全球海风有望开启新一轮增长周期，GWEC 预测 2024-2026 年海风新增装机量达 18GW、23GW 和 29GW，CAGR 为 28%。分市场需求来看： 国内：1）装机：2022-2023 年，中国海上风电项目延期现象普遍，招标量与装机量背 离较严重， 2023 年市场预期装机量 10GW，实际装机量仅为 7.2GW。而 2024 年以来，项 目审批明显提速，江苏国信大丰、三峡大丰陆续海缆中标，预示国内早一批延期项目得到 解决，海风核准流程理顺，其他海风项目有望重回轨道。2）目标：“十四五”期间，各省 海上风电新增装机总规模约 57.2GW，到 2025 年，累计装机并网容量将超过 64GW。 CWEA 预测“十五五”期间，海风新增装机规模将达 100GW 以上。 欧洲：1）装机：欧洲海风再加速，欧洲市场 2024-2026E，海上风电新增装机量分别 为 3.7GW、5.6GW 和 8.4GW，CAGR 为 50.4%，众多项目进入建设阶段多环节订单排产爆 满，本土消化能力有限订单有望外溢至中国厂商。2）目标：欧洲各国携手推动海上风电建 设，英国+欧盟 2030 年装机目标为 161GW。 新兴市场：美、日、韩、越四国提出 2030 年建设海风共 58GW。美国海上风电开发潜 力巨大，IRA 法案恢复税收减免政策，有望驱动需求加速释放。越南电力需求量开始上涨迅速， 规划海风到 2050 年超 70GW，日本处于环评及审核阶段的项目约 15GW，预计 2025 年后 将迎来较大发展。

　　供给层面： 技术趋势：1）大型化：全球海上风电单机组平均容量提升显著，2023 年欧洲/中国平 均单机容量达 9.7/9.6MW，各环节价值量面临摊薄的同时也使得大型化产能如塔筒、大型 零部件结构性紧缺。2）深海化：欧洲新建风电场正在迈入深远海，中国海上风电向深远海 延伸趋势明显，高电压等级海缆、漂浮式海风基础等环节收益。 竞争格局：海缆、整机环节技术壁垒较高，投资所需成本较大，验证周期较长，市场集中 度较高，利润相对丰厚；塔桩、铸锻件环节受限于产品重量尺寸限制，围绕基地码头有效 半径展开竞争，区域性较明显，市场较为分散；轴承环节国内起步晚，市场占有率较低。 出海：1）产能紧缺：受欧洲装机景气度影响，海外本土塔桩、海缆、大型零部件产能 紧缺，本土厂商订单排期爆满，客观上存在外溢机会；2）原材料价低：国内钢材市场价格、人 工成本较海外更具优势，即使考虑出海运费，仍然具备价格上的优势。中国厂商加快出海步 伐，有望打开增长新空间。

　　海上风电是指在潮间带、近海海域等主要区域建立风力发电场，将风能转换为电能， 是一种使用离岸风力能源的方式。海上风力发电系统主要由叶片、风机、塔、底座、沉箱 构成，其中风机又由轮毂、主轴、控制器、齿轮箱、刹车装置、发电机、冷却系统、风速 仪、风向标、偏航系统等组成。许多单个风力发电系统组合起来就形成了海上风电场，风 力发电系统将其产生的电能汇集至海上变电站进行升压，再传送至陆上变电站进行并网。

　　海上风电大致上可以分为四大类别，其中桩式基础应用比较广泛。海上风电按照基础类型， 可划分为桩式、重力式、吸力式筒形和漂浮式四种，其中桩式、重力式适用于水深小于 30 米的水域，吸力式筒形适用于水深 30-60 米之间的水域，漂浮式适用于水深大于 50 米的水 域。由于我国海域深度较浅，加之桩式工艺简单，造价成本较低，其应用比较广泛。在风 机大型化和深海化的趋势下，漂浮式使用有望得到普及。

　　海上风电 1991 年起源于丹麦，欧洲的海上风电发展分为三个阶段：1、技术可行性验 证阶段（1991-2001 年）：在此期间建设规模和单机容量较小，期间丹麦、荷兰、英国等国 家合计建设了 9 个海上风电项目，其中 5 个项目容量低于 10 兆瓦；2、商业化开发阶段 （2002-2011 年）：在此期间海上风电的建设规模逐渐增大，技术创新加速，政府扶持力度 加大，风电场的平均规模达到 400 兆瓦，累计装机规模超过了 6 吉瓦，海上风电进入了大 功率时代，平均单机功率达到 4 兆瓦；3、规模化及深远海开发阶段（2012 年-至今）：在 此期间欧洲首先开始深水远海的探索，Hywind Scotland 是全球首个漂浮式海上风电场，海 上风电样机（Hywind Demo）于 2009 年投产，经多年运行验证之后，采用同源技术的试验 风电场，共包括 5 台单机容量 6MW 的风电机组，于 2017 年投运。

　　中国的海上风电发展晚于欧洲，分为四个阶段：1、试点运行（2008-2010 年）：2008 年，中海油竖立起中国第一台海上风电试验机组，2009 年上海东海大桥海上风电项目启 动，这两个项目是我国海上风电的先行试点。2、探索发展（2010-2014 年）：十二五期 间，对海风进行探索发展，2010 年《海上风电开发建设管理暂行办法》的出台，标志着我 国海上风电特许权招标真正开始启动。3、集中开发（2015-2021 年）：国家能源局、国家发改 委出台了多个有利于海上风电的政策，如《关于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知》 等，中国的海上风电迎来了大发展。2021 年底中国的总装机容量达到 2639 万千瓦，成为 世界第一。4、规模化和深远海开发（2022 年后）：随着电价退补，海上风电回归理性发 展，海上风电场已向吉瓦级别发展，如三峡青洲 1GW 海上风电项目、大唐海南儋州 1.2GW 海上风电项目等，海上风力发电机组也从“十三五”期间的 4MW-8MW 突破到 10MW-15MW。

　　全球海上风电装机总体保持增长势头，中国连续三年成为最大海上风电国家。2020- 2023 年全球海上风电装机量分别为 6.9GW、21.1GW、8.8GW 和 10.9GW，CAGR 达 16.3%，2021 年装机量有所波动主要系中国抢装潮透支部分市场需求所致，但受益于市场 需求持续增长，2023 年依旧是史上第二好年度，整体保持增长态势。2023 年全球累计海上 装机量前三的国家分别是中国、英国和德国，占比分别为 50%、20%和 11%，累计装机量 上中国自 2021 年超越英国以来连续三年保持最大海上风电国家。

　　英国海上风电规划量大，经济性优势显著。根据 2022 年英国政府最新公布的《英国 能源安全战略》，到 2030 年，英国海上风电的发展目标将从之前的 40GW 提高到 50GW， 其中漂浮式风电的装机规模目标提高到了 5GW。2022 年英国开展了第四轮海上风电项目 差价合约(CD)竞拍，合计规模 7GW，拍电价为 37.35 英镑/MWh，较上一轮降低约 1.65- 3.65 英镑/兆瓦时，同时也低于陆上风电 42.47 英镑/兆瓦时和光伏 45.99 英镑/兆瓦时，成为 所有参加拍卖的可再生项目中上网电价最低的类型。此外，用海政策明确也是支持英国海 上风电发展的主要的因素，2021 至今，海上风电项目主要在专属经济区内建设。

　　德国中长期海上风电目标高远，短期产业扩张速度较为缓慢。2022 年 12 月，德国 《海上风电法案》(WindSeeG)修正案获得欧盟批准，此版修正案中将德国 2030 年海上风电 装机规模目标由 20GW 提高到 30GW，2035 年和 2040 年目标分别设定和提高到 40GW 和 70GW。然而，德国海上风电受项目审批缓慢、劳动力短缺和供应链中断等因素影响，产 业扩张速度较为缓慢。2022 年，德国海上风电市场仅完成 Kaskasi 风电场(规模 342MW)，截止 2023 年末该国累计装机容量约 8.3GW，距离实现 2030 及远期目标仍须采取更为有力 的激励措施。

　　荷兰能源安全意识较强，海上风电发展较快。根据荷兰《可持续增长能源协议》，设 定 2023 年海上风电装机容量达到 4.5GW，实际新增装机 4.76GW，2023-2030 年将再增加 7GW，使 2030 年总装机容量达到 11.5GW。2022 年，荷兰制定了海上风能长期增长计划， 计划到 2040 年海上风电规模达到 50GW，到 2050 年达到 70GW。荷兰是欧洲最新使用非 价格标准做海上风电项目招标的国家。2022 年全球首个“零补贴”海上风电场—— Hollandse Kust Zuid 在荷兰完成首次并网发电。除了海上发电，荷兰政府还计划在北海大 规模生产绿氢，以实现工业从天然气转型，而与其他北海国家建立互连，也有助于荷兰能 源的供应安全。

　　欧洲各国携手推动海上风电建设，欧盟 2030 年装机目标为 111GW。为应对能源危机 问题，实现碳中和战略目标，欧洲 2022 年各国逐步的提升海风规划容量。北欧四国(德国、 丹麦、比利时和荷兰)于 2022 年 5 月签署《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”，为海上风电加速重添里 程碑。同年 8 月 30 日，欧洲 8 国在能源峰会上签署“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。据 GWEC 预测，2024-2033 年欧洲国家海上风电新增装机 CAGR 达 25%。

　　美国海上风电开发潜力巨大，税收减免政策有望驱动需求加速释放。2022 年 2 月，美 国能源部发布《海上风能战略》，规划到 2030 年、2050 年海上风电累计装机规模将达 30GW、110GW。2022 年 8 月，美国政府通过《2022 年通胀削减法案》，法案恢复此前对 海风的 30%税收减免，旨在帮助项目开发商减少相关成本。2022 年 9 月，拜登政府提出计划到2035 年建设 15GW 漂浮式海上风电，将美国漂浮式海上风电的成本降低 70%以上(达到约 4.5 美分/千瓦时)。在此驱动下，美国海上风电建设正蓄势待发。

　　越南电力需求量开始上涨迅速，海上风电资源丰富。越南迅速增加的电力需求为风电的发展 提供了机会，越南拥有超过 3000 公里的海岸线，海上风电资源丰富，可开发资源达到 475GW。越南最新公布的第八个电力发展计划(PDP8)明确基础，到 2030 年后将不再新建 燃煤发电项目，到 2050 年可再次生产的能源将占全国全部发电量的 70%左右。按照此计划，到 2030 年，越南海上风电装机规模可达到 6GW，到 2050 年至少达到 70GW。

　　日本海上风电加速发展，环评及审核阶段项目较多。日本于 2003 年建设第一个海上 风电示范项目，之后产业发展较为缓慢。从 2019 年起，日本海上风电政策加速，公布了 11 个海上风电开发海域。修订了《港湾法》，允许开发商和施工方利用港口码头进行海上 风电的开发建设。按照 2020 年 9 月的《海上风电产业愿景》，其规划到 2030 年海上风电实 现累计装机 10GW、到 2040 年实现累计装机 30-45GW。2020 年 6 月日本启动了第一个漂浮式风电项目竞标，同年 11 月启动了第一个固定基础海上风电项目的竞标。2023 年，日 本海上风电累计装机规模已达到 187MW。截至 2022 年底，处于环评及审核阶段的项目约 15GW，预计 2025 年后日本海上风电将迎来较大发展。

　　中国海风资源丰富，且更加靠近经济发达地区。从陆风分布来看，资源丰富地区主要 集中在东北东部、内蒙中东部、新疆北部和青藏高原大部，整于偏远地区，存在消纳 问题。中国东部地区虽然陆风资源普通，但是近海海风资源丰富，其中福建、广东、浙江 三省 IEC 等级最高可至 I+级，并且直接海上发电靠近经济发达地区，可直接就地使用。

　　中国近海风能资源约 5 亿千瓦，深远海风能资源约 20 亿千瓦。据《漂浮式风电技术 现状及中国深远海风电开发前景展望》，《中国风电发展路线m 水深近 海范围内，风电技术可开发资源量 5 亿千瓦，水深超过 50m 的深海风电技术可开发资源量 超过 20 亿千瓦，相当于近海风资源的 4-5 倍。近海场址资源开发趋紧，其核准待建总规模 不足千万千瓦。深远海风电开发的港口、航道以及生态等限制因素少，是国内海上风电未 来发展方向和主战场。

　　2022 年国补退出，三省一市出台补贴政策支持海风发展。2010-2020 年的近十年期间 内，我国对海上风电项目先后实施了特许权招标、标杆上网电价、竞价上网等政策。进入 “十四五”后，海上风电项目进入了国家补贴退出的新阶段。根据《关于促进非水可再生 能源发电健康发展的若干意见》，2022 年新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围。为保 障海上风电较平稳向平价上网过渡，各地方多出台政策予以支持。截止 2022 年末，已有广 东、山东、浙江、上海三省一市出台了海上风电补贴政策。

　　多省积极发布政策扶持海上发展，十四五期间规划海上风电新增装机规模 57.2GW。 多省发布相关政策对海上风电予以支持，其中广东、江苏规划体量大。据 CWEA 统计， “十四五”期间，各省海上风电新增装机总规模约 57.2GW，到 2025 年，累计装机并网容 量将超过 64GW。CWEA 预测“十五五”期间，海风新增装机规模将达 100GW 以上。

　　2022-2023 年海风项目装机量与招标量差距较大，延期情况明显。据预见能源报道， 2022-2023 年，中国海上风电行业呈现“巨量招标，微量装机”态势，2022 年招标量达到 14.7GW，而当年装机量仅有 5.1GW，2023 年项目继续延期，实际装机量仅为 7.2GW，装 机量不及预期。2021 年以来许多项目不断延期，如青洲六项目 2023 年海缆送出延期一 年，江苏射阳、大丰项目也不断延期。

　　海风项目开工加速，2024-2025 年有望成为并网大年。1）江苏方面，2024 年江苏省发 布《2024 年江苏省重大项目名单》，包括龙源射阳 1000MW（24 年 7 月环评通过）、三峡 大丰 800MW（24 年 7 月环评通过）、国信大丰 850MW（24 年 7 月送出缆中标，9 月阵列 缆中标），其中国信大丰 850MW 项目送出缆及阵列缆中标人均为中天科技和东方电缆；三 峡大丰 800MW 项目于 23 年 11 月发布海缆中标公告，中标人为中天科技。2）广东方面， 2024 年广东省重点海上风电项目包括，青洲五、七共 2000MW 项目（24 年 8 月环评已受 理），青洲六 1000MW 项目（已开工），帆石一 1000MW 项目（24 年 9 月海缆招标），帆石 二 1000MW 项目（24 年 6 月风机中标，分别为明阳、电气风电、金风），红海湾三、四共 1000MW 项目（24 年 6 月已过核准）。中标人为中天科技。以上项目的最新进展预示国内 早一批延期项目得到解决，海风核准流程理顺，其他海风项目有望重回轨道。

　　2024-2025 年浙江、山东、广东三省海上风电有望迎来爆发。根据北极星风力发电网 统计，浙江方面，2024 年重点推进的海上风电项目有 8 个，象山 1 号海上风电场(二期)工 程、瑞安 1 号海上风电场工程、苍南 3 号海上风电项目、洞头 2 号海上风电项目、岱山 1 号海上风电场工程等，这 8 个海上风电项目总装机容量达 2893MW，再加上该省今年 8 月 新核准公示的普陀 2#、象山 3#-6#五个共计 2508MW 的海上风电项目。山东方面，2024 年 山东着力推进渤中 G 场址一期、半岛南 U1 二期、半岛北 BW 等海上风电重点项目，再加 上今年 5 月，三峡集团青岛深远海 400 万千瓦海上风电项目初步勘察开启招标，以及华电 青岛 200 万千瓦海上风电项目前期技术服务中标结果的落地，600 万千瓦规模化项目取得 了实质性进展。山东方面，2024 年 7 月，随着中核集团湛江徐闻东二海上风电项目核准文 件发布，广东省 15 个省管海域海上风电竞争配置项目全部完成核准，规模共 700 万千瓦。

　　预计 2026 年中国海上风电新增装机量达 20GW，海上风电占比扩大至 19%。据 CWEA 和 GWEC 预测，2024-2026E，中国海上风电新增装机量分别为 10GW、15GW 和 20GW，新增装机量稳步提升。从风电装机结构来看，2017-2023 年海上风电总体占比持续 扩大，除了 2021 年因抢装潮影响使得海上装机量暴增。CWEA 预计至 2026 年，海上风电 占所有风电比例达 19%。

　　降本诉求驱动风机大型化，大型化着力于“高、大、长”。2023 年中国风电仍以机组 大型化降低成本为主，大型化的主要着力点包括“高、大、长”三个方面，塔架高度进一 步提升，单机容量稳步增大，叶片长度持续增加。虽然单个大型风机成本更高，但更大的 尺寸可以提高年发电量，并且在同等规模风场下基础、电缆、安装及运营上的投入更低。 据崇德科技招股说明书，风轮直径每增加 10%，整机发电量将提高 8%以上。

　　全球海上风电单机组平均容量提升显著，大兆瓦机型平均单机容量增长约 22%。据 CWEA 数据，中国新增海陆风电机组平均单机容量呈快速提高趋势，2023 年中国新增海上 平均单机容量达 9.6MW，较 2022 年均值提高 2.2MW。据 WindEurope 数据，2023 年，全 球新安装的海上风电机组的平均单机容量为 9.58MW，各地区的平均容量分别为：欧洲 9.7MW，亚太 9.5MW，北美洲 12.2MW。2023 年，全球海上风电机组的大兆瓦机型订单也 达到了历史新高，平均单机容量为 14.9MW，较上一年增长了约 22%（2022 年为 12.2MW）。随着更大单机容量的风电机组即将进入市场，预计已安装的海上风电机组的平 均单机容量将在未来几年内持续增加。

　　风机原材料铜锌价格见顶呈下行趋势，有望驱动产业链盈利修复。据 GWEC 数据，海 上风电风机材料主要由铜和锌构成，占比分别为 51.8%和 35.7%，2020 年 1 月 2 日至 2024 年 5 月 20 日，铜均价由 4.92 万元/吨上涨至 8.74 万元/吨，涨幅 77.80%，铜价 5 月 20 日后 见顶后反转向下，至 8 月 19 日下跌 15.17%；2024 年 5 月 30 日至 2024 年 8 月 19 日，锌 均价从 2.17 万元/吨下跌至 1.95 万元/吨，下跌 10.31%，主要原材料价格下行有望驱动产业 链盈利修复。

　　海上风电大型化趋势确定，10MW 以上单机容量占比扩大。2023 年新增吊装的海上风 电机组中，单机容量 10MW 及以上的风电机组装机容量占比由 2022 年的 12.1%提升到 46.4%，大多分布在在 11MW 和 12MW 机型，合计占比约 36.9%；12MW 以上风电机组装机 容量占比为 6.6%；2023 年新增吊装最大单机容量由 2022 年的 11MW 提升到 16.5MW。 2023 年，在所有吊装的海上风电机组中，8.0MW 以下风电机组装机容量占比 73.2%，比 2022 年下降了约 16 个百分点：8.0MW 至 9.0MW（不含 9.0MW）风电机组装机容量占比 13.7%，比 2022 年增长了 5.6pct；10MW 以上风电机组装机容量占比 9.3%，比 2022 年增 长了约 8pct。

　　大容量风机组成风场较小容量风机成本更低、回报更高。以明阳智能 12MW 与 8MW 产品为例，在 1000MW 风场状况下，8MW 机组需要 125 台，12MW 机组仅需 84 台，约减 少 1/3 的机位，节约用海面积 30%以上；全场基础成本降低 24%，塔筒成本降低 27%，总 体减少相关成本 25%以上。另外，由于机位点减少，尾流约减少 3-4%，并且因大机组捕风效率 提高，发电量整体提升 5%以上。总体而言，单位千瓦造价节省 8.6%以上，度电成本降低 8.3%，自有资金内部收益率能提高 7.5%以上。

　　2023 年我国下线海上风电机组最大单机容量实现新突破。据 CWEA 统计，2023 年我 国下线的海上风电机组最大单机容量达到了 20 兆瓦级，且在 2022 年新增吊装容量中排名 前九的厂商，均已推出了 14MW 以上单机容量海上风电机组。2023 年 11 月，由东方电气 联合中国华能下线MW 机组，是全球单机容量与风轮直径最大的低速永磁（直驱）型 海上风电机组。2023 年 12 月，明阳智能 MySE18.X-20MW 机型下线 年全球已下 线单机容量最大、风轮直径最大的海上机组。

　　海上风机大型化对风机可靠性以及供应链安全提出更高要求。风电大型化并不是简单 的将设备做的越来越大，背后考验的是关键零部件的产业链供应、海上施工能力以及制造 能力的全面升级，如大尺寸叶片的再设计，轴承的供应能力等。海上风机运行环境复杂恶 劣，海上盐雾会造成机体腐蚀，浪潮增加载荷，风高浪大的极端天气又使运维成本成倍增 加，同时单机投资成本更大，一旦已投运风机出现问题，高额维修成本将使得收益大幅下 降，因此大容量风机的可靠性是最核心的指标。

　　海风大型化推动极大提升施工难度。据《桥梁视界》数据，海上基础直径最大的单桩 为 10.4 米、长 112.米、重 2407.5 吨；吸力式导管架基础的吸力桶长 40 米、宽 36 米、高 85 米、重 1936 吨，基础结构大型化带来的运输、安装、打入、植入施工等难度大，施工 过程中，“人、机、料、法、环”均面临巨大挑战。基于单桩基础稳桩定位施工需求，创新 研制了坐底式、桩船一体式、自升移动式、船载移动式等稳桩平台；实现了单桩桩长 112.68 米，最大桩径 10.4 米的打入施工。

　　4.2 风电深远海发展趋势明显，中国深海风资源约 2TW 系近海 5 倍

　　欧洲新建风电场正在迈入深远海，中国海上风电向深远海延伸趋势明显。远海风电一 般指场区中心离岸距离大于 70km，深海风电指水深大于 50m 的场区，世界上 80%的海上 风力资源位于水深超过 60 米的海域。欧洲海域平均深度大于中国海域，深远海风电发展先 于中国，2019 年欧洲在建的海上风电项目平均离岸距离达 59km，英国的 Hornsea1 风电 场、德国的 EnBWHoheSee 和 EnBWAlbatros 风电场离岸距离超过 100km，而在新开标的风 电场中，最远离岸距离已达到 220km。中国已装机海上风电项目集中在离岸 30km、水深15-20m 的区域；2022 年已完成招标待建项目平均离岸距离 40km、水深 30m；2023 年待招 标项目平均离岸距离 50km、水深 35m。

　　漂浮式风电以半潜式为主，2033 年装机量有望达 8.3GW。据 GWEC 报告，漂浮式技 术主要有三种：单柱式、半潜式和张力腿式，单柱式曾经是漂浮式项目的主要技术方案， 但半潜式在过去几年发展很快，逐渐成为主流。张力腿式技术在灵活性上有一定优势，但 其安装过程复杂，锚链成本高，暂时市场份额较低。漂浮式海风发展可分为演示和试验阶 段（2009-2020 年）、商业前阶段（2021-2025 年）、商业阶段（从 2026 年起），预计 2033 年全球漂浮式海风新增装机量达 8.3GW，累计装机量达 31GW，其中，欧洲占比 60%，亚 太地区占比 33%，北美占比 7%。预计 2024-2033E 全球漂浮式海上风电新增装机 CAGR 达 69%。

　　全球漂浮式海上风电小批量装机，2023 年新增装机 48MW。据 GWEC 统计，2023 年 全球漂浮式海风新增装机达 48MW，并预测漂浮式海上风电在 2025 年将会有大的发展， 届时将有四个 150-200MW 规模的项目并网，在 2030 年之前将全面实现商业化。

　　中国深远海风电关键技术研制取得重大进展，装机路线以三立柱半潜式为主。目前中 国共有 6 个漂浮式海上风电项目（样机）实现投运或正在推进实施。除安装在三峡阳江沙 扒海上风电场的“三峡引领号”于 2021 年并网发电外，由中国海油主导的“海油观澜号”，在 距海南文昌 136km 的海上油田海域投运，成为全球第一个离岸距离超过 100km 和海水深度 超过 100m 的“双百”海上风电项目。另有中国海装主导推进的“扶摇号”，已在广东湛江罗斗 沙海域完成安装。中国进入安装阶段的漂浮式样机基础技术路线，都采用了三立柱半潜式方案，包括正在推进开发的部分样机，大多与采用固定式基础的大型海上风电场相连，或 作为其中一个发电单元运行。

　　各国推出 2030 年漂浮式海风发展目标，美国有望成为继欧洲、东亚后第三重点市 场。2022 年美国启动“漂浮式海上风电行动计划”，重点在平台制造、海洋工程和漂浮式机 组领域进行集中研究、开发和示范，到 2035 年将漂浮式海上风电的度电成本降低 70%以 上，从 2021 年的 0.084 美元/KWh（约合人民币 0.602 元/KWh）下降至 0.045 美元/KWh， 并且，到 2035 年部署 1500 万千瓦的漂浮式海上风电装机容量。10 年后美国有望成为全球 第三个重要的漂浮式海上风电市场。

　　漂浮式海风 LCOE 快速下降，至 2030 年中国漂浮式 LCOE 有望降至固定式水平。据 CWEA 报告，全球首个漂浮式海上风电项目的造价高达 30 万元/KW。随着漂浮式海上风 电技术的进步、单机容量的增加、项目规模的提升，漂浮式海上风电项目单位干瓦造价已经下降至 4 万元/干瓦。据 DNV 报告，到 2050 年漂浮式海上风电成本将下降近 80%。与之 相对，中国万宁百万干瓦漂浮式海上风电项目造价约 2.3 万元/干瓦，中国漂浮式海上风电 项目投资成本有望在 2025 年达到 2 万元/KW 左右，2030 年降至 1 万-1.5 万元/KW，达到 与固定式海上风电相当的水平。

　　固定式与漂浮式海风成本结构差异大，漂浮式安装成本、漂浮基础占比大。固定式海 上风电机组成本占比最大，达 42%，安装成本仅占 5%，与之相反，由于漂浮式海上风电 更高的投资成本，导致风机占比相对下降，风电机组、浮式基础、系泊锚固以及施工安装 分别占比为 13%、26%、22%和 21%。

　　海上风电大型化和深海化趋势，产业链多环节单 GW 用量提升。海上风电产业链主要 包括风机、叶片、齿轮箱、轴承、主轴、变流器、铸件、塔架、海缆等。风电大型化促使 部分零部件单兆瓦用量摊薄，但深海化使得离岸距离及水深增加，使得某些环节单 GW 用 量提升，双因素影响下，关注环节需求量增速及竞争格局更具确定性。

　　按照各环节 2024-2026E 市场规模复合增速从大到小排序，全球/国内各环节分别为： 海缆 40%/54%，塔桩 47%/41%、铸锻件 39%/31%、轴承 38%/33%。其中，海缆具备较 高技术壁垒，认证周期和扩产周期长；塔桩因海外单桩供需紧张，投产受限于码头资源， 行业格局较好；大型化零部件产能集中于中国，海外海风起量有望推动量价齐升。

　　5.1 海缆：远海趋势下海缆价值量有望增加，中国 24-26E 复合增速达 54%

　　海上风电海缆可分为阵列海缆和送出海缆。海底电缆约占海上风电项目投资的 10%左 右，是海上风电机组向陆地输送电能的唯一通道。阵列海缆主要用于汇集风电机组发出的 电能，传输到海上升压站，目前其主流的电压等级为 35kV，正在向 66kV 发展；送出海缆 用于将升压后的电能输送至陆地集控中心，目前应用最多的主流电压等级为 220kV，正在 向 330kV 和 500kV 发展。

　　柔性直流送出技术适用于远海输电，远海送出成本优于交流输电。柔性直流海缆具有 在长距离输电中输送容量更大、输送距离更远、汇集输送时灵活程度和扩展程度较高、输 电线路数量更少、海域资源占用较少等优点。当大容量风电场的离岸距离超过一定距离 （通常为 85 千米）时，选用柔性直流海缆相比交流海缆送出更具经济性，尤其是在 100 千 米以上时，更能显示其优势。

　　离岸距离提升送出缆单 GW 投资额，远海趋势下海缆价值量有望增加。据《多场景海 上风电场关键设备技术经济性分析》数据，以采用 5MW 风电机组的 300MW 海上风电场 在不同水深（浅水 20m、深水 80m）和不同离岸距离（近海 40km、远海 80km）环境下的 关键设备投资组成为例，登陆送出海缆成本随着离岸距离提高而提高，而随着近海资源开 发完全，深远海趋势将拉动海缆价值量提升。

　　海缆环节呈现寡头垄断格局，历年 CR3 占约 8 成。2021-2023 年，中天科技市场份额 为 37%、15%和 47%，东方电缆为 33%、39%和 17%，亨通光电为 17%、33%和 15%， CR3 分别为 87%、87%和 79%，市场集中度较高，呈寡头垄断格局。

　　装机高预期下，主要厂商积极扩充产能。一梯队方面，东方电缆、中天科技、亨通光 电预计 2024 年产值分别达到 100 亿元、95 亿元和 55 亿元，二梯队方面，汉缆和宝胜 2024 年预计产值分别为 20 亿元和 31 亿元。随着产能扩充到位，海缆企业有望维持高增长。

　　全球海缆保持需求高增姿态，离岸距离提升海缆抗通缩属性。据 GWEC 数据，2023- 2030 年，预计对电缆的需求将以平均每年 18%的速度增长，而按价值计算，受益于海缆转 向更大、更有价值的电缆类型，预计在此期间将增长 15%，抗通缩属性明显。分地区来 看，2021 年，仅中国就消耗了全球海上风电电缆的 76%，到 2023 年，这数字将降至 35%。尽管这一数字有所下降，但考虑到中国超额完成安装目标的历史记录，预计需求将 以每年 13%的保守速度增长；亚太地区（不包括中国），预计到 2030 年需求将以每年 18%的速度增长；2023 年，欧洲占全球海上风电电缆需求的 27%，预计到 2030 年底，欧洲海 上风电电缆需求将以每年 21%的速度增长。

　　欧洲海缆产能吃紧，国内海缆迎来出口良机。韩国目前拥有超过 10%的海底电缆产 能，还有新的工厂正在建设中；台湾 NKT 和 Walsin Lihwa 将于 2027 年推出海底电缆工 厂。据 UBS 统计，海外海缆预定产能已排至 2028 年，随着海上风电需求快速增长，预计 2025-2030 年供应缺口或急剧扩大，自 2026 年起，中国以外地区的供应可能只够满足 50- 60%的需求，中国海缆制造商有望受益于这一预期短缺，原因系：1）价格相较海外同业优 势显著；2）海外市场渗透率低（不到 5%）；3）海缆产能扩建周期长，海外本土新扩产能 暂时无法投产，因而中国企业有望获取外溢订单。

　　5.2 塔桩：水深增加单 GW 用量显著提升，全球 24-26E 复合增速达 49%

　　塔筒及桩基为海风主要支撑件，固定式桩基常见为单桩、多桩和导管架。海面上支撑 件为塔筒，海面下支撑件为桩基，其中，单桩为一根圆柱体衔接塔筒直接打入海床，结构 最简单，应用最广泛；多桩由钢筋混凝土承台和一组钢管桩构成，适用于 30m 以下近海； 导管架通常有 3 或 4 个桩腿，桩腿之间用撑杆相互连接，形成一个有足够强度和稳定性的 空间桁架结构，适用于 20m-50m 水深。

　　导管架、吸力筒式受益于深远海化趋势，占比有望进一步扩大。单桩、多桩基础结构 数量随着水深的增加而渐降低；吸力桶式、导嗯管架式基础结构数量随着水深的增加而逐 渐增加。随着近岸资源开发趋于饱和，海上风电产业将逐步走向深远海，单桩基础结构的 占比将会进一步降低，导管架基础结构因其在深水海域的优势，占比将会逐渐增多。

　　单桩固定基础应用最为广泛，多桩、导管架吸力筒式也较为常见。截至 2022 年 10 月，辽宁、江苏、广东基础形式以单桩基础结构为主，分别占比 68％、92％、55％；上 海、浙江、福建基础形式以多桩基础结构为主，分别占比 75％、63％、49％。值得注意的 是，导管架基础在福建、广东两省占比较高，分别占比为 15％、34％，这是因为导管架基 础适宜安装在水深大于 20m 的海域，东海和南海平均水深较深，适宜安装导管架基础结 构。

　　单桩基础单 MW 用量随大型化少量摊薄，水深增加时单 MW 用量增长显著。据《多 场景海上风电场关键设备技术经济性分析》数据，以单桩 40m 为例，在相同水深下， 5MW 用量约为 259 t/MW，8MW 用量约为 242 t/MW，下降幅度不大；而在 8MW 单机容 量下，单桩 20m 时用量约为 173 t/MW，单桩 40m 时用量约为 242 t/MW，单位用钢量显著 提升。而对于导管架来说，相同水深下，单机容量增大对于用量提升不显著，相同单机容 量下，水深对用量提升依旧显著。

　　塔筒桩基企业毛利率稳步回升，随原材料价格下降盈利能力有望持续修复。塔筒定价 采取成本加成模式，以赚取加工费为主要盈利来源。泰胜风能、天顺风能及海力风电 2024 年以来净利率均有所回升。塔筒主要原材料系钢板，2022Q1-2024Q1 中国中厚板价格呈现快速下降趋势，截至 2024 年 8 月 2 日，国内中厚板价格较 2021 年 5 月 13 日 6680 元/吨的 价格高点下降至 3611 元/吨，降幅达 45.94%。

　　大型化+海风趋势提升塔筒及桩基生产制造壁垒。大型化趋势下，塔筒高度提升提 高，相比陆上风电，海上风塔还会受到恶劣的海洋环境因素，如盐雾腐蚀、海浪荷载、台 风等的影响，易造成塔筒结构刚度发生变化、基础加速沉降等，因此海上风电塔筒和桩基 对焊接并行控制、机加工精度控制等环节要求更为严格。由于导管架大部分浸于海水中， 很容易产生腐蚀疲劳破坏，所以，节点焊接后需进行探伤检测，如发现夹渣或焊不透，必 须刨掉重焊。此外，由于水下灌浆质量较难检测和监测，所以，导管架和钢管桩之间的灌 浆连接也是结构的薄弱点之一。

　　塔筒桩基行业加速产能布局投资，码头资源为海风产品核心竞争力。随风电装机需求增 加海风发展趋势明显，塔筒桩基产业加大生产基地建设投资，截至 2024 年 8 月，主要海上 塔筒桩基产商产能规划超 695 万吨。据海洋清洁能源资讯，新一代单桩长度将达到 100-130 米，外径尺寸 12-15 米，重达 5000 吨，无法通过陆上运输。根据海力风电招股说明书，2021H1通过当地自有码头运输单台桩基运费为 14.95 万元/套，其他地区运输单台桩基运费为 42.17 万元/套，自有码头能够显著降低公司海运成本，码头资源成为核心竞争力。

　　欧美固定式海基出现缺口，单桩/塔筒出海成为亮点。据 GWEC 统计，供给方面，2023 年全球固定式海风基础产能为 3880 套，其中，中国为 2945 套，占 76%，欧洲为 625 套，占 16%。至 2026 年，预计全球新增固定式海风基础 2242 套，其中中国 1172 套，占 52%，欧 洲 745 套，占 33%。需求方面，欧洲固定式海风基础有可能将于 2026 年出现供需缺口。据 GWEC 测算，如 2026 年欧洲的 745 套固定基础无法顺利投产，欧洲将出现供需缺口，并且 随着时间的推移，缺口将进一步扩大。类似的情况将出现在北美洲，预计北美 2025 年需求达到 193 套，而预计新增产能仅为 80 套。中国向欧美出口固定式海风基础将成为下一个海 风增长点。由于固定式单桩/塔筒重量大运输困难，港口稀缺资源制约扩产，中国单桩/塔筒 企业有望取得海外订单，改善盈利。

　　2026 年全球海上塔筒桩基市场需求有望达 748 万吨。2023 年全球海上塔筒及桩基市场 需求为 245 万吨；随风电发展逐渐向深远海迈进，预期 2026 年全球海上塔筒及桩基市场需 求达 748 万吨，预计 2024-2026 年 CAGR 为 49%。2024-2026E，全球海上塔筒桩基市场规模 分别为 365 亿元、537 亿元和 790 亿元，CAGR 为 47%。

　　5.3 轴承：大兆瓦轴承国产替代为趋势，全球 24-26E 复合增速达 38%

　　大型轴承设计、制造、安装困难，国产方案已实现技术突破。大型轴承在诸多方面存 在挑战，一是大兆瓦主轴承轴外圈直径一般超过 2 米，与铸件情况类似，超出了大部分市 场上的主轴承机床的装载能力；二是主流供应商集中于 SKF 和 FAG 两家，产能紧张；三 是国内主轴承供应商短期无法具备此类轴承的设计和加工能力。尤其是在直驱机型的 TRB 方面，目前 6MW 以上的海上风电直驱机型的主轴轴承的外径已突破 4 米，全球范围内的 产品供应商较少，国内市场主要依赖海外品牌。2024 年 3 月，世界首台 25 兆瓦级风电主 轴轴承及齿轮箱轴承，在洛阳轴研科技有限公司成功下线MW 海上抗台风型风力发电机组主轴轴承下线，国产方案实现技术突破。

　　风电轴承分为主轴轴承、偏航&变桨轴承、增速器轴承以及发电机轴承。一般每台风 力发电机平均配置 28 个轴承，其中包括（偏航轴承 1 个，变桨轴承 3 个，发电机轴承 2 个、主轴轴承 1-2 个（双馈机型 2 个单列圆锥轴承或调心滚子轴承；半直驱机型 2 个单列 圆锥轴承或 1 个双列圆锥轴承；直驱机型 1 个三排圆柱轴承）和 15-23 个齿轮箱轴承。其 中难度较低的偏航&变桨轴承已经实现国产替代，而难度较高的主轴轴承仍以海外进口为 主。据 CWEA、北极星风力发电网和风电观察报道，2021-2023 年，主轴轴承国产化率分 别为 32%、40%和 48%。国内主轴轴承从设计到生产制造，和海外产品的差距逐步缩小。 以洛轴为代表的国内主要轴承制造企业，主流机型所用的 3-6.25MW 主轴轴承已大批量装 机使用，10MW 以下的海上风电机组主轴轴承也进入研发、样机试用阶段，预计国产主轴 轴承市场占比超过进口轴承已成必然。

　　主轴承价值量随大型化小幅摊薄，偏航变桨轴承价值量则有所提升。1）主轴轴承单 GW 价值量随单台风机容量增大而小幅下降。以新强联为例，3MW-4MW 机型配套主轴单 GW 价值量为 1.43 亿元/GW，而 4MW-6MW 机型配套主轴单 GW 价值量为 1.20 亿元 /GW，单机容量增长 43%，单 GW 价值量下降 16%，抗通缩属性明显。2）偏航变桨轴承 单 GW 价值量随单台风机容量增大而小幅提升。新强联 3MW-4MW、4MW-5MW、5MW6MW 配套偏航变桨轴承单 GW 价值量分别为 1.48 亿元/GW、1.60 亿元/GW 和 1.88 亿元 /GW，价值量有所增长。

　　目前我国配套大功率机型的高端轴承主要依赖进口，高端轴承的溢价较为明显。2019 年全球范围风电轴承仍然主要由德国、瑞典、日本、美国的厂商供应，国内的洛轴、瓦 轴、新强联等企业合计市占率不到 10%，这几家国内企业均已经成功研制了配套大兆瓦机 型的轴承产品，有望在客户导入和批量化出货完成后提升市场份额。

　　风电单机容量朝大功率发展，大尺寸化带动轴承“以滑代滚”。据崇德科技招股说明 书，风机大尺寸化后，风电齿轮箱若仍采用滚动轴承，会使其轴承径向尺寸过大，导致轴 承内外圈、滚道和滚珠的疲劳剥落、磨损等故障率持续增加，严重制约齿轮箱的性价比与 可靠性。相较于双馈型滚动轴承风电齿轮箱，采用滑动轴承的风电齿轮箱扭矩密度可提升 25%，传动链长度可减少 5%，齿轮箱重量可降低 5%，成本可降低 15%，“以滑代滚”是 未来超大功率风电齿轮箱降本增效最具潜力的解决方案。

　　海上风电大型化打开风电轴承需求天花板。我们预计 2024-2026 年全球海上风电领域 轴承市场规模分别为 17.2 亿元、23.8 亿元和 32.7 亿元，CAGR 为 38.0%，国内海上风电轴 承市场规模分别为 10.9 亿元、15.3 亿元和 19.3 亿元，CAGR 为 33.2%。考虑到大兆瓦机型 滚动轴承径向尺寸过大，制约齿轮箱的性价比与可靠性，我们假设 2024-2026 年海上风电 领域滑动轴承市场渗透率分别为 5%、15%和 30%，全球海上风电领域滑动轴承市场规模分 别为 0.9 亿元、3.6 亿元和 9.8 亿元，CAGR 为 238.1%。

　　5.4 铸锻件：大型化零部件产能结构性紧缺，全球 24-26E 复合增速达 39%

　　大型化零部件包括铸件和锻件。风电铸件主要包括轮毂、底座、固定轴部件（含定子 主轴等）、齿轮箱部件（含行星架、箱体等）等。风电铸件工作环境特殊，常处于高冲击 力、低温、高盐度腐蚀的工作环境，维修困难且代价较高，是风力发电机组的核心零部件 之一。风电锻件主要包括风电齿轮箱锻件、风电轴承锻件和风电塔筒法兰锻件。

　　风电铸件约占风电整机成本的 4-6%，生铁价格下降趋势下盈利有望改善。大型化趋 势下，风电铸件作为关键零部件，质量要求持续提升；同时大型化风机主轴等零部件逐步 由锻造改为铸造，风电铸件在风电机组中的成本占比持续提升。根据 Wind 数据， 2024/01/02-2024/09/09 铸造生铁价格从 3764 元/吨下降至 3250 元/吨，跌幅达 13.66%，铸 造企业盈利有望改善。

　　受益于风电装机需求旺盛，2026 年全球海风铸件市场规模有望达 62 亿元。根据中国 铸造协会估算，每 MW 风电整机大约需要 20-25 吨铸件。假设风电大型化、轻量化趋势下 2026 年风电铸件单位用量海外、国内分别降低至 17 吨/MW、15 吨/MW，以此测算，2023- 2026 年，全球海上风电铸件需求量有望从 9 万吨增长至 24 万吨，三年 CAGR 为 37.74%， 国内海上风电铸件需求量有望从 13 万吨增长至 30 万吨，三年 CAGR 为 32.39%。全球海 上风电铸件市场规模有望从 2023 年的 26 亿元增长至 2026 年 62 亿元，三年 CAGR 为 34.01%，国内海风铸件市场规模从 13 亿元增长至 29 亿元，三年 CAGR 为 30.14%。

　　铸锻件市场竞争格局较为分散，头部厂商产能较为充裕。假设每 MW 风电用铸锻件为 23 吨，2023 年中国风电铸锻件市场规模约为 268 万吨，其中日月股份、通裕重工、广大特 材、金雷股份市占率分别为 17%、11%、6%和 6%。从 2024 年风电铸件及锻件主要厂商产 能（含 2024 年底投产）分布来看，日月股份、金雷股份、通裕重工、山东龙马产能较大， 分别为 70 万吨、60 万吨、57 万吨和 50 万吨，七大厂商产能总计达 295 万吨，仅日月一家 产能便可覆盖全球需求的 26%。

　　风电主轴是风电整机的关键部件，在风机中主要用于连接叶片转轮体和齿轮箱。风电 主轴使用寿命约 20 年，使用中更换成本高、更换难度大，因此风电整机制造商对其质量 要求非常严格。风电主轴主要应用于双馈风机和半直驱风机;而直驱机型没有齿轮箱，因此 一般不使用风电主轴。作为风电机组的关键零部件，风电主轴在风电机组中成本占比约 3%，成本较低但重要性高，因此下游对主轴价格敏感度不强，主轴厂商成本传导和议价能 力较强。

　　主轴锻铸件各有优势，大型化趋势下铸件占比有望提升。风电主轴根据金属成形工艺 的不同，分为锻造主轴和铸造主轴两种类型。2022 年风电主轴的市场空间中锻造主轴空间 43.6 亿元，铸造主轴空间 7.3 亿元，铸造主轴占比达到 86%。锻件具有较高的密度、抗拉 强度和压缩强度等性能优点，并且具有更好的耐磨性、抗冲击性和耐腐蚀性能，3.0MW 以 下风电整机较多采用锻造主轴，但锻造产品生产成本更高，对于 8MW 以上风机，锻造主轴不具备性价比；而铸件是通过凝固过程中的体积变化成型，因此具有很好的复杂形状制 作能力，在风机大型化趋势下应用前景广阔。

　　风电主轴实现进口替代并出口，双寡头格局稳定。风电主轴作为风电整机重要零部 件，2005 年之前主要依靠进口。历经对外技术引进、小规模研发、自主创新等过程，以金 雷股份与通裕重工为代表的国内企业已全面掌握炼钢、锻压、热处理、机械加工和防腐涂 装等主轴制造专业技术，形成具有自身特点的成熟生产工艺，并且凭借突出产品质量、成 本优势，获得国内外风电整机制造商的认可，实现进口替代并出口。2021-2023 年，金雷 股份与通裕重工合计实现风电主轴销量分别为 25.78 万吨、25.76 万吨和 28.77 万吨，稳步 增长。

　　海上风电叶片长度持续提升，最新下线 年的 143 米，使用材料也从玻纤到碳纤维。从海上风电叶片推出的制造商 来看，叶片厂商通过与整机厂商绑定以提高业绩稳定性，锁定订单，并且随着整机技术的 差异化竞争，为了更好地与整机设计匹配，叶片研发设计的主动权和引导权逐步由材料叶 片企业过度到整机企业，以至于 2021 以来，行业所看到的叶片技术突破绝大部分由整机企 业主导实现，一定程度上体现了叶片技术引领格局的变化。

　　叶片长度增加促使重量增大，叶片多处或将出现疲劳失效问题。据《碳纤维在风电叶 片中的应用进展》研究，叶片的质量的增加和长度的立方成正比，随着叶片长度和重量的 提升，重力载荷促使多处出现疲劳失效问题，并且随着叶片长度的增加，其失效模式和位 置将有所改变，主要集中在叶根、后缘和主梁区域。

　　使用碳纤维替代玻纤，叶片碳纤维渗透率有望提升。碳纤维密度比玻璃纤维小约 30％，强度大 40％以上，模量高 3～8 倍，56m 叶片尺寸下，使用碳纤维可减重 25%- 35%。根据 Sandia 实验室数据，当风机叶片超过 70m 后，碳纤维用量将有望超过 55%。据 碳纤维生产技术分析，随着碳纤维成本的下降，其渗透率有望持续提升。

　　国内风电叶片企业大致分为四类，中材科技、时代新材份额合计超一半。四类风电叶 片企业包含以原材料起家的风电叶片国有企业，如中材科技、时代新材、中复连众等；风 电整机商为自身配套的叶片企业，如明阳叶片、三一叶片等；风电叶片民营企业如艾朗科 技、九鼎新材等及海外叶片商在国内成立的企业如 LM、TPI 等。基于销量（GW）计算， 2022 年中材科技和时代新材作为国内两大叶片巨头市占率分别为 28.9%和 23.9%，合计超 50%，行业市场集中度较高。

　　风电进入平价时代，风电机组招标价格下降显著。抢装潮后平价上网导致的价格压力 从风电运营商传导至风电整机厂商，整机价格回归市场供求关系，风电整机厂商开启降价 竞争。国内海上风电招标价格从 2022 年 3877 元/KW，降至 2024 年 6 月的 2901 元/kW， 降幅约 25%。2024 年 6 月，海上风电风机均价为 2901 元/kW，相较 4 月下降 8.8%； 2024H1，陆上项目均价达 1402 元/kW，降幅达 16.6%，海上项目均价达 2883 元/kW，降幅 达 5.0%。

　　2023 年全球海风新增装机前十强制造商中国占 7 家，全球累计装机外企占约五成。据 GWEC 统计，2023 年全球 12 家风机制造商共安装了 1120 台海上风机设备，装机规模约为 11GW。2023 年新增装机市场份额方面，明阳智能装机量达 2.9GW，占比 27.5%排名第 一，前十大制造商中国企业占 7 家，市场份额共达 67.0%，占比逐步提升。2023 年累计 装机市场份额方面，西门子歌美飒继续保持全球海上风机累计装机规模的首位，占比约 32.0%，在全球累计装机量排名前十位的制造商中，中国企业占据六家，市场占有率达 48.6%。受益于中国海上风电装机量高企，中国制造商市场份额持续攀升。

　　中国海上风电制造市场格局集中度较高，2023 年新增市场 CR3 达 72%。2023 年，中 国国内共有 8 家整机制造企业有海上风电新增装机，其中，明阳智能新增装机 287 台，容 量为 2.94GW，占比为 40.96%，其次为远景能源、电气风电、金风科技、运达股份、中船 海装、东方电气和太原重工。截至 2023 年年底，国内市场上海上风电累计装机容量超过 1GW 的整机企业有电气风电、明阳智能、远景能源、金风科技、中船海装和东方电气，这 6 家企业海上风电机组累计装机容量合计为 36.52GW，占全部中国海上风电累计装机容量 的 96.96%。

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