2023年風電設(shè)備行業(yè)年度策略 海上風電先天優(yōu)勢明顯-近幾年增速較快

2023年風電設(shè)備行業(yè)年度策略海上風電先天優(yōu)勢明顯_近幾年增速較快1.經(jīng)營業(yè)績：板塊業(yè)績顯著承壓，三季度部分風電零部件環(huán)比改善我們選取24家風電整機及各個環(huán)節(jié)零部件相關(guān)上市公司作為統(tǒng)計樣本，包括風機（金風科技、明陽智能、運達股份、電氣風電、三一重能）、葉片（中材科技、時代新材）、塔筒/樁基（大金重工、天順風能、泰勝風能、天能重工、海力風電）、鑄鍛件（金雷股份、通裕重工、日月股份、吉鑫科技、廣大特材、恒潤股份、中環(huán)海陸、海鍋股份）、軸承（新強聯(lián)）、海纜（東方電纜、中天科技、亨通光電）。行業(yè)整體：受需求階段性下滑及等多重因素影響，板塊業(yè)績整體承壓2022年風電板塊收入及利潤同比有所下滑。2020年和2021年分別迎來了陸上風電及海上風電的“搶裝潮”，整個風電設(shè)備板塊的收入和盈利規(guī)模連創(chuàng)新高，但是進入2022年以后，由于“搶裝潮”后需求階段性下降以及2022年反復造成的項目開工和零部件交付受阻的影響，業(yè)績有所承壓，風電板塊的收入和歸母凈利潤同比均有所下滑。24家風設(shè)備相關(guān)上市公司，2022年前三季度實現(xiàn)營業(yè)收入1972.88億元，同比下降9.70%，歸母凈利潤172.07億元，同比下降3.80%；2022年第三季度實現(xiàn)營業(yè)收入688.05億元，同比下降17.71%，環(huán)比上升1.06%，歸母凈利潤47.61億元，同比下降27.08%，環(huán)比下降19.26%。費用率維持合理水平，受原材料價格上升影響盈利能力顯著承壓。受益于整個產(chǎn)業(yè)鏈的進一步成熟，風電板塊期間費用率整體保持在較為合理水平，2022年前三季度整體期間費用率11.49%，較2021年上漲0.35pct，2022年單三季度為11.23%，同比下降0.28pct。盈利能力方面，受到原材料價格上升的影響，絕大部分風電設(shè)備相關(guān)上市公司的毛利率和凈利率有所下滑，但是由于收入占比較大風機廠的風電場出售規(guī)模增加提升投資收益，導致整體凈利率反而有所提升。2022年前三季風電板塊毛利率為19.68%，同比下降1.10pct，歸母凈利率為8.89%，同比增長0.58pct；2022年第三季度毛利率18.18%，同比下降1.68pct，環(huán)比下降1.75pct，歸母凈利率為6.92%，同比下降0.89pct，環(huán)比下降1.74pct。受經(jīng)營節(jié)奏及交付受阻的影響，經(jīng)營性現(xiàn)金流大幅流出，存貨有所增加。2022年前三季度經(jīng)營性現(xiàn)金流量凈流出190.45億元，經(jīng)營性現(xiàn)金流出大幅提升，存貨達到651.16億元，同比增長4.76%。主要原因是，一方面風電板塊的回款具有顯著的季節(jié)性，通常上半年各企業(yè)進行備貨和集中生產(chǎn)，因此現(xiàn)金流流出較多；另一方面，原本傳統(tǒng)的交貨及確認收入的高峰得下半年，因為受到全國各地反復的影響，各產(chǎn)業(yè)鏈生產(chǎn)、運輸、交付受到不同程度的阻礙，造成回款受阻及存貨的增加。細分板塊：各板塊顯著分化，部分零部件環(huán)比改善明顯整機和零部件收入增速均明顯下滑，僅海纜環(huán)節(jié)實現(xiàn)凈利潤增速提升。由于“搶裝潮”后需求量階段性的下降以及反復導致的交貨受阻的影響，各個板塊的收入和歸母凈利潤與行業(yè)整體趨勢保持基本一致，增速均出現(xiàn)明顯下滑。從收入的角度來看，整機、塔筒、海纜的收入與風電項目開工量關(guān)聯(lián)度較大，故收入增速下降幅度較大，而鑄鍛件、軸承等招標量關(guān)聯(lián)度較大的零部件雖然增速有所下滑，但仍保持正的增速；從凈利率的角度來看，除海纜環(huán)節(jié)外，均較大的受到了原材料價格上漲的影響增速出現(xiàn)下滑，而海纜環(huán)節(jié)主要是由于中天科技去年高端通信業(yè)務大幅影響當期利潤，剔除掉該部分業(yè)務影響之后，海纜環(huán)節(jié)凈利潤增速同樣出現(xiàn)下滑。整機、海纜環(huán)節(jié)盈利能力改善，其他環(huán)節(jié)受原材料價格上漲影響盈利端承壓。從盈利能力來看，整機以及競爭格局較好的海纜環(huán)節(jié)的毛利率和凈利率都有不同程度的改善，而塔筒、鑄鍛件、葉片、軸承等環(huán)節(jié)由于受到主機招標價格快速下行以及原材料價格大幅上漲的雙重擠壓，盈利端承受了較大壓力，毛利率和凈利率都出現(xiàn)了不同程度的下滑。鑄鍛件環(huán)節(jié)業(yè)績環(huán)比改善明顯。從單三季度業(yè)績的環(huán)比情況來看，隨著風機價格快速下降趨勢的緩解以及原材料價格的回落，受原材料價格影響最大的鑄鍛件環(huán)節(jié)不論是收入情況還是盈利能力情況均出現(xiàn)明顯的好轉(zhuǎn)。2.風電“至暗時刻”已過，23年需求釋放海陸風迎雙高增22風電裝機大概率不及預期，招標量創(chuàng)新高支撐23年裝機高增受及部分大型零部件產(chǎn)能緊張影響，22年風電裝機略不及預期。根據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2022年1-11月新增風電并網(wǎng)裝機量為22.52GW，同比下降8.83%，相比于去年的招標量來說，今年的并網(wǎng)容量略不及預期。主要原因在于，一方面2022年以來全國各地的不斷反復，使得風電項目開工及建設(shè)進度有所延后，從而影響風電產(chǎn)業(yè)鏈的交付情況；另一方面，由于風機大型化進程仍穩(wěn)步推進，葉片、鑄件等零部件環(huán)節(jié)的大型化供應能力出現(xiàn)了一定的產(chǎn)能緊張情況，造成部分風機交付不及預期。由于10月份以來全國情況沒有出現(xiàn)大的緩解，尤其是新疆、內(nèi)蒙古等陸上風電主要的省份仍處在管控之中，對風電的裝機仍會產(chǎn)生較大影響，預計2022年全年風電新增裝機容量在35-40GW。招標量創(chuàng)歷史新高，為23年裝機需求提供支撐。根據(jù)金風科技業(yè)績演示材料以及我們的不完全統(tǒng)計，截至2022年12月5日，2022年國內(nèi)風電新公開招標量（不含框架協(xié)議）74.09GW，其中陸上風機58.73GW，海上風機15.36GW，從招標總量來看已超過陸上風電搶裝前的2019年的歷史最高招標量65.20GW，若增加國電投10.5GW海風框架招標以及中國電建2023年度風力發(fā)電機組16GW集中采購，則全年招標總量已經(jīng)超過100GW，對23年的裝機需求提供有力的支撐。防控優(yōu)化擾動因素逐步消退，棄風率維持較低水平，未來裝機確定性增強。11月以來，防控優(yōu)化措施連續(xù)出臺，國務院應對新型冠狀病毒肺炎聯(lián)防聯(lián)控機制綜合組先后于11月11日和12月7日發(fā)布《關(guān)于進一步優(yōu)化新冠肺炎防控措施科學精準做好防控工作的通知》和《關(guān)于進一步優(yōu)化落實新冠肺炎防控措施的通知》，對防控措施進行優(yōu)化，要求非高風險區(qū)不得限制人員流動，不得停工、停產(chǎn)、停業(yè)等，隨后“行程碼”于12月13日凌晨正式下線，一系列措施的出臺表明對于風電產(chǎn)業(yè)鏈的擾動影響將大幅降低。另一個影響風電裝機可持續(xù)性的因素是對于棄風率的上升的擔憂，自2016年出臺一系列針對可再生能源消納的政策推動以及特高壓輸電線路的逐步建成以來，我國棄風限電情況明顯好轉(zhuǎn)，2020-2022年我國平均棄風率維持在3%左右的水平，并網(wǎng)消納問題的緩解使得運營商對風電消納的擔憂下降，裝機可持續(xù)性明顯增強。預計23年海陸風均有望實現(xiàn)翻倍以上的增長，招標量維持高位。按照一個風電項目的開發(fā)流程及以往的歷史經(jīng)驗，當年招標量的70-80%一般會在兩年內(nèi)轉(zhuǎn)化成并網(wǎng)，而隨著近兩年地方政府對項目并網(wǎng)時間的要求更加明確，以及風機單機容量增加導致的項目建設(shè)周期加快，預計未來從招標到并網(wǎng)的周期將進一步縮短。根據(jù)前文的預計，2022年招標量為100GW左右，并網(wǎng)量40GW左右，假設(shè)今年80-90%的招標量都在23年底之前完成并網(wǎng)，疊加2021年完成招標的55GW但是在22年底之前未完成并網(wǎng)的15GW左右的遞延項目，預計2023年的并網(wǎng)量在100GW左右，相較于22年實現(xiàn)翻倍以上的增長。從招標量來看，根據(jù)各省“十四五”規(guī)劃，未來三年至少需要年均80GW的裝機量，據(jù)此推算23年招標量大概率仍維持高位。風機價格快速下降趨勢緩解，原材料價格回落利潤端壓力緩解陸上風電價格快速下降趨勢有所緩解，階段性低價競爭有望告一段落。自從2020年6月份以來，風機價格的經(jīng)歷了快速的下行，根據(jù)金風科技2022年業(yè)績演示材料的數(shù)據(jù)，4S系列風機的價格從20年6月的3497元/kW下降到22年3月的2359元/kW，降幅超過30%。從而導致主機廠自身有較大的降本訴求，不斷將降本壓力向上游零部件傳導。但是進入2022年以來，風機招標價格快速下行的趨勢有所緩解，根據(jù)我們的不完全統(tǒng)計，陸上風機（帶塔筒）的招標價格全年基本穩(wěn)定在2300元/kW左右，10月及11月價格降至2000元/kW左右，陸風項目已步入完全平價時代，對運營商而言，絕大多數(shù)陸風項目IRR也大幅超過其最低要求收益率，未來對產(chǎn)業(yè)鏈進一步降本的訴求將大大降低，預計未來陸風將由低價競爭向價格、產(chǎn)品穩(wěn)定性、全生命周期服務等綜合力競爭轉(zhuǎn)變，陸風階段性低價競爭有望告一段落，未來的價格競爭將更加理性。海上風電面臨平價壓力，價格仍有下降空間。2022年海上風機（含塔筒）的招標價格從年初的5000元/kW左右降至11月底的3600元/kW左右，按照此價格和EPC的成本，目前海風還未實現(xiàn)完全平價，整體海風的平均收益率也顯著低于陸風水平，運營商對產(chǎn)業(yè)鏈降本仍有較大的動力，未來海風大型化降本仍有較大的空間。風機大型化仍穩(wěn)步推進，大型化帶來的天然降本將是未來價格下降的主要動力。風機大型化是降低風電的度電成本的主要方式，其實現(xiàn)降本的路徑主要是攤薄各項成本和提升發(fā)電效率，根據(jù)徐燕鵬《平價時代風電項目投資特點與趨勢》測算，在同樣是100MW的項目，風機單體從2.0MW到4.5MW，靜態(tài)投資額下降14.5%，LCOE下降13.6%。據(jù)CWEA統(tǒng)計，2020年國內(nèi)新增陸上風機平均單機容量達到2.6MW，較2010年提升76%；海上風機平均單機容量達到4.9MW，較2010年提升85%，大型化趨勢明顯。從2022年最新招標的風電項目來看，陸上風電項目的風機功率大部分保持在5MW以上，海上風電項目大部分保持在8MW以上。原材料價格高位回落，產(chǎn)業(yè)鏈利潤端壓力緩解。2021年由于貨幣政策因素、去產(chǎn)能及環(huán)保政策持續(xù)加力造成市場供需不平衡等影響，大宗商品原材料價格迎來了大幅上漲，以中厚板價格為例，從21年1月份開始進入上漲通道，最高達到6590元/噸，較21年初上漲約46%，對風電產(chǎn)業(yè)鏈成本端造成了很大的壓力，鋼材持續(xù)漲價也壓制了行業(yè)利潤的釋放。進入22年之后，雖有俄烏沖突的擾動，但隨著全球流動性收縮及供需矛盾逐步緩解，原材料價格開始高位回落，截止12月9日中厚板價格為4000元/噸。鋼材等原材料價格穩(wěn)步回落，一方面使得整個風電產(chǎn)業(yè)鏈的盈利情況有所改善，另一方面成本端壓力的緩解有利于刺激需求的釋放，加快明年風電裝機需求的兌現(xiàn)，尤其像塔筒樁機、鑄鍛件等零部件，鋼材成本占比很高，鋼價的下行對利潤率的提升刺激明顯。明年裝機需求釋放產(chǎn)業(yè)鏈供需結(jié)構(gòu)偏緊，部分零部件有望迎量價齊升。行業(yè)需求是風電制造企業(yè)盈利的關(guān)鍵，2020年陸風搶裝和2021年海風搶裝造成部分零部件短期供需不匹配，部分零部件出現(xiàn)較高的溢價，搶裝潮過后步入平價時代，整個產(chǎn)業(yè)鏈降本的壓力逐步向上傳導至零部件環(huán)節(jié)，2021年及2022年初大部分零部件價格均有不同程度的下滑，22年擾動風電裝機需求有所后移，需求弱進一步削弱了零部件的議價能力。而根據(jù)前文的預計，2023年風電裝機將迎來高速增長，部分零部件預計將面臨較大的交貨壓力，供需關(guān)系的轉(zhuǎn)變將增強零部件的議價能力，我們預計明年部分零部件的價格將有所上調(diào)。多重催化劑支撐風電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，中長期風電裝機需求無虞長期來看，我國風資源優(yōu)越，潛在可開發(fā)資源豐富。根據(jù)國家發(fā)改委能源研究所發(fā)布的《中國風電發(fā)展路線圖2050》，我國陸上（不包括青藏高原海拔超過3500米以上區(qū)域）可供風能資源技術(shù)開發(fā)量為20-34億千瓦，而我國近海地質(zhì)條件較好，且毗鄰廣東、江蘇、浙江等國內(nèi)最重要的用電負荷地區(qū)，資源稟賦與發(fā)展訴求相契合，適宜建造風電場，我國水深5-50米海域的海上風能資源可開發(fā)量為5億千瓦，50-100米的近海固定式風電儲量2.5億千瓦，50-100米的近海浮動式風電儲量12.8億千瓦，遠海風能儲量9.2億千瓦，潛在可開發(fā)資源量較大。中期來看，“十四五”是實現(xiàn)碳達峰的關(guān)鍵時期，各省總規(guī)劃超320GW。2022年3月15日，中央財經(jīng)委員會第九次會議中提出：“十四五”是碳達峰的關(guān)鍵期、窗口期，要構(gòu)建清潔低碳安全高效的能源體系，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。截至2022年11月底，已有多個省分、直轄市和自治區(qū)正式下發(fā)“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃，明確標注2025年之前的風電新增裝機目標，按照各省“十四五”新能源裝機要求，全國新增風電裝機超過320GW。各大央企“十四五”新能源規(guī)劃建設(shè)提速，僅“五大六小”清潔能源規(guī)劃超550GW。從各大央企電網(wǎng)公司的“十四五”新能源裝機占比目標來看，大部分企業(yè)都提出了到2025年清潔能源占比50%以上的硬性目標，根據(jù)各家“十四五”清潔能源規(guī)劃的目標推算，僅“五大六小”的清潔能源規(guī)劃就超550GW。政策推動風電項目備案制縮短審批周期，“十四五”期間分散式風電新增規(guī)模有望達到40-50GW。2022年5月30日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》，提出推動風電項目由核準制調(diào)整為備案制。針對性的解決風電尤其是分散式風電發(fā)展過程中的審批周期長、手續(xù)程序復雜、電網(wǎng)接入難等問題。這是國家層面文件第一次正式提出調(diào)整，后續(xù)還要看相關(guān)政策的落地情況以及管理辦法如何修改、支撐，一旦政策落地將大幅縮短分散式風電項目的開發(fā)周期，有利于促進分散式風電需求落地。長期來看，根據(jù)中國風能協(xié)會測算，全國69萬個行政村中若有10萬個在田間地頭、村前屋后、鄉(xiāng)間路等零散土地上找出200平米安裝2臺5MW風機，全國可實現(xiàn)1000GW的風電裝機。中期來看，根據(jù)CWEA統(tǒng)計，截止2021年底我國分散式風電累計裝機9.96GW，國家能源局在2021年2月提出“千鄉(xiāng)萬村馭風計劃”，并于10月發(fā)布了風電伙伴行動具體方案，方案明確“十四五”期間分散式風電總裝機規(guī)模達到50GW，相比于21年底仍有40GW的空間。老舊風場改造，存量市場貢獻需求。目前我國大量風電場運行時間已達10-15年，老舊機組普遍存在發(fā)電能力差、故障率高、安全隱患多等問題。2021年2月26日，國家能源局發(fā)布文件，啟動老舊風電項目技改升級，鼓勵并網(wǎng)運行超過15年的風電場開展改造升級和退役，重點針對1.5MW及以下風機機組；8月30日，寧夏發(fā)布試點政策，提出“等容更新”和“擴容更新”兩種模式，力爭到2025年，實現(xiàn)老舊風電場更新規(guī)模200萬千瓦以上、增容規(guī)模200萬千瓦以上。根據(jù)CWEA的數(shù)據(jù)，2011年風機累計吊裝規(guī)模為62.4GW，因此截止2021年底，預計我國運行10年以上的風電場裝機規(guī)模超過60GW，占全國風電總裝機容量約18%。3.受益未來裝機快速增長，三大投資主線聚焦產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)質(zhì)環(huán)節(jié)海上風電+海外市場，“雙?！碧N含發(fā)展機遇海上風電先天優(yōu)勢明顯，近幾年增速較快。相比陸上風電，海上風電具有資源豐富、發(fā)電效率高、距負荷中心近、土地資源占用小、大規(guī)模開發(fā)難度低等優(yōu)勢，不管是從全球角度還是我國角度，海上風電均為重要的發(fā)展方向，目前被各國重點推進。根據(jù)GWEC，2011-2021年全球海上風電新增裝機量年復合增長率為30.60%，其中2021年我國海上風電異軍突起并網(wǎng)容量16.9GW，累計裝機規(guī)模達到26.4GW，2013年中國海上風機累計裝機容量僅有0.5GW，CAGR達到66.4%，增速領(lǐng)跑全球。“十四五”期間沿海各省總規(guī)劃超過60GW，支持我國海上風電需求。目前沿海各省、市、自治區(qū)均已發(fā)布“十四五”海風規(guī)劃，“十四五”期間規(guī)劃新增海風并網(wǎng)總量超過60GW，因此預計22-25年間國內(nèi)海上風電年均新增裝機15GW左右。隨著海風投資成本的降低，海上風電平價時代或加速來臨。以風資源較好福建省為例，根據(jù)張繼立等發(fā)布的《我國海上風電區(qū)域開發(fā)方案淺析》的披露，福建省海風的平均風速在7.1-10.2m/s之間，年平均利用小時數(shù)2400-3800小時，盡管由于受到海床結(jié)構(gòu)和臺風因素影響，單位造價較高，然而由于海風資源稟賦優(yōu)異，根據(jù)我們測算目前福建海上風電度電成本為0.41元/kwh左右，處于較低水平。如果以福建省脫硫煤電價0.3932元/kwh進行敏感性測試，在3200小時的年均利用小時數(shù)的情況下，建造成本達到1.2萬元/kw的時候，內(nèi)部收益率將超過7%。未來隨著海上風電投資成本的進步下降，海上風電的經(jīng)濟性將逐步提高，邁向真正的平價。2022年將是我國海上風電的過渡時期，海上風電有望于2023年開啟快速上行期。通常海上風電項目從開工到完全并網(wǎng)需要一年到一年半的時間，根據(jù)海上風電項目的建設(shè)周期，如果要在2024年前全容量并網(wǎng)，那么其開工時間節(jié)點應早于2022年底，而如果是2025年前全容量并網(wǎng)，那么開工時間節(jié)點應早于2023年底。根據(jù)我們的不完全統(tǒng)計，截止2022年12月5日，海上風電招標量已經(jīng)超過15GW，對應各省的“十四五”規(guī)劃目標，預計2023年將開啟海風吊裝并網(wǎng)的上行周期。全球脫碳，海外市場蘊含機遇。當前，盡快實現(xiàn)碳中和已成為全球共識。2022年5月，丹麥、德國、比利時與荷蘭四國共同簽署文件，四國共同承諾，到2050年將四國的海上風電裝機增加10倍，從16GW提高至150GW，其中在2030年，海上風電裝機總量將達到65GW。根據(jù)GWEC的預計，除中國外的全球市場的裝機量在2023年小幅下滑后進入上升通道，2023-2016年年均復合增長率為12.12%。國產(chǎn)風機性價比優(yōu)勢明顯，整機出口形勢持續(xù)向好。根據(jù)彭博新能源的數(shù)據(jù)，2020年下半年全球簽訂的風機合同價格為83萬美元/兆瓦，約合5500元/kW左右，國產(chǎn)風機的價格優(yōu)勢較為明顯。從2017年起，累計出口規(guī)模不斷攀升，2021年中國風電整機出口規(guī)模達到3.27GW，年均增長率50.34%，累計規(guī)模已達到9.64GW，共出口到42個國家。國產(chǎn)風電零部件已經(jīng)打入全球市場，海外市場打開提供盈利彈性。在風電的各個核心零部件中，除了軸承以外，均憑借著制造成本低、交付能力強的優(yōu)勢，成功進入了全球市場，其中風電主軸和鑄件市場的全球產(chǎn)能基本被國內(nèi)產(chǎn)業(yè)鏈所把控。而在盈利方面，海外業(yè)務的盈利水平普遍超過國內(nèi)同類業(yè)務，將為產(chǎn)業(yè)鏈公司帶來較好的利潤彈性。大功率主軸軸承國產(chǎn)化率仍低，進程有望加快除大功率主軸軸承外，風電核心零部件基本實現(xiàn)國產(chǎn)化。目前在風電的各個核心零部件中，除技術(shù)壁壘較高的軸承外，國產(chǎn)廠商憑借著制造成本低、交付能力強的優(yōu)勢成功實現(xiàn)了，甚至成功進入全球市場。而在風電軸承領(lǐng)域，根據(jù)中國軸承協(xié)會在高端軸承技術(shù)路線圖中的介紹，目前風電主軸軸承主要被SKF、FAG、TIMKEN、羅泰艾德等國外公司壟斷，國內(nèi)公司風電軸承出貨主要集中在門檻稍低的偏航和變槳軸承。根據(jù)WoodMackenzie的統(tǒng)計，舍弗勒、SKF、NTN仍占據(jù)著全球超60%的風電主軸承市場。主軸軸承目前有3個核心難點，國內(nèi)廠商仍與國外廠商存在差距。一是原材料，目前軸承行業(yè)缺少對主軸軸承選材的指導，國家標準目前還沒有針對主軸軸承的可選材料，而目前主流的國際一線品牌的材料選型均為廠商自行開發(fā)的較成熟的材料。二是熱處理，目前國際一線品牌的主流廠家有兩個流派，其一是以鐵姆肯為代表的滲碳淬火，其二是以舍弗勒和斯凱孚為代表的貝氏體淬火，他們的評價指標工藝和設(shè)備市場無法直接獲得，全部為廠家自己研發(fā)。三是軸承的設(shè)計和研發(fā)，國際品牌更加成熟，國內(nèi)廠商品牌仍沒有得到可靠的主機廠的認可。進口軸承供應受阻，為國內(nèi)企業(yè)提供進口替代窗口期。2020年突如其來的縮短了風電搶裝時間，推動風電主軸承供不應求，同時歐洲爆發(fā)對風電軸承全球供應鏈造成較大影響，為軸承國產(chǎn)化帶來契機。以洛軸、新強聯(lián)為代表的國內(nèi)主要軸承制造企業(yè)，主流機型所用的3~6.25MW主軸軸承已大批量裝機使用，10MW以下的海上風電機組主軸軸承也進入研發(fā)、樣機試用階段。隨著主機招標價格大幅走低，整機商對軸承等各零部件的成本關(guān)注度都在提升，主軸軸承國產(chǎn)化已是大勢所趨。海風深遠海趨勢顯著，漂浮式“0-1”新技術(shù)值得關(guān)注深遠海海風發(fā)展?jié)摿^大，全球海風開發(fā)深遠海趨勢明顯。根據(jù)WindEurope和DNV的研究表明，全球70%的潛在海風資源位于水深大于60m的深水海域，其中歐洲深水區(qū)可開發(fā)潛能接近80000TWh。從目前全球已經(jīng)公布的和在做前期準備的海上風電項目來看，深遠海的趨勢較為明顯，根據(jù)美國能源部發(fā)布的報告來看，未來的海上風電項目離岸距離集中在40km以上，水深集中在40m以上。從成本和技術(shù)上漂浮式基礎(chǔ)更適合深遠海，技術(shù)日益成熟進入規(guī)?；_發(fā)階段。在深遠海領(lǐng)域的開發(fā)過程中，從技術(shù)和成本的角度來看漂浮式較固定式更為適用，從技術(shù)上，漂浮式基礎(chǔ)通過系泊系統(tǒng)與海床相連，擺脫了復雜海床地形以及復雜地質(zhì)的約束，受水深影響小且同一海域的若干臺風機基礎(chǔ)可做成標準型式，可以大幅提高建造效率，運維也較為便利；從成本上，傳統(tǒng)的采用固定式基礎(chǔ)的海上風電在技術(shù)和經(jīng)濟上面對的挑戰(zhàn)增加，水深越大，固定式海上風機基礎(chǔ)的材料用量越多，相較于標準型式漂浮式風機生產(chǎn)成本更高，且施工難度也會提升。自20世紀70年代美國馬薩諸塞大學的Heronemus教授提出了世界上第一個漂浮式風電機組的概念以來，漂浮式風電機組經(jīng)歷40多年的發(fā)展，從概念研發(fā)到樣機實驗，現(xiàn)在已經(jīng)走向了實際應用和規(guī)模化階段