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资讯 海上风电行业专题深远海放量，海缆与导管架打开价值空间
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投资评级：优于大市（维持）
证券分析师：王蔚祺
证券分析师：王晓声
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• 海上风电是全球清洁能源发展的主流选择
当前全球海上风电的成本已具备替代传统化石能源的经济性，同时其全生命周期碳排放量也是理想的清洁能源选择。海上风电产业具备很多外部友好性：1、项目距离人的居住区较远，不易出现噪声及景观等环境问题，建设时也不存在道路限制；2、设置区域广，可选择风况较好区域，容量系数更高的机位点；3、可靠近电力负荷中心，相关基础设施成本更小；4、海上风电属于技术密集以及创新程度较高的领域，发展海上风电可培育扶持当地新兴产业、带动固定资产投资和就业。
• 中国市场需求与项目基础：“十五五”海上风电累计并网1亿千瓦以上，核准领先装机
“十五五”规划纲要提出在渤海、黄海、东海、南海布局海上风电基地，力争海上风电累计并网1亿千瓦以上；国家能源局提出2030年终端电能占比提升至35%左右。2026年1—9月海风新增装机2.45GW（同比-30%），但1—10月核准8.9GW（同比+41%），核准端改善为2027年后放量提供储备。
• 规模与经济效益：2030年新增24GW，深远海占比58.3%
我们展望2026—2030中国新增海上风电装机4/12/15/18/24GW，累计新增73GW，其中深远海29GW。海底电缆、管桩和风机这三类深远海核心设备每GW设备价值量估计为59亿元。随着海上风电市场快速扩容，到2030年这三类设备市场产值由约200亿元增至1326亿元，产业增量利润超过150亿元。
投资建议：优先关注具备330kV/500kV交流及柔直送出缆能力的海缆企业，其次关注导管架产能与码头条件领先、具备海外订单的管桩企业。
风险提示：海风核准与建设进度不及预期、深远海用海与送出工程推进放缓、行业竞争加剧、原材料价格波动、价值量测算假设偏差、设备与施工安装质量与安全风险。
01
需求与项目基础
政策目标明确，核准领先装机，深远海技术路径打通
“十五五”时期是我国由海洋大国迈向海洋强国的关键时期，“十五五”规划纲要明确了我国四大海域布局海上风电基地并规范有序推进深远海开发；规范有序开发深远海风电，一体推进海上风电基地、送出工程和登陆接网工程建设，到2030年我国海上风电累计并网装机规模预计将达到1亿千瓦以上。依托“十四五”时期深远海风电技术研发与示范应用的扎实积累，我国深远海风电产业有望在“十五五”时期迈入规模化、产业化的高质量发展新阶段。
沿海用能场景
• 2030年电能占终端能源消费比重从30%提高到35%
• 发展绿色燃料
• 钢铁、化工等临港工业
• 港口岸电与绿色航运
• 油田群岸电与低碳作业区
• 海水淡化、海水制氢
海风资源
• 渤海、黄海、东海、南海布局海上风电基地
• 国管海域项目示范化推
• 规范有序推进深远海开发
• 累计并网1亿千瓦以上
表1：区域发展：河北《“绿动渤海”行动方案》要点
| 方向 | 主要内容 |
| 海上风电 | 山海关一期、河北建投唐山、唐山顺桓等项目梯次推进 |
| 海上光伏 | 秦皇岛180万kW示范试点、200万kW“风光同场”项目 |
| 绿电直连 | 落实单/多用户绿电直连政策,“随报随批”;向钢铁、化工临港工业点对点供电 |
| 融合发展 | 海洋牧场、海洋算力、海水淡化、海水制氢;秦皇岛—曹妃甸油田群岸电扩容 |
资料来源：《风能》杂志、河北日报、国信证券经济研究所整理
GWEC数据显示，中国海风新增装机在2021年抢装达17.4GW后回落，2025年为6.1GW，占全部风电新增5.1%。我们预计预计2030年中国海风年度新增装机增加到24GW，行业占比体提升至16.1%。全球海风2025年新增8.6GW（占比5.5%），预计2030年达38.7GW（占比16.3%）。未来几年全球海上风电的增量主要来自亚洲、欧洲和北美地区。
2026年1—9月海风新增装机2.45GW（同比-30%）；1—10月新增核准8.9GW（+41%）、招标7.8GW（+1%）、中标5.6GW（-24%）。国家能源局数据显示，截至2026年9月底全国海上风电累计并网4984万千瓦，距“十五五”1亿千瓦目标仍差约50GW，2026年四季度至2030年需年均新增约11.8GW。
海上风电单位千瓦造价由2011年19200元/kW降至2024年10000元/kW，2021年抢装期曾达21500元/kW；2025年度近海项目EPC造价约9500元/kW，较2011年下降约51%；深远海项目14000—18000元/kW，约为近海的1.5—1.9倍。陆上风电由8230元/kW降至2025年4100元/kW（-50%），海上造价约为陆上的2.3倍。水规总院预计“十五五”近海7500—9000元/kW、深远海11500—13000元/kW。
表3：EPC造价与“十五五”预期（元/kW）
| 类别 | 2024 | 2025 | “十五五”预期 |
| 近海项目 | 10,000* | 9,500 | 7,500—9,000 |
| 深远海项目 | — | 14,000—18,000 | 11,500—13,000 |
| 陆上风电 | 4,200 | 4,100 | 3,000—4,000 |
| 本稿设备价值量占EPC造价 | 近海 | 深远海 |
| 设备价值量(元/kW) | 5,000 | 5,900 |
| 占2025年造价 | 52.6% | 32.8%—42.1% |
| 占“十五五”造价 | 55.6%—66.7% | 45.4%—51.3% |
成本驱动：离岸每增10km投资增8%—12%；水深15→45m基础成本约3000→7000元/kW；
• 注：\*2024年为全国海风平均；水规总院口径为单位千瓦总投资。
据《风能》统计，国内已核准的部分50m以上水深海上风电项目共16个、合计约8.29GW，其中固定式9个（约5.26GW）、漂浮式4个、固定式+漂浮式复合3个；广东10个，海南、山东、福建各2个。华能山东半岛北L（56m、42×12MW）2026年4月投运，阳江三山岛、青洲系列进入招标、基础施工与吊装阶段。资料中的项目仅作技术背景，本模型2026E深远海仍按0GW。
表4：我国已核准的部分50m以上水深海上风电项目
| 省份 | 项目 | 水深m | 规模MW | 安装机型 | 基础 | 最新进展 |
| 广东 | 海油安澜号 | 136 | 16 | 1×16MW | 漂浮式 | 2026.8投运 |
| 海南 | 海油观澜号 | 120 | 7.25 | 1×7.25MW | 漂浮式 | 2023.5投运 |
| 海南 | 中国电建万宁漂浮式试验 | 100 | 1,000 | 一期16—18MW共6台 | 漂浮式 | 2026.3一期样机塔筒招标 |
| 广东 | 中船海装湛江扶摇号 | 65 | 6.2 | 1×6.2MW | 漂浮式 | 2023.8投运 |
| 山东 | 上海电气半岛北N2 | 60 | 900 | 75×12MW | 固定式 | 2024.6核准 |
| 广东 | 华能阳江三山岛二 | 57 | 500 | 31×16.2MW | 固定式 | 2026.2 PC中标候选人公示 |
| 山东 | 华能半岛北L | 56 | 504 | 42×12MW | 固定式 | 2026.4投运 |
| 广东 | 华能阳江三山岛一 | 56 | 500 | 29×16.7+1×17MW漂 | 固定+漂浮 | 2026.2 PC中标候选人公示 |
| 福建 | 华电长乐外海K区 | 56 | 558 | 31×18MW | 固定式 | 2026.2风机中标公示 |
| 广东 | 三峡阳江青洲七 | 55 | 1,000 | 59×12+21×13.6+1×16漂 | 固定+漂浮 | 2026年底建成 |
| 福建 | 国家电投宁德深水B-1 | 54 | 300 | 18×16.7MW | 固定式 | 2026.4环评与用海公示 |
| 广东 | 三峡阳江青洲五 | 53 | 1,000 | 47×13.6+12×12MW | 固定式 | 2026年底建成 |
| 广东 | 国家电投阳江三山岛三 | 52 | 500 | 30×16.2+1×20MW漂 | 固定+漂浮 | 2026.5图强号开工 |
| 广东 | 华润阳江三山岛四 | 52 | 500 | 25×20MW | 固定式 | 2024.1核准 |
| 广东 | 中广核阳江三山岛五 | 50 | 500.4 | 12×16.2+17×18MW | 固定式 | 2025.3 EPC中标候选人公示 |
| 广东 | 华电阳江三山岛六 | 50 | 502.2 | 31×16.2MW | 固定式 | 2026.4首台吊装 |
资料来源：《风能》杂志，风能专委会CWEA，国信证券经济研究所整理，注：机型栏“漂”为漂浮式样机 资料来源：《风能》杂志，风能专委会CWEA，国信证券经济研究所整理
• 区域：广东10个（阳江三山岛、青洲集中），海南、山东、福建各2个。
• 机型：固定式项目主力机型12—20MW，三山岛四采用25台20MW；
漂浮式：百米级水深以单台示范为主，复合项目为“规模化固定式+单台漂浮式样机”。
02
市场空间展望
2030年新增24GW，2030年核心设备市场产值超过4000亿元我们预计2026-2030年中国海上风电进入高速发展阶段，年度新增装机容量 CAGR为56.5%。GWEC预计全球海风新增装机由2025年8.6GW增至2030的38.7GW，2030年中国海风市场新增容量占全球的62%。
资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所整理与预测，注：“深远海”项目以未来正式纳入国家深远海发展规划的项目为依据。不以水深、离岸距离等物理标准定义。
| GW | 2026E | 2027E | 2028E | 2029E | 2030E |
| 国信预测:中国 | 4 | 12 | 15 | 18 | 24 |
| GWEC:中国 | 5 | 10 | 12.7 | 15.6 | 24 |
| GWEC:全球 | 17.0 | 23.0 | 22.6 | 25.4 | 38.7 |
| 中国占全球 | 23.5% | 52.2% | 66.4% | 70.9% | 62.0% |
资料来源：国家能源局，GWEC，国信证券经济研究所整理与预测
根据水规总院的预测，离岸距离每增10公里（近海交流送出，建设投资增幅在8-12%。水深从15米增至45米，基础支撑成本从约3000元/kW激增至7000元/kW。机组大型化是驱动海上风电降本的关键因素，但边际效应正在递减。
表5：各环节单GW毛利额（亿元/GW）
| 项目 | 价值量亿元/GW | 毛利率 | 单GW毛利亿元 | 区间(±15%) |
| 近海海缆 | 8 | 30% | 2.40 | 2.04—2.76 |
| 近海单桩 | 12 | 12% | 1.44 | 1.22—1.66 |
| 近海风机 | 30 | 16% | 4.80 | 4.08—5.52 |
| 近海合计 | 50 | 17.3% | 8.64 | 7.34—9.94 |
| 深远海海缆 | 12 | 40% | 4.80 | 4.08—5.52 |
| 深远海导管架 | 17 | 15% | 2.55 | 2.17—2.93 |
| 深远海风机 | 30 | 16% | 4.80 | 4.08—5.52 |
| 深远海合计 | 59 | 20.6% | 12.15 | 10.33—13.97 |
资料来源：各项目招标公告，Wind，水规总院；国信证券经济研究所整理与估算，区11间为±15%。注：实际价值量因项目具体情况差异较大，以实际为准，请谨慎参考。
海上风电的主要装备包含风电机组、海底电缆、风机基础（单桩、导管架等）；海上装备的施工安装、敷设服务也是非常关键的海工服务；成本管控与作业的风险极高，进入门槛也比较高。我们估算2026-2030年中国送出海缆（主缆）的行业价值量从30-35亿元增长至250亿元以上；管桩行业产值从50亿元增长至360亿元；风电机组产值从120亿元左右增长至720亿元。
表6：分海域三类设备产值（亿元）
| 亿元 | 2026E | 2027E | 2028E | 2029E | 2030E | 合计 |
| 近海产值 | 200 | 500 | 500 | 500 | 500 | 2,200 |
| 深远海产值 | 0 | 118 | 295 | 472 | 826 | 1,711 |
| 三类设备合计 | 200 | 618 | 795 | 972 | 1,326 | 3,911 |
| 深远海占比 | 0% | 19.1% | 37.1% | 48.6% | 62.3% | 43.7% |
资料来源：各项目招标公告，Wind，水规总院；国信证券经济研究所整理与估算，区间为±15%。注：实际价值量因项目具体情况差异较大，以实际为准，请谨慎参考。
03
海缆：利润弹性最大的环节
高压化与柔直化推升价值量，深远海贡献主要增量
80-100km以上距离海风项目采用柔直方式较交流方式经济性更优，带动柔直渗透率持续提升；在80-100km以内范围，出于集约用海的要求需要尽可能减少海底路由占用，500kV交流方式应用更加普及。2024年以来我国500kV交流和直流送出缆均开始批量敷设。当前国内积极探索建设深远海示范项目，广东、江苏等密集开工集中送出方案的海风项目集群，2025年以后330kV以及500kV主缆市场将迎来高速增长。在行业格局和盈利能力方面，由于330kV和500kV送出缆的电压等级、使用环境和功能特性的技术挑战，依然保持集中格局和较好的毛利率水平。
表7：海缆品类价值量、格局与毛利率
| 海缆品类 | 适用项目 | 单GW价值量 | 竞争格局 | 历史毛利率 |
| 送出缆500kV直流 | 集中送出,离岸80km+ | 14—18亿元 | 2—3家,CR2约90% | 40%+ |
| 送出缆500kV交流 | 大规模,离岸50—80km | 9—14亿元 | 2—3家,CR2约90% | 40%+ |
| 送出缆330kV交流 | 大规模,离岸40—70km | 8—12亿元 | 2—3家,CR2约80% | 35%+ |
| 送出缆220kV | 中等规模,离岸30—50km | 4—7亿元 | 5—6家,CR2约50% | 25%+ |
| 阵列缆66kV/35kV | 场内集电(本稿不计) | 3—5亿元 | 6—8家,CR2 30%—40% | 20%+ |
• 壁垒：超高压绝缘、海底高压与腐蚀环境、系统可靠性及工艺与成本控制。 资料来源：各项目可研及中标公告，Wind，国信证券经济研究所整理与估算，注：含税口径
在行业格局和盈利能力方面，由于330kV和500kV送出缆的电压等级、使用环境和功能特性的技术挑战，依然保持寡头格局和较好的毛利率水平。估计到2030年我国海上风电海底送出主缆的市场产值从2026年30亿元增长到2030年的250亿元左右，其中330kV以上电压等级的主缆价值量占比超过60%，市场空间超过200亿元。
| 330kV以上 | 2026E | 2027E | 2028E | 2029E | 2030E |
| 容量(GW) | 2 | 7 | 10 | 13 | 19 |
| 毛利(亿元) | 4.8 | 21.6 | 36.0 | 50.4 | 79.2 |
| 占主缆市场产值 | 50.0% | 61.5% | 71.4% | 77.3% | 83.9% |
注：假设100%深远海、50%近海项目采用330kV以上主缆 资料来源：国家能源局，各项目中标公告，信证券经济研究所整理与估算
据各公司官网介绍，东方电缆、中天科技、亨通光电已覆盖500kV交流与±525/535kV直流海缆，并配套敷设船、运维与工程总包能力；汉缆股份具备交流500kV、直流535kV海缆及动态缆、脐带缆产品；宝胜股份、远东股份、起帆电缆依托扬州、如东、平潭等海缆基地加速追赶，形成“3+N”竞争格局。
表9：主要海缆企业海底电缆业务介绍
| 公司 | 海缆产品与电压等级 | 制造基地与装备 | 工程与服务能力/标志业绩 |
| 东方电缆 | 500kV及以下交流、±535kV及以下直流(光电复合)海缆;深远海脐带缆、动态缆 | 宁波总部,阳江、莱州、北海等海缆基地 | 具备设计、制造、安装、运维全流程能力;累计提供海缆超15000km;深水脐带缆业绩突破2200米 |
| 中天科技 | 500kV及以下交流、±525kV及以下直流海缆;脐带缆、动态缆、多芯集束缆 | 南通、汕尾(1000kV级VCV立塔、2万吨码头)、盐城大丰等基地 | 自有万吨级高压海缆敷设船(源威8、中天5)及风电安装船,可承接海上风电EPC与全寿命周期运维 |
| 亨通光电 | 最大可提供500kV超高压海缆,阻水导体截面最大3500mm2;海底光缆、附件 | 常熟国际海洋产业园(立塔、海缆专用码头) | 提供设计、制造、附件、敷设安装及运维全系列方案;舟山500kV联网工程单根无接头18.15km |
| 汉缆股份 | 交流500kV、直流535kV超高压海缆,动态海缆、脐带电缆 | 青岛总部4座立塔、10条立式交联线;即墨海洋工程基地 | 海缆交付总量超6000km;可提供研发制造到风电配套总包、运维的一站式方案 |
| 宝胜股份 | 海底电缆、海底光缆、光纤复合缆、特种海缆及脐带缆 | 宝胜(扬州)海缆:总投资50亿元,201.68米VCV立塔,5万吨级专用码头 | 与长飞光纤合资成立;向工程设计、安装敷设、运维总包转型 |
| 远东股份 | 交流、直流、特种海缆及配套附件全品类 | 如东海缆基地:总投资约30亿元,年产海底电缆2000km、海底光缆6000km | 具备大长度、高电压海缆连续制造能力,打造“研发—制造—敷设—运维”全产业链 |
| 起帆电缆 | “海底海工电缆”产品线(海底电缆、船用及海上平台电缆) | 宜昌基地;福建平潭海缆基地(配套5万吨级码头)* | 2021年交付首根大长度海底电缆,进入海上风电市场 |
资料来源：各公司官网，公司公告，国信证券经济研究所整理 注：浅蓝底色为第一梯队。
04 管桩：单桩稳基础，导管架贡献增长
水深决定基础形式，出海决定利润弹性
管桩是风机基础配件，由于单体质量超过1500吨，产生产和运输条件相对普通的钢结构产品更加苛刻。国内和海外的海风管桩需求在2024年经历低谷，未来有望进入持续增长通道。我们估计中国海上风电近海浅水区以单桩为主；50m以上水深固定式开发以导管架为主，华能山东半岛北L四桩导管架最大高度83.9m；百米级水深处于漂浮式示范阶段。
表10：风机基础形式对比
| 基础形式 | 适用场景 | 代表案例 |
| 单桩 | 近海浅水区,制造工艺成熟 | 国内近海及欧洲主流基础 |
| 导管架 | 50m以上水深固定式开发 | 华能山东半岛北L:四桩导管架,最大高度83.9m |
| 漂浮式 | 百米级超深水,示范阶段 | 海油安澜号136m、观澜号120m、万宁一期 |
表11：单桩与导管架单GW价值量及毛利率（估计值）
| 项目 | 单桩(近海) | 导管架(深远海) |
| 单GW价值量(亿元) | 12 | 17 |
| 价值量区间 | 10.2~13.8 | 14.5~19.6 |
| 毛利率 | ~12% | ~15% |
| 单GW毛利(亿元) | 1.44 | 2.55 |
制造约束：管桩单体质量超过1500吨，对生产、码头与运输要求苛刻，产能属地化明显；
• 格局：国内超过10家活跃投标企业。
• 注：各公司盈利能力与企业管理水平和订单竞争激烈程度有关，盈利区间仅代表头部优秀企业情况，以企业实际财务业绩为准。
我们估计未来几年中国海上风电所需管桩产品市场产值从2026年的50亿元附近增长到350亿元左右。
表12：单桩与导管架产值及毛利润（亿元）
| 亿元 | 2026E | 2027E | 2028E | 2029E | 2030E | 五年合计 |
| 单桩产值 | 48 | 120 | 120 | 120 | 120 | 528 |
| 导管架产值 | 0 | 34 | 85 | 136 | 238 | 493 |
| 单桩毛利 | 5.76 | 14.4 | 14.4 | 14.4 | 14.4 | 63.36 |
| 导管架毛利 | 0 | 5.10 | 12.75 | 20.40 | 35.70 | 73.95 |
表13：国内与海外管桩市场对比
| 维度 | 国内 | 海外 |
| 需求特点 | 单桩与导管架共存,需考虑抗台风 | 2028年前以西欧为主,之后日韩崛起 |
| 产能格局 | 超10家活跃投标企业,导管架产能偏紧 | 西欧7家,2026年前后合计约200万吨 |
| 单吨盈利 | 800—1500元 | 2500—3500元 |
资料来源：大金重工，天顺风能，Wind Europe,国信证券经济研究所整理与估算 注：各公司盈利能力与企业管理水平和订单竞争激烈程度有关，盈利区间仅代表头部优秀企业情况，以企业实际财务业绩为准。 19
风机基础毛利润5.76/19.50/27.15/34.80/50.10亿元，五年合计137.31亿元；2030E导管架占基础产值66.5%、毛利润71.3%。国内管桩单吨盈利约800—1500元，海外约2500—3500元，出口订单决定企业利润弹性。
表13：国内与海外管桩市场对比
| 维度 | 国内 | 海外 |
| 需求特点 | 单桩与导管架共存,需考虑抗台风 | 2028年前以西欧为主,之后日韩崛起 |
| 产能格局 | 超10家活跃投标企业,导管架产能偏紧 | 西欧7家,2026年前后合计约200万吨 |
| 单吨盈利 | 800—1500元 | 2500—3500元 |
资料来源：国信证券整理大金重工、天顺风能、Wind Europe（2025-06-28），国信20证券经济研究所整理与估算，注：各公司盈利能力与企业管理水平和订单竞争激烈程度有关，盈利区间仅代表头部优秀企业情况，以企业实际财务业绩为准。
国内海风管桩呈“多地小产能、码头为王”格局。天顺风能以广东揭阳、阳江导管架基地承接深远海订单，2026年以来公开海工订单超23亿元；海力风电立足江苏、外拓山东与华南，产能超百万吨；大金重工蓬莱、唐山基地以出口为主，同时具备深远海导管架与浮式基础能力；泰胜风能以南通蓝岛为海工基地。
表14：主要管桩企业海上风电业务对比
| 公司 | 海风产品 | 国内基地与产能 | 出海布局 |
| 天顺风能 | 单桩、导管架为核心,漂浮式基础、升压站/换流站为高端产品;已不再做海上塔筒 | 射阳、通州湾、揭阳/阳江(导管架为主)等;规划海工产能约200万吨 | 德国基地可加工直径14米、3500吨级大单桩;导管架由国内基地出口欧洲 |
| 海力风电 | 海上塔筒、桩基、导管架、升压站,覆盖12MW以上大功率机型 | 江苏如东、启东、滨海等,拓展山东、浙江、海南、广东;产能预计超百万吨,自有码头 | 布局启东、湛江出口基地;2024年塔筒批量出口南非 |
| 泰胜风能 | 海上塔筒、导管架、管桩、升压站平台;产品含15MW海上塔架、13.6MW导管架 | 南通泰胜蓝岛海工基地;规划南方高端基地(管桩、导管架、深远海钢结构) | 有日本浮体式海上风机塔架等业绩,扬州基地为维斯塔斯合格供应商 |
| 大金重工 | 单桩、导管架、浮式基础、海上升压站全品类;布局特种运输船与安装船 | 蓬莱(57万平方米,2个10万吨级泊位)、唐山曹妃甸、盘锦(运输船) | 国内首家批量出口欧洲海工;欧洲单桩订单占比超三成,订单排至2027年;拓展日韩、澳洲 |
资料来源：各公司官网，Wind投资者关系活动记录、公告及官网；国信证券经济研究所整理。注：订单与产能为公司披露口径，部分为规划值，以公司披露为准。
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风机：最大产值环节
2028年贡献主机和风机零部件业绩增长弹性
海风机组向12—20MW以上大型化，轮毂、底座、主轴等大型铸锻件与主轴承、偏航变桨轴承的尺寸和可靠性要求同步提升，日月股份、金雷股份、新强联已具备海上大兆瓦产品能力。
表15：海上风机大型铸件与轴承环节代表企业
| 环节/企业 | 海上风机相关业务(据官网/年报) |
| 大型铸件日月股份 | 主导产品为大型化风电铸件(轮毂、底座等),依托球墨铸铁厚大断面技术;年产铸件产能70万吨,最大可铸250吨球铁件;大兆瓦及海上机型铸件批量出货,2025年实现关键铸件自主装配交付 |
| 主轴/铸锻件金雷股份 | 定位“海上4大件”:主轴、轴承座、轮毂、主机架;东营海上风电核心部件项目计划总投资60亿元、设计产能40万吨,生产5—30MW主轴、轮毂、底座、连体轴承座;铸造主轴大型化优势适用于海上风电 |
| 轴承新强联 | 三排圆柱滚子主轴承、圆锥滚子主轴承、三排滚子独立变桨轴承、偏航/变桨轴承,外径0.5—25米;11MW海上风机偏航变桨轴承样机已交付,更大功率海上风机轴承在研 |
注：铸件、主轴、轴承价值量包含在本稿风机30亿元/GW内；海上机型大型化提升单件重量与工艺门槛。
据CWEA《2025年中国风电吊装容量统计简报》，2025年海上风电新增装机5.56GW（占比4.2%），共8家整机企业有海上新增吊装。金风科技新增242台、2.09GW（占比37.6%），明阳智能105台、1.37GW（占比24.6%），电气风电、远景能源、东方电气、三一重能、运达股份、中船海装合计37.8%。海上新增平均单机容量10.054MW。
设备毛利润与敏感性分析
制造业经营效益普遍提高，深远海规模为关键变量
发展深远海对海工装备和电力装备产业带来较高的经济价值。当其他参数不变时，若深远海的发展规模每增加1GW的话，则当年风机、海缆、海风管桩三个细分市场的行业总产值可增加59亿元，有希望增加毛利润12亿元。
表18：2030年主缆产值双因素敏感性（亿元）
| 深远海GW\单位价值量亿元/GW | 9 | 10.5 | 12 | 13.5 | 15 |
| 8GW | 152 | 164 | 176 | 188 | 200 |
| 11GW | 179 | 196 | 212 | 228 | 245 |
| 14GW(基准) | 206 | 227 | 248 | 269 | 290 |
| 17GW | 233 | 258 | 284 | 310 | 335 |
| 20GW | 260 | 290 | 320 | 350 | 380 |
表19：2030年导管架产值双因素敏感性（亿元）
| 深远海GW\亿元/GW | 14.45 | 15.73 | 17 | 18.28 | 19.55 |
| 8GW | 116 | 126 | 136 | 146 | 156 |
| 11GW | 159 | 173 | 187 | 201 | 215 |
| 14GW(基准) | 202 | 220 | 238 | 256 | 274 |
| 17GW | 246 | 267 | 289 | 311 | 332 |
| 20GW | 289 | 315 | 340 | 366 | 391 |
• 导管架单GW价值量以17亿元为基准，按±7.5%、±15%取值（14.45—19.55亿元/GW）。 资料来源：各项目公告，Wind，国信证券经济研究所整理与估算 资料来源：各项目公告，Wind，国信证券经济研究所整理与估算
近海每增加1GW带来50亿元产值、8.64亿元毛利润；深远海每增加1GW带来59亿元、12.15亿元。
表20：分环节年度产值与毛利润（亿元）
| 项目 | 单位 | 2026E | 2027E | 2028E | 2029E | 2030E | 2026—30E合计 | CAGR |
| 近海新增装机 | GW | 4 | 10 | 10 | 10 | 10 | 44 | 25.7% |
| 深远海新增装机 | GW | 0 | 2 | 5 | 8 | 14 | 29 | n.a. |
| 新增装机合计 | GW | 4 | 12 | 15 | 18 | 24 | 73 | 56.5% |
| 海缆(主缆)产值 | 亿元 | 32 | 104 | 140 | 176 | 248 | 700 | 66.8% |
| 风机基础产值 | 亿元 | 48 | 154 | 205 | 256 | 358 | 1,021 | 65.3% |
| 风机产值 | 亿元 | 120 | 360 | 450 | 540 | 720 | 2,190 | 56.5% |
| 三类设备产值合计 | 亿元 | 200 | 618 | 795 | 972 | 1,326 | 3,911 | 60.5% |
| 海缆(主缆)毛利润 | 亿元 | 9.60 | 33.60 | 48.00 | 62.40 | 91.20 | 244.80 | 75.6% |
| 风机基础毛利润 | 亿元 | 5.76 | 19.50 | 27.15 | 34.80 | 50.10 | 137.31 | 71.7% |
| 风机毛利润 | 亿元 | 19.20 | 57.60 | 72.00 | 86.40 | 115.20 | 350.40 | 56.5% |
| 三类设备毛利润合计 | 亿元 | 34.56 | 110.70 | 147.15 | 183.60 | 256.50 | 732.51 | 65.1% |
资料来源：各项目公告，Wind，国信证券经济研究所整理与估算
投资建议
• 优先关注具备330kV/500kV交流及柔直送出缆能力的海缆企业，其次关注导管架产能与码头条件领先、具备海外订单的管桩企业。
风险提示
• 国内海上风电核准、开工与并网进度不及预期；
• 用海审批、送出工程与施工窗口推进慢于预期；
• 行业竞争加剧导致海缆、管桩价格与毛利率下行；
• 钢材、铜、铝等原材料价格大幅波动；
• 欧洲、日韩海风开发进度不及预期，贸易壁垒加剧；
• 装机情景、单位价值量与毛利率假设与实际偏差；
• 设备与施工安装质量与安全风险。
国信证券投资评级
| 投资评级标准 | 类别 | 级别 | 说明 |
| 报告中投资建议所涉及的评级(如有)分为股票评级和行业评级(另有说明的除外)。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现,也即报告发布日后的6到12个月内公司股价(或行业指数)相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。A股市场以沪深300指数(000300.SH)作为基准;新三板市场以三板成指(899001.CSI)为基准;香港市场以恒生指数(HSI.HI)作为基准;美国市场以标普500指数(SPX.GI)或纳斯达克指数(IXIC.GI)为基准。 | 股票投资评级 | 优于大市 | 股价表现优于市场代表性指数10%以上 |
| 中性 | 股价表现介于市场代表性指数±10%之间 | ||
| 弱于大市 | 股价表现弱于市场代表性指数10%以上 | ||
| 无评级 | 股价与市场代表性指数相比无明确观点 | ||
| 行业投资评级 | 优于大市 | 行业指数表现优于市场代表性指数10%以上 | |
| 中性 | 行业指数表现介于市场代表性指数±10%之间 | ||
| 弱于大市 | 行业指数表现弱于市场代表性指数10%以上 |
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