智能微网模式下成功运行发电。我们预计到 2024 年底，国内漂浮式海风投运项目有望增 至 5 个，装机规模合计达到 39.55MW，浮体基础的技术方案集中采用半潜式；其中 2024 年新增的主要是龙源电力和明阳智能的两个项目合计 20.6MW。在建项目主要是中电建 的海南万宁百万千瓦漂浮式海上风电项目，也是全球最大规模的商业化漂浮式海风项目， 项目位于海南省万宁东部海域，场址平均水深 100 米，离岸距离为 22 公里，规划面积 160 平方公里。项目规划总装机容量 100 万 kw，分两期进行开发。一期建设规模为 12 台单 机容量 16MW 以上的风机，装机规模 20 万 kw，预计 2025 年底建成投产；二期建设规模 80 万 kw，计划 2027 年底建成投产，标志着我国漂浮式海风由单台样机试验阶段开始转 向规模化开发阶段。
部分省份已经在年度海风竞配中提前进行了国管海域的深远海风竞配，开始进入规 模化开发阶段。除了上述深远海风的单个示范项目外，广东、上海和广西等地在年度海 风竞配中已经开始提前对国管海域的深远海风项目进行规模化开发，比如 2024 年 3 月， 上海市发改委发布《上海市 2024 年度海上风电项目竞争配置工作方案》，其中涉及 4 个深远海风项目合计 4.3GW；2024 年 7 月，国电电力发布公告，对广西壮族自治区合计 6.5GW 海风项目进行公开招标。
三、推进海域立体分层设权，推动制定深远海风开发管理办法，避免后续再出现因 用海、军事、航道等问题影响深远海风的开发，预计深远海风有望在“十五五”开始规 模化发展。 用海预审和海域使用权的审批是海风项目的关键前置条件，也是最近几年海风项目 不断延期的最主要原因。从海风项目前期准备阶段和建设阶段的流程图可以看到，海风 涉及的项目审批方非常多，尤其是项目用海预审，关键的申请材料包括用海预审申请函、 海域使用申请书、海域使用论证报告等；根据《海域使用权管理规定》，用海预审意见有 效期 2 年，可申请延期一年。海域使用论证报告中主要包括项目的海域范围、海缆敷设 通道和用海施工点位等关键内容，但往往牵涉到军事、航道和环保等多个部门，需要由项 目业主、国家电网、地方省级政府和生态环境部、自然资源部、交通运输部等国家相关部 门来沟通协商，因此流程复杂且周期长。但随着近海海域的海风开发逐渐成熟，剩余近海 项目的用海权开始与渔业、军事和航道等方面产生冲突，导致广东、江苏和福建等海风大 省的重点海风项目不断推迟。
中央、省级和地方政府已经陆续出台海域立体分层设权的相关政策，解决海风的用 海问题。2022 年，能源局印发《关于进一步加强海上风电项目安全风险防控相关工作的 通知》，对于海上风电包括深远海风电项目的安全风险防控提出要求，保障项目建设和运 营的安全。2023 年，自然资源部印发《自然资源部关于探索推进海域立体分层设权工作 的通知》，明确在不影响国防安全、海上交通安全、工程安全及防灾减灾等前提下，鼓励 对跨海桥梁、养殖、温（冷）排水、海底电缆管道、海底隧道等用海进行立体分层设权， 生产经营活动存在冲突的除外。2023 年 9 月，广东省自然资源厅《关于推进海域使用权立体分层设权的通知》中，明确了可实施立体分层设权管理的用海活动包括但不限于：主 要使用水面（含上覆空间）的跨海桥梁、桩基式海上光伏等用海；主要使用水体的温（冷） 排水、污水达标排放等用海；主要使用海床的底播养殖等用海；主要使用底土的海底电缆 管道、海底隧道等用海。2024 年 9 月，浙江省公开征求浙江省地方标准《海洋预报海域 分区（征求意见稿）》意见中，明确了在互不排斥和有限影响且可控的前提下，对不同用 海活动，按照海域的水面、水体、海床和底土分层设立海域使用权，并对海上风电和海底 电缆管道的用海空间给出了明确规定。我们认为，推进海域立体分层设权，推动制定深远 海风开发管理办法，有助于彻底理清海风发展用海与航道、养殖和军事等其他用海的边 界范围，从源头和制度上规避深远海风出现类似近几年海风发展碰到的问题。
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