“十四五”规划收官末期目标推动，叠加大基地项目建设加速推进等多重因素，国内陆上风电和海上风电领域正迎来需求共振。

陆风方面，年初至今，全国陆上风机公开招标容量已达到23.7GW，同比增长145%。

海风方面，今年以来已有超过4GW的海风项目开工建设，2GW项目实现并网发电。多个项目进展密集，如江苏三峡、国信大丰项目全面开工且完成首台机组吊装，海南多个项目并网进行时且CZ8项目启动沉桩工作。此外，深远海风电规划也在加速落地。

海外市场，以欧洲为代表的海风市场进入快速增长阶段，为全球风电产业链出货增长提供新动力。

本文将对风电产业链核心环节进行全面梳理。

01

风电行业概览

风电即风力发电，属于可再生清洁能源，风力发电是指把风的动能转变成机械动能，再把机械能转化为电力动能。

风力发电的原理：用风力带动风车叶片旋转，再透过增速机将旋转的速度提升，来促使发电机发电。

依据风车技术，大约是每秒三米的速度（微风的程度），便可以开始发电。

风电场分为陆上风电场和海上风电场两类。

陆上风电场是指在陆地和沿海多年平均大潮高潮线以上的潮上带滩涂地区开发建设的风电场，包括在有固定居民的海岛上开发建设的风电场。

海上风电场包括近海风电场和深海风电场和潮间带和潮下带滩涂风电场。

近海风电场：指在理论最低潮位以下5m～50m水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无固定居民的海岛和海礁上开发建设的风电场。

深海风电场：指在大于理论最低潮位以下50m水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无固定居民的海岛和海礁上开发建设的风电场。

从我国风力区域分布来看，陆上风力资源主要集中在东部沿海及“三北”地区，中西部地区加速追赶，区域竞争格局逐步分化。

海上风力资源集中于东南沿岸，这些地区海域广阔，风力资源丰富，且风速较高，非常适合海上风电的开发。

与陆地相比，海上表面较为均匀，摩擦力小，没有山脉、建筑物等障碍物阻挡，因此海风风速通常比陆上风速高20%左右，这也是海上风电相对于陆上风电的一个重要优势。

02

风电产业链

风电产业链主要包含原料零部件制造、整机制造及配套、风电运营三大环节。

零部件制造环节包含叶片、轮毂等铸件、轴承、齿轮箱、主轴等锻件、变流器、法兰等主要环节，该环节主要为风机整机制造各类零部件。

整机制造及配套环节包含整机制造、风机塔筒、电缆等主要环节，该环节主要为风机装机环节所需装备，塔筒、电缆配套整机进行安装。

风电运营环节指风电运营商、国家电网集团通过各类风电项目将电传输给最终用户。

风力发电机组

风力发电所需要的装置，称作风力发电机组，主要由风轮叶片、齿轮箱、发电机、轴承、轮毂及控制系统及塔筒构成。

主要零部件国产化进程已经基本完成，替代比率已经达到96%以上。

目前全球主流陆上和海上风电整机厂商所采取的技术路线主要集中在双馈异步、永磁直驱和永磁半直驱这三种技术路线。

双馈式风机通常单机容量较小、安装灵活，但使用齿轮箱与风轮机链接，齿轮箱属于易过载、且损坏率相对较高的部件，而双馈式的齿轮箱转速通常相对较高，因此维运成本也较高。

直驱式风机是目前国外风机商广泛采取的形式，因不存在齿轮箱因此维运成本相对较低，但是直驱式风机在相同容量下体积通常较大，吊装成本较高。

GWEC预测2024至2028新增装机容量合计约791GW，其中130GW是海上，550GW是陆上。中国仍将是陆上新增装机容量的主要贡献者，预计将新增300GW。

根据北极星风力发电网数据，近期公布中标的项目回升明显，在整机价格维持较低位的大背景下，风电运营商建设风电项目的积极性较高。

截止25年3月7日，25年招标量共9724MW（含框架招标）、中标量共11392MW。

陆上中标量靠前的整机厂商为金风科技（14%）、明阳智能（20%）、远景能源（16%）、运达股份（11%）、三一重能（9%）、中车（7%），第一集团各家的市场份额已经相当接近。

风电叶片

风电叶片是风机设备的核心部分。

风电叶片是使风力发电机风轮旋转并产生气动力的重要零部件，直接影响风能的转换效率和年发电量。

叶片大型化是提升发电效率的重要路径,近年来我国新增装机平均风轮直径持续提高。

随着叶片的大型化，使用高刚性、高比强度、高比拉伸模量的材料制造决定叶片刚性的主梁非常必要。

传统的叶片制造材料玻璃纤维复合材料无法满足这些要求，而碳纤维复合材料密度更低、强度更高，是风电叶片大型化、轻量化的首选材料。

风电叶片直径演变:

数据来源：《 GWEC Market Intelligence 》

我国是全球风电叶片最主要的生产国，已形成较为完善的产业链，贡献全球约60%的风电叶片供应量。

经过自2010年以来的行业整合，国内风电叶片制造商由高峰时期的百余家缩减至目前以中材科技、时代新材为代表的20多家企业。

当前国内风电叶片主要布局厂商包括中材科技、时代新材、中复连众、艾郎科技和天顺风能等，其中前两大制造商占据约50%的市场份额。

风电塔筒

风电塔筒是风力发电的塔杆，在风力发电机组中主要起支撑作用，同时吸收机组震动。

除塔体外，其内部通常有爬梯、电缆、电缆梯、平台等结构。

塔筒制造属于轻资产行业，原材料是主要的成本构成，主要包含钢材和法兰，其次是人力成本。塔筒生产主要包括塔体制造与基础座制造两大环节，主要设备包括数控下料、卷制成型、自动焊接、表面处理、起重运输设备等。

对于塔筒企业，国内市场主要的客户为发电运营商，其次为风机企业，海外市场主要客户为风机企业。

在平价驱动之下，国内风电呈现出明显的大容量、长叶片、高塔筒趋势，对塔筒企业的技术实力、供应能力等提出了更高的要求。

塔筒一方面受上游原材料影响更大，另一方面有很强的地域属性，通常就近选择塔筒供应商以降低运输成本。

风机大型化趋势导致塔筒工艺要求更为严格，投资壁垒升高。

此外，塔筒由于重量和体积限制，需要码头资源长距离运输塔筒，因此当前塔筒市场格局加速集中。

国内塔筒前五大制造商大金重工、天顺风能、天能重工、海力风电、泰胜风能占据约50%的市场份额。

资料来源：IRENA、行行查

主轴及齿轮箱

风电主轴和齿轮箱是风力发电机组的关键部件。

齿轮箱位于叶轮和发电机之间，将叶轮受风力作用旋转而产生的动力传递给发电机发电，同时将叶轮输入的较低转速（兆瓦级机组一般低于20r/min） 转变为满足发电 机所需的转速。

主轴是风电机组中最关键的部件之一，承担了支撑轮毂处传递过来的各种负载的作用。并将扭矩传递给齿轮箱，将轴向推力、扭矩和弯矩传递给机座和塔架。

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。

顺应风机大型化趋势，铸造主轴有望成为主流路线。

风电主轴制造工艺壁垒高。风电主轴作为风电机组的核心部件，生产制造过程中需要掌握较为复杂的生产技术。

此外，大兆瓦风机进一步提高主轴厂商技术门槛。

风电主轴双寡头格局稳定，合占全球半数市场份额。

从2005年开始，我国风电主轴逐步从海外进口过渡到国内自产。

当前国内风电主轴制造的参与者有金雷股份、通裕重工、国机重装等，市场正逐渐演化为通裕重工与金雷股份并重的双寡头格局，可满足全球50%主轴需求。

风电轴承主要包括变桨轴承、主轴轴承、偏航轴承、齿轮箱轴承和发电机轴承五类。

高端风电轴承是我国风机完全国产化的最后一环，我国主轴轴承等高端市场被瑞典SKF、德国舍弗勒、日本NTN、日本KOYO、美国Timken等海外轴承厂商垄断，市场竞争格局集中。

国产轴承厂代表厂商包括新强联、瓦轴、洛轴、国机精工、恒润股份、成都天马等。

风机铸件

风电铸件主要包括齿轮箱壳体、轮毂、底座、行星架、定动轴等，起到支撑与传动的功能，约占风机成本的8%-10%。

铸件加工主要包括熔炼、浇筑、机加工等工序，属于重资产行业，具备明显的规模经济效应。

全球铸件市场集中度较高，80%以上风电铸件产能集中在我国。

风机大型化及海风对大尺寸铸件存在更高需求，同时对铸件防腐、耐高低温等提出更高要求，因此大兆瓦稀缺产能或具备更高议价能力。

国内相关布局厂商包括日月股份、永冠集团、豪迈科技、吉鑫科技、山东龙马、广大特材、通裕重工、大连重工、金雷股份等。

03

海上风电

由于海上风电有风能资源丰富、发电利用小时数高、不占用土地等优点，风电开发逐渐从陆上风电向海陆风电双重发展。

我国近海水深5-50m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倍，海风天花板高。

部分省份已陆续启动深远海项目，据不完全统计容量达48GW。随着深远海管理办法出台加快出台，推动深远海放量，抬升中长期海风装机中枢。

海上风力发电有以下优势：

风速高、低风切变：由于海水面十分光滑,粗糙度较小,摩擦力较小。因此,风速较大,风速、风向的变化较小,风切变(即风速随高度的变化)也较小,这样就不需要很高的塔架,可降低风电机组成本。

低湍流：海上风湍流强度小,具有稳定的主导风向,机组承受疲劳负荷较低,风机寿命更长。

海上风力发电机组与陆上风力发电机组结构上存在稍许不同，结构可分为塔头（风轮和机舱）、塔筒和基础（水下结构与地基）。

其结构多样，可分为单桩基础、多桩基础如普通多桩基础、三脚桩基础，重力式基础、吸力式基础、悬浮式基础等。

当水深超过60m之后，漂浮式海上风机将比固定式海上风机更具有工程经济性，并随着水深增加而愈加凸显其经济优势。

整体来看，海风投资分为三个阶段：国内省管海风需求兑现；国内企业出海进程加速；深远海规划落地，核心解决风电需求的阶段性和中长期问题。

海缆：海上风电高壁垒环节

海上风电产业的快速发展同步拉动海缆的需求增长。

海底电缆是海上风电项目开发重要环节，也是海上风电与陆上风电较为主要的区别所在，约占海上风电投资的10%。

海缆用于海上项目通讯与电力传输，其作用是为海上风电、海上钻井平台、海岛电网互联、陆岛互联等海上项目提供通讯与电力传输。

海缆行业位于风电产业链的中游，下游客户是风电运营商，与风机、塔筒（塔筒独立招标的情况）平行。风机大型化使得风机上游零部件的单瓦使用量下降，从而实现风机价格的降本。由于海缆产业链位置与风机平行，通常由业主或EPC总包方招标，因此降价压力相对较小。

海上风电的建设需要在海底铺设海缆用于电力的传输。我国海上风电通常采取二级升压（少数采用三级）的方式将电力传输回陆上。

海缆以光电复合缆为主。由于敷设运维经济性好，海底光电复合缆现已成为海上风电采用的主流海缆类型，负责电力输送与信号传输。

我国国内采用的光电复合缆主要分为两种，35KV的集电线路海缆与220KV的输电线路海缆。

随着海上风电朝着深远海发展，对海底电缆提出了更高的要求，海底电缆向直流化、动态化方向发展。

根据Sounergie与RystadEnergy数据，2028年海外海缆敷设长度将是2020年的9.5倍，2030年欧洲阵列缆与送出缆长度将分别是2022年的6.8/14.3倍。

欧洲本土海风供应链短缺，在海外海风快速放量的背景下，海缆供需可能出现缺口。未来随着需求进一步释放，国内产能或外溢供应全球。

海缆行业竞争格局稳定，由于行业进入门槛较高，供应商需具备强大的研发能力以及丰富的经验和资源等，因此新兴企业也难以轻易进入该领域。

国内海缆市场中，东方电缆、亨通光电和中天科技三家企业构成了第一梯队，竞争优势明显，寡头竞争的局面将保持相对稳定。相关布局厂商还包括汉缆股份、宝胜海缆、万达海缆、远东股份、起帆电缆和太阳电缆等。

04

风电厂建设及运营模式

我国的风电厂的建设程序分为六个阶段，即项目建议书阶段、可行性研究阶段、设计阶段、建设准备阶段、建设实施阶段、和竣工验收阶段。

全球陆上风电机组运维成本中，57%源于因部件故障而产生的非计划性维修成本。目前服务价值链的突破关键在于数据集成和分析，运维对预测性需求很大，而基于大数据分析的预测性维护可大幅削减运维成本，并强化电网整合协作。

海上风电运维相较于陆风最大的区别在于可达性差、物流成本高。

陆上风电的维护对象以风机为主，而海上风电的运维包括风机、海缆、海上升压平台等多类重要设施。海上风电运维成本约占风电LCOE的20-%25％，相比陆上风电运维成本占比更高，单位规模工作量约为陆上运维工作量的两倍。

国内海上风电项目的运行周期大多为25年：前5年由整机厂商提供质保服务，出保后20年由专门的运维服务商提供运维服务，目前国内的运维模式仍以定期维护和故障检修的被动式运维为主。主要的服务商由风机整机制造商、风电开发商和第三方运维公司组成。

目前海风运维市场仍处于起步阶段，海上风电运维船船东主要为风电运维商，专业风电运维装备仍较为短缺，头部风电主机制造商及具有区域性优势的第三方专业海上风电运维公司均具有发展机会。

“十五五”时期我国海上风电开发走向深远海，远期开发前景广阔。

来源：乐晴智库精选

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