海上风电：深远海化驱动的新一轮装机周期

定义：海上风电是把大型风力发电机组安装在海上，用海面更稳定、更强劲的风资源发电，再通过海底电缆把电送回陆地电网。

TL;DR · 一句话结论

海上风电是风电中确定性最高的成长方向，深远海化（漂浮式 + 25MW+ 大兆瓦机组）打开新空间。 2024-2026 年装机重启，“十四五”末规划海上风电累计装机约 65GW，欧洲海风同步加速扩张。 A 股映射：整机（金风科技、明阳智能）、海缆（东方电缆、亨通光电、中天科技）、塔筒桩基（大金重工、海力风电）、铸件（日月股份）。 深远海化、超高压海缆、漂浮式平台是核心边际方向。 核心风险：招标价格战、原材料价格波动、地方电网消纳、台风等地质海象风险、海外市场反倾销。

一、这是什么（底层科普）

定义：海上风电，就是把大型风力发电机组安装在海上，用海面更稳定、更强劲的风资源发电，再通过海底电缆把电送回陆地电网。

如果说陆上风电是在陆地上“种风车”，海上风电就是把风车搬到海上。这样做的核心原因很简单：海上风更大、更稳定、不占土地、靠近东部沿海用电负荷中心。没有海上风电，中国东部沿海新能源消纳和“双碳”目标会少一个高质量增量来源。

海上风电系统可以拆成五个部分：风机、基础、海缆、海上升压站、运维系统。风机负责把风能转成电能；基础负责把几十层楼高的风机固定在海床或漂浮平台上；海缆像“血管”，把电输回岸上；升压站负责把电压抬高，减少输电损耗；运维系统负责在盐雾、台风、海浪环境下保持设备稳定运行。

关键指标主要看：单机容量、叶轮直径、等效利用小时数、容量系数、单位千瓦投资、度电成本、离岸距离、水深、海缆电压等级和运维可达性。当前中国海上风电主流机型已进入 10MW 以上时代，16MW 已批量应用，18-20MW 机组开始安装并网，26MW 级样机已下线。

二、起源与发展历程

全球海上风电起源于欧洲北海。早期欧洲国家土地资源有限、海上风资源优质、碳减排压力强，因此率先发展海上风电。第一阶段是 2010 年前后的近海小功率固定基础，机组多为 3-5MW，水深较浅，技术主要借鉴陆上风电。

第二阶段是 2018-2023 年的大功率固定式海风，单机容量提升到 5-10MW，基础从单桩向导管架、多桩扩展，海缆从 35kV、66kV 向 220kV、500kV 演进。

第三阶段从 2023 年以后展开，核心特征是超大型化和深远海。新增机组平均单机容量突破 10MW，18MW 以上机型开始落地；当水深超过 50 米后，传统固定基础成本迅速上升，漂浮式风电成为下一代方向。

中国海上风电经历了从补贴抢装到平价过渡，再到深远海规模化的转变。2021 年前后补贴退坡带来装机波动，但随着整机价格、施工成本、海缆技术和地方规划成熟，2024-2026 年行业重新进入上行周期。

三、行业本质 — 商业模式怎么赚钱

海上风电不是一个简单的设备行业，而是“能源资产开发 + 高端装备制造 + 海洋工程服务”的复合产业。

开发商的商业模式是投资建设风电场，向电网或市场化用户卖电，赚取长期发电现金流。收入取决于上网电价、发电小时数、装机容量和消纳能力；成本取决于前期设备投资、施工安装、融资成本和后期运维。

设备商的商业模式是向开发商销售风机、海缆、塔筒、桩基、叶片、轴承、齿轮箱等装备。整机商通常收入规模大，但受价格竞争影响毛利率较低；海缆、轴承、部分高端基础件技术壁垒高，毛利率更好。

工程与运维企业的商业模式是提供设计、施工、安装船、运维船、检测、维修、数字化运维等服务。海上风电的运维成本明显高于陆上，运维市场随累计装机扩大而具备长期服务属性。

行业价值创造的核心在于降低全生命周期度电成本。谁能让单位千瓦投资更低、发电小时更高、故障率更低、运维更便宜，谁就能获得更强竞争力。

四、产业链全景

海上风电产业链可以分为上游材料与零部件、中游整机与工程建设、下游开发运营三段。

上游包括钢材、铜、玻纤、碳纤维、环氧树脂、结构胶、发电机、变流器、齿轮箱、轴承、叶片、铸件、海缆等。钢材广泛用于塔筒、桩基、导管架，在结构件成本中占比很高；铜主要用于海缆和电气系统；碳纤维、玻纤用于大型叶片轻量化。

中游包括整机制造、塔筒桩基制造、海缆制造、海上施工安装、升压站建设。海上风电项目成本结构中，风机采购约占 50%-55%，基础制造约占 20%-25%，海上施工约占 15%，电缆铺设约占 5%-10%，升压站约占 5%（CWEA / 中国可再生能源学会风能专委会，2024）。

下游是风电场开发运营，主要参与者包括央国企能源集团、地方能源平台和大型电力运营商。它们负责资源获取、项目核准、融资建设、并网销售和长期运维。

价值分配上，整机收入体量最大，但竞争激烈；海缆技术壁垒最高，尤其 500kV 交流海缆、±500kV/±535kV 柔直海缆和动态海缆，毛利率可显著高于普通装备；塔筒桩基受益于海风向深远海发展，但本质偏重资产制造，竞争和原材料波动压力较大。

技术路线主要包括双馈、直驱和半直驱。双馈成本低但维护复杂；直驱可靠性高但体积重量大、成本高；半直驱在成本、重量、可靠性之间折中，正在成为大型海上风机的重要路线。

五、供需格局

需求端看，全球海上风电仍处成长期。2024 年全球新增海上风电装机约 8GW，累计装机约 83GW；2024 年全球海上风电拍卖容量约 56.3GW（欧洲 23.2GW、中国 17.4GW）（GWEC, 2025）。GWEC 预计全球海上风电新增并网装机将从 2024 年约 8GW 增长到 2030 年约 36GW，2030 年累计装机有望超过 230GW，2034 年底达到约 441GW（GWEC, 2025）。

中国是全球最大海上风电市场。2024 年中国海上风电新增装机约 404-562 万千瓦（统计口径不同），累计并网规模超过 4100 万千瓦，连续多年全球第一（国家能源局 / 中国可再生能源学会风能专委会 CWEA，2024）。2025 年后，广东、江苏、山东、福建、浙江、辽宁、海南等沿海省份将成为主要增量地区。

供给端看，中国已经形成覆盖设计、制造、施工、运维的完整产业链，风电机组产能占全球市场份额约 60%（CWEA / GWEC，2024）。整机、叶片、齿轮箱、塔筒等环节产能充足，甚至部分环节存在价格竞争；但高端轴承、超高压海缆、动态海缆、深远海施工装备、漂浮式基础等环节仍是瓶颈。

供需平衡的核心矛盾不是“有没有产能”，而是“高质量产能是否够用”。近海固定式项目对普通装备拉动有限，深远海项目会显著增加海缆、导管架、漂浮式基础、运维船、安装船和高可靠性大兆瓦风机的需求。

六、竞争格局

全球海上风电市场仍呈现欧洲企业与中国企业分化竞争。欧洲市场中，西门子歌美飒、维斯塔斯等企业在中国大陆以外市场仍占据优势；中国企业在本土市场快速崛起，并通过成本优势和大型化技术向海外突破。

中国整机环节集中度较高。2024 年中国海上风电新增装机中，明阳智能位居前列，金风科技、东方电气、电气风电等紧随其后。明阳智能在半直驱和大兆瓦海风上优势突出；金风科技以直驱永磁和全生命周期解决方案见长；东方电气依托能源装备平台，推出 26MW 级海上机组；电气风电专注海风但受价格竞争与补贴退坡影响，盈利压力较大。

海缆环节呈现寡头格局。东方电缆、中天科技、亨通光电是国内第一梯队，合计占据绝大多数市场。东方电缆在高电压等级海缆、柔直海缆和海洋脐带缆上技术领先；中天科技具备 500kV 交直流海陆缆系统和动态海缆能力；亨通光电同时具备光通信和海缆双业务基础。

塔筒桩基环节竞争相对分散。大金重工、天顺风能、泰胜风能、海力风电、润邦股份等是核心参与者。海力风电在桩基和导管架领域弹性较强，大金重工在海上塔筒和海外管桩上具备优势。

轴承是国产替代难度最高的环节之一。偏航、变桨轴承国产化率较高，但 10MW 以上海上风电主轴承仍存在进口依赖。新强联、国机精工、洛轴、瓦轴等正在突破。

七、生命周期与周期性

海上风电处于“长期成长 + 短期周期”的阶段。长期看，海上风电在全球能源转型、沿海绿电需求、深远海资源开发中仍有巨大空间；短期看，行业受政策节奏、项目核准、海域审批、并网消纳、招标价格、原材料价格和利率环境影响明显。

2021 年补贴抢装后，中国海风经历过阶段性低谷。2024-2026 年行业重新上行，主要由地方项目集中开工、风机大型化降本、海缆和基础件需求恢复、深远海规划升温推动。

当前更像从周期底部走向复苏期，而不是成熟高景气顶部。领先指标是海风项目核准、海域使用审批、整机招标量、海缆中标金额、塔筒桩基开工、沿海省份竞配结果和安装船排期。

八、政策与监管环境

政策态度总体积极。海上风电同时服务“双碳”、能源安全、海洋经济、装备制造升级和沿海产业绿色用能。国家能源局 2025 年相关报道强调，海上风电正加速挺进深蓝，中国已构建覆盖设计、制造、施工、运维的全产业链体系。

《风能北京宣言 2.0》提出，“十五五”期间中国风电年新增装机不低于 1.2 亿千瓦，其中海上风电年新增装机不低于 1500 万千瓦；2030 年中国风电累计装机达 13 亿千瓦，2035 年不少于 20 亿千瓦，2060 年达 50 亿千瓦（《风能北京宣言 2.0》 / CWEA，2024）。

监管约束主要来自海域使用、生态环保、渔业协调、航道安全、军事与雷达影响、并网消纳等。深远海开发还涉及更复杂的海洋空间规划和跨区域输电安排。

补贴方面，中国海上风电已从补贴驱动转向平价和市场化交易。未来项目收益不再主要依赖补贴，而取决于项目资源禀赋、建设成本、融资成本、电价机制和绿电消纳。

九、技术变革与未来演进

第一条主线是风机大型化。单机容量越大，单位装机所需基础、施工和运维摊薄越明显。中国海风已从 8MW、10MW 快速迈向 16MW、18MW、20MW 乃至 26MW。

第二条主线是深远海和漂浮式。水深 0-30 米通常适合单桩，20-50 米多采用导管架，超过 50 米后漂浮式方案更具潜力。漂浮式基础包括驳船型、Spar 型、半潜型、张力腿型，中国目前较关注半潜型和张力腿型。

第三条主线是高压柔直海缆和动态海缆。离岸距离越远，交流输电损耗和无功补偿问题越突出，高压直流送出重要性上升；漂浮式平台会随波浪运动，需要动态海缆适应持续弯曲和拉伸。

第四条主线是智能化运维。海上运维窗口期短、船机成本高，预测性维护、无人机巡检、数字孪生、AI 故障诊断可以显著降低停机损失和运维成本。

十、产业进程（国内 vs 海外）

国内方面，广东、江苏、福建、山东、浙江、辽宁、海南等沿海省份持续推进海风项目。根据国家能源局报道，迈向“十五五”，我国海上风电年新增装机目标为 1500 万千瓦，到“十五五”末累计装机规模有望超过 1 亿千瓦。

产业链协同正在加强。三峡集团等发起海上风电现代产业链联盟，覆盖规划设计、装备制造、工程建设、投资运营、运维服务，目标是从单点竞争走向生态协同。

海外方面，欧洲仍是海上风电传统核心市场，但过去几年受到通胀、利率、供应链成本、项目收益率不足影响，部分项目推迟或重新竞价。美国市场受政策摇摆和审批节奏影响较大。亚洲新兴市场如越南、韩国、日本、中国台湾等具备长期潜力。

中国企业出海逻辑正在从“低价设备出口”转向“本地化制造 + 整体解决方案”。明阳智能、金风科技、中天科技、东方电缆、亨通光电、大金重工等企业都有不同程度海外布局。

十一、中美/海外龙头企业深度对比

海外标杆可选西门子歌美飒和维斯塔斯。西门子歌美飒在欧洲海上风电长期积累深厚，客户覆盖欧洲大型开发商，优势是可靠性、项目经验和认证体系；但过去几年也受到质量问题、成本上升和母公司整合压力影响。维斯塔斯在全球陆上和海上风电均有强品牌，优势是全球服务网络和海外项目经验。

A 股对标企业中，明阳智能更像海风大兆瓦和半直驱代表，金风科技更像全球化风电整机和直驱代表，东方电气更像综合能源装备平台。

核心差异是：海外龙头强在可靠性、认证和全球项目经验；中国企业强在大型化速度、成本控制和完整供应链。未来竞争焦点不是单纯谁风机更大，而是谁能在深远海项目中提供更低度电成本和更可验证的可靠性。

十二、财务特征与公司横向对比

海上风电财务特征分化明显。整机商收入规模最大，但毛利率受价格战压制；海缆毛利率较高且现金流质量相对更好；塔筒桩基对订单节奏和钢价敏感；轴承、动态海缆等国产替代环节若突破，利润弹性较高。

估值上，海风板块通常按“订单景气 + 业绩弹性 + 技术壁垒”定价。整机商估值受价格战压制；海缆龙头享受壁垒溢价；塔筒桩基在交付大年弹性明显；轴承国产替代若兑现，估值弹性高但验证要求也高。

十三、关键跟踪指标

高频跟踪

高频跟踪指标包括：海风项目核准数量、地方竞配结果、整机招标 GW 数、海缆中标金额、塔筒桩基订单、安装船排期、钢价和铜价。

领先指标包括：沿海省份“十五五”海风规划、深远海试点项目推进、500kV/±500kV 海缆招标、漂浮式示范项目开工、央国企资本开支计划。

景气验证指标包括：年度新增并网装机是否接近 15GW、海缆龙头在手订单是否持续创新高、塔筒桩基企业产能利用率是否提升、整机价格是否止跌、风机毛利率是否修复。

一票否决指标包括：海域审批大面积延后、项目收益率因电价或成本变化显著恶化、深远海技术可靠性事故频发、海缆或轴承国产化验证失败。

指标怎么读

海风投资不能只看装机规划。规划转化为业绩要经过核准、竞配、招标、开工、海缆交付、吊装并网几个环节。海缆和塔筒桩基订单通常领先整机利润，安装船排期和海域审批决定项目能否按期确认收入。若招标多但开工慢，板块容易出现“订单热、业绩冷”。

价值分配变化

深远海化会让价值从单纯整机转向海缆、基础、施工、运维和柔直送出。距离岸边越远，海缆电压等级、动态缆、漂浮式基础和施工窗口越关键。未来真正有壁垒的是能解决深远海可靠性和交付的公司，而不是只靠低价抢整机订单的企业。

十四、A股炒作逻辑

A 股炒作海上风电通常围绕四条叙事：政策目标上修、装机和招标超预期、深远海技术突破、产业链盈利修复。

第一类是政策驱动。比如“十五五”海风年新增 1500 万千瓦、累计超亿千瓦，会直接提升市场对订单空间的预期。

第二类是订单驱动。海缆、塔筒桩基、整机中标公告是最直接催化，尤其是高压海缆和深远海项目中标更容易触发重估。

第三类是技术驱动。20MW 以上风机、26MW 机组、漂浮式基础、动态海缆、柔性直流送出等都具备题材属性。

第四类是业绩修复。2024 年后，风电板块从价格战和补贴退坡后的低谷走出，若 2025-2026 年交付高峰兑现，塔筒、桩基、海缆、轴承环节利润弹性更容易被市场交易。

A 股标的可分为：整机龙头明阳智能、金风科技、东方电气；海缆龙头东方电缆、中天科技、亨通光电；基础件大金重工、海力风电、泰胜风能；国产替代新强联、国机精工；叶片/材料时代新材、中材科技。

十五、最新边际变化与催化剂

1. 2025 年 11 月：国家能源局报道海上风电加速挺进深蓝，强调全产业链体系和“十五五”海风年新增 1500 万千瓦目标。
   → 影响：强化深远海和产业链协同预期。

2. 2025 年北京风能展：《风能北京宣言 2.0》提出“十五五”期间风电年新增不低于 1.2 亿千瓦，其中海上风电年新增不低于 1500 万千瓦。
   → 影响：海风中长期需求中枢上移。

3. 2025 年以来：多地海风项目招标、中标和开工推进，央国企整机招标中 8.5MW-20MW 机型成为主流。
   → 影响：大兆瓦风机、海缆、塔筒桩基订单进入验证期。

4. 2024-2025 年：中国 16MW、18MW、20MW 机组批量化和示范项目加速，26MW 级产品发布。
   → 影响：大型化继续摊薄成本，但也提高轴承、叶片、海缆和基础件技术要求。

5. 2025 年：海缆、塔筒、轴承等环节盈利修复信号增多。
   → 影响：市场从“讲装机空间”转向“看订单和利润兑现”。

十六、多空分歧与投资含义

看多逻辑主要有五点：全球能源转型持续；中国沿海绿电需求强；“十五五”海风目标明确；大型化和国产供应链推动度电成本下降；深远海打开新增空间。

看空逻辑也很现实：整机价格战可能持续；海域审批和并网节奏不确定；深远海技术和运维成本可能超预期；钢、铜等原材料涨价会侵蚀利润；海外市场存在贸易壁垒和政策反复。

投资含义上，风险收益比最好的环节通常不是收入最大的整机，而是壁垒更高、格局更好的海缆，以及交付弹性强的塔筒桩基和国产替代验证中的轴承。整机龙头适合交易行业贝塔和海外突破，海缆龙头适合交易深远海壁垒，基础件适合交易项目开工和交付周期。

十七、核心结论与展望

一句话总结：海上风电的核心矛盾，已经从“有没有政策和装机空间”，转向“深远海时代谁能以更低成本、更高可靠性把项目真正建出来、运起来”。

未来 1 年，重点看中国海风项目开工和交付是否提速，尤其是广东、江苏、山东、福建等核心省份；看整机价格是否企稳；看海缆和塔筒桩基订单是否兑现到利润表。

未来 3 年，海上风电将进入深远海、大兆瓦、高压柔直和智能运维共同驱动的新阶段。产业链价值会向高壁垒环节迁移：海缆、动态缆、漂浮式基础、高端轴承、深远海施工装备和智能运维。

最值得持续跟踪的变量是：海风年度新增装机是否达到 15GW 级别；深远海项目是否规模化开工；500kV/柔直海缆订单是否放量；大兆瓦风机可靠性是否被验证；核心公司毛利率是否真正修复。

信息来源：国家能源局、GWEC《Global Offshore Wind Report 2025》、本地研报库《海上风电产业投资价值分析报告》《风电产业新格局与供应链深度研究报告》、证券时报及公开公司资料。仅供学习参考，不构成投资建议。

产业链全景速查

多空分歧

看多核心论点： “十四五”末规划海上风电累计装机约 65GW；深远海化（漂浮式+25MW+大兆瓦机型）打开新空间；欧洲海风扩张同步加速；超高压海缆国产化突破。

看空核心论点： 招标价格战压缩整机利润率；铜、钢、稀土等原材料价格波动大；地方电网消纳与省间送出限制；台风/海冰等海象风险；欧洲反倾销与本地化要求。

我的立场： 偏多，聚焦海缆 + 塔筒桩基 + 主轴承这类有壁垒、价格战影响小的子环节。整机端利润率仍承压，慎选。

投资跟踪清单

海风的关键是“项目链条兑现”。从规划到并网周期长，中间任何审批、招标、施工、并网环节延后，都会影响上市公司确认收入。最强信号是核心省份集中开工、海缆订单增长、整机价格企稳和基础件毛利率改善同时出现。

常见误判

1. 把规划等同于装机：海风从规划到并网要经过海域、环评、核准、招标、施工和并网。
2. 只看整机不看海缆：深远海时代海缆、柔直送出和施工装备的壁垒更高。
3. 忽视安装窗口：海上施工受天气、船舶和海况影响，项目确认节奏可能明显后移。
4. 低估价格战影响：整机收入规模大，但利润率可能被招标价格压制。
5. 高估海外出海速度：欧洲本地化、认证和贸易壁垒会影响中国企业份额。

海风投资更适合按“项目开工链”跟踪。核准和招标只是开头，真正能进利润表的是交付、吊装、并网和回款。

结论检查

• 有核准，还要看招标。
• 有招标，还要看开工。
• 有开工，还要看吊装窗口。
• 有收入，还要看毛利率。
• 有规划，还要看并网和回款。
• 有出海，还要看认证和本地化。
• 有深远海叙事，还要看施工和运维成本。
• 有大型化产品，还要看可靠性和质保压力。

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