风机出海行业专题：国内风机成本优势突出，打开新兴市场出口空间国内卷出低价，风机出海靠价差打新兴市场
12023年海外陆上风机均价约6680元/kW，国内报价1400—1700元/kW
22023年风机出口3.7GW、同比+60%，累计15.6GW
3制造利润约0.15元/W，开发转让1.6元/W，相差约10倍
6680元/kW海外整机企业陆上风机均价2023年，约860欧元/kW p.17
1400-1700元/kW国内陆上风机报价2023年下半年 p.17
3.7GW中国风电机组年度出口2023年，同比+60% p.17
17GW中东及非洲风电新增装机预测2023—2027年，GWEC p.15
老板之问
- 中国风机比外国便宜多少？
- 2023年海外陆上均价约6680元/kW，国内下半年报价1400—1700元/kW，作者称低50%以上。 p.17
- 风机出口现在有多大量？
- 2023年出口3.7GW、同比+60%，截至2023年底累计出口15.6GW。 p.17
- 哪些海外市场值得去？
- 印度、巴西、中东非洲；中东非洲2023—2027年预计新增17GW，印度距2030年140GW目标缺口大。 p.15
- 整机制造还赚钱吗？
- 作者测算制造利润约0.15元/W，开发转让税前利润1.6元/W，约为制造的10倍。 p.11
- 零部件企业有没有机会跟着出海？
- 中国叶片、发电机、齿轮箱占全球产能60%/65%/75%，铸锻件、塔筒、法兰约70%。 p.17
对德国、瑞士和欧洲的含义
报告把欧洲视为成熟存量市场和海外竞争对手所在地：欧洲占全球陆风累计装机超25%、海风45.3%，2017—2022年欧盟发电量CAGR为-1.0%，需求增量有限；欧洲整机企业（维斯塔斯、西门子歌美飒、恩德）2023年陆上均价约860欧元/kW，远高于国内报价，价差是中国风机出海的主要卖点。报告提到中东资本收购英国、希腊风电资产，但未讨论进入欧洲市场的认证、本地化和贸易审查门槛，对想进欧洲的企业只能作价格参考。
逻辑链：为什么 → 怎么传导 → 所以怎么做
驱动因素
机组大型化降本 p.7陆风单机5.4MW，较2016年+184%
海外厂商提价 p.17通胀与供应链短缺压迫欧美整机
新兴市场缺电 p.14印度人均用电仅1,331kWh
传导机制
国内价格战 p.7陆风中标价跌破1300元/kW
中外价差扩大 p.17海外约6680元对国内1400—1700元
零部件产能集中 p.17齿轮箱占全球产能75%
结论/打法
主攻新兴市场 p.15印度、巴西、中东非洲
跟随中东资本 p.18ACWA、Masdar全球投资新能源
制造加开发 p.11开发转让利润约为制造10倍
关键数据图
2023年陆上风机价格：海外整机企业均价与国内报价（元/kW）
2023年中国风电整机企业新增装机份额前五（%）
2022年人均用电量对比（kWh）
海外风电新增装机预测（2024—2026年）（GW）
核心观点
- 机组大型化是风电降本的主要驱动，推动风机价格和度电成本持续下降。 p.7依据2023年陆上、海上平均单机5.4MW、9.6MW，较2016年+184%、+153%；风机含税公斤单价2023年25元/kg，较2022年31元/kg降约19%；2024年5月陆风中标均价低于1300元/kW。推理单机容量增大降低单位功率设备重量和零部件用量，并减少机位、塔筒和集电线路。前提公斤单价为三一重能测算；大型化的降本空间会随技术极限递减。
- 国内风电度电成本已降至很低水平，具备平价竞争力。 p.8依据CWEA：2023年陆上平均度电成本约0.15元/kWh，较2002年降88%；海上约0.33元/kWh，较2009年降74%。推理设备降价和发电效率提升共同压低全生命周期成本。前提作者注明平均成本更接近北方地区，中东南部三、四类资源区成本更高。
- 技术红利被下游运营商拿走，整机制造利润承压，企业转向“制造+开发”。 p.11依据上游开放供应链、下游电力央企公开招标；作者测算制造利润约0.15元/W，持有发电税前利润每年0.34元/W，开发转让1.6元/W。推理整机厂议价能力弱，份额优先策略下中标价持续走低；开发转让考验资源、核准、融资等综合能力，门槛和单W利润更高。前提0.15元/W等为作者测算；开发转让收益依赖国内项目资源和核准环境，海外未必可复制。
- 整机行业集中度稳步提升，头部企业成本优势显著。 p.9依据2023年有新增装机的整机企业15家、新增79.4GW，CR5为73.8%（同比+1.5pct），CR10为98.6%。推理价格战中只有规模大、自研零部件的企业能保住成本优势。前提外资品牌在中国份额已降至1%以下，国内集中度高不等于海外竞争力。
- 新兴经济体电力需求增长快，将成为全球风电高增速市场。 p.14依据2022年人均用电美国11,991kWh、印度1,331kWh、巴西2,502kWh；2017—2022年发电量CAGR中国8.8%、印度4.8%，欧盟-1.0%；IEA称除中国外EMDEs年均清洁能源投资需从约2700亿美元扩大到1.6万亿美元以上。推理人均用电低、单位GDP电耗高意味着经济增长会带来更多电力建设。前提2023年全球风电WACC达6.4%，发展中国家因监管、土地、购电方信用、货币风险资金成本更高；印度存在购电协议违约、延迟付款等瓶颈。
- 中国风机凭价格优势正在打开海外市场。 p.17依据海外整机企业2023年陆上均价约860欧元/kW（约6680元/kW）、海上约1134欧元/kW（约8800元/kW）；国内2023年下半年陆上报价1400—1700元/kW、海上2200—3000元/kW；2023年出口3.7GW、+60%。推理海外整机企业受通胀和供应链影响提价，价差扩大给中国企业让出空间。前提海外均价与国内报价口径（是否含塔筒、运维、运输、质保）未说明，价差可能被高估；累计出口15.6GW规模仍小。
- 中国掌握风电核心零部件产能，头部零部件企业将跟随出海。 p.17依据中国叶片、发电机、齿轮箱全球产能占比60%/65%/75%，铸件、锻件、回转轴承、塔筒、法兰约70%；齿轮箱新增产能基本集中在中国。推理海外装机放量需要中国零部件供给。前提产能集中也意味着对外依赖度高，可能招致进口国的贸易防御。
- 中东投资机构全球化布局新能源，选型看重经济性，利好中国风机。 p.18依据ACWA Power在乌兹别克斯坦、埃及签约风光储与绿氢项目（25亿、11亿、超40亿美元）；Masdar收购英国Dogger Bank South项目49%股权和Terna Energy多数股权。推理投资方追求收益率，会选择成本低、技术与售后可靠的设备。前提所列交易未说明设备供应商，是否选用中国风机无直接证据。
可落地的做法
- 整机企业出海优先瞄准印度、巴西、中东非洲等新兴市场，以价格优势切入。 p.14条件：需应对购电协议违约、延迟付款、土地审核、融资成本高和本地供应链薄弱等问题。
- 跟随中东投资机构的全球新能源项目做设备投标。 p.18条件：投资方选型看重经济性、技术与售后服务，需具备海外售后能力。
- 零部件企业（叶片、齿轮箱、铸锻件、塔筒、法兰）随整机出海或直接供海外整机厂。 p.17条件：中国已占全球约60%—75%产能，海外2024年后需新增产能。
- 整机企业在海外复制“制造+开发”模式，参与风电场开发和交钥匙工程以提高单W利润。 p.11条件：需要资源勘探、核准、工程管理和融资能力；海外开发收益未经验证。
论证成立
- 机组大型化带动风机价格和度电成本下降。 p.7单机容量、公斤单价、中标价、度电成本多组数据方向一致，来源为CWEA和招标统计，逻辑链完整。
- 国内整机行业集中度高且稳步提升。 p.9CWEA五年份额表完整，CR5从2020年64.7%升至2023年73.8%，CR10两年保持98.6%。
- 中国在风电核心零部件上占全球主导产能。 p.17叶片、发电机、齿轮箱分项比例来自GWEC，与铸锻件、塔筒约70%的描述相互印证。
存疑之处
- 2023年国内风机均价较海外低50%以上。 p.17口径混用：海外为整机企业全年销售均价、国内为下半年招标报价，未说明是否含塔筒、运输、安装和质保，也未换算汇率时点。
- 中东投资机构大举投资，国内风机企业有望受益。 p.18所列ACWA Power、Masdar交易均未提及设备供应商，个案无法推出中国风机受益。
- 上游环节全球产能占比达70%左右。 p.1正文叶片60%、发电机65%，摘要概括偏高，存在选择性表述。
- 海外新增装机2023—2027年CAGR约18%。 p.19作者预测，未披露分区假设；同时承认发展中国家融资成本高、印度项目推进有瓶颈，预测可能偏乐观。
反方意见
- 成本优势将让中国风机逐步打开海外市场。风电是20—25年的资产，业主和融资方更看重长期可靠性、银行可融资性和本地售后；若海外项目对设备履历、认证和本地含量有要求，或进口国启动贸易救济，低价未必转化为订单。
- 新兴经济体将成为全球风电高增速市场。报告自己指出新兴市场资金成本高、购电方信用差、电网与港口基础薄弱；在高利率环境下，需求可能长期停留在规划层面，实际装机滞后。
- 海外订单将带动整机利润率提升。如果中国企业在海外复制国内的份额优先价格策略，或需承担运输、本地化服务和质保成本，海外毛利率未必高于国内。
需要用官方数据核实
| 关键数字或判断 | 核实来源 |
|---|---|
| 2023年中国风机出口3.7GW、累计15.6GW及之后出口增速 | 中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）年度装机统计；海关总署风力发电机组出口数据 |
| 海外整机企业陆上风机均价约860欧元/kW | 维斯塔斯、西门子能源、恩德（Nordex）年报及季度订单披露 |
| 2023年新增装机75.9GW与79.4GW两种口径 | 国家能源局并网统计；CWEA吊装统计 |
| 中东及非洲2023—2027年新增17GW、海外CAGR约18% | GWEC《全球风能报告》最新版；IEA |
| 中国叶片、发电机、齿轮箱全球产能占比60%/65%/75% | GWEC供应链报告 |
一图看数据
占比与比率一览（%）
关键数据
441GW；新增75.9GW中国风电累计装机及2023年新增 p.5 第三方机构累计装机 · 2023年底 · 未单列（全文引GWEC、CWEA）
截至2023 年底我国风电累计装机达到441GW，其中2023 年当年新增风电装机75.9GW
65%中国新增装机占全球比重 p.5 第三方机构新增装机 · 2023年 · GWEC
我国2023 年风电新增装机已经占据全球新增容量的65%
1.13%非洲及中东陆上风电累计装机占全球 p.5 第三方机构累计装机 · 2023年末 · GWEC
而非洲及中东地区则只有1.13%
45.3%欧洲海上风电累计装机占全球 p.5 第三方机构累计装机 · 2023年末 · GWEC
欧洲地区则几乎包揽了剩余部分，占比高达45.3%
84%／97%中国占亚太陆风／海风累计装机 p.5 第三方机构累计装机 · 2023年末 · GWEC
在亚太陆上风电当中，中国占比84%；在亚太地区海上风电方面，中国占比高达97%
5.4MW／9.6MW，较2016年+184%／+153%陆上／海上平均新增单机容量 p.7 第三方机构新增装机平均 · 2023年 · CWEA
2023 年我国陆上和海上风电平均新增装机容量分别达到5.4MW 和9.6MW
低于1300元/kW陆风风机中标含税均价 p.7 第三方机构不含附属设备，含税 · 2024年5月 · 不完全统计（采招网）
年5 月陆风风机（不含附属设备）中标含税均价已经低于1300 元/KW
25元/kg（2022年31元/kg），降约19%风机含税公斤单价 p.7 作者测算含税 · 2023年 · 三一重能测算
2023 年风机含税公斤单价降至25 元/kg，较2022 年的31 元/kg 下降约19%
约0.15元/kWh，较2002年1.5元降88%陆上风电平均度电成本 p.8 第三方机构全国平均 · 2023年 · CWEA
2023 年我国陆上风电平均度电成本约0.15 元/KWh，较2002 年的1.5 元/KWh 下降了88%
约0.33元/kWh，较2009年1.3元降74%海上风电平均度电成本 p.8 第三方机构全国平均 · 2023年 · CWEA
2023 年我国海上风电平均度电成本约0.33 元/KWh，较2009 年的1.3 元/KWh 下降了74%
79.4GW；CR5 73.8% GW；%整机企业新增装机及CR5 p.9 第三方机构新增装机（整机企业统计） · 2023年 · CWEA
新增装机容量79.4GW，前5 家市场份额合计为73.8%
19.7%（第一）金风科技新增装机份额 p.9 第三方机构国内新增装机 · 2023年 · CWEA
金风科技 19.7%
13.1%（第三）运达股份新增装机份额 p.9 第三方机构国内新增装机 · 2023年 · CWEA
运达股份 13.1%
约0.15元/W平价风机制造利润 p.11 作者测算“十四五”期间 · 2021—2025年 · 国信证券测算
我们测算十四五期间平价风机的制造利润大约在0.15 元/W
1.6元/W（持有发电每年0.34元/W）开发转让模式税前利润 p.11 作者测算“十四五”期间 · 2021—2025年 · 国信证券测算
开发转让模式的税前利润为1.6 元/W
7.7万美元；11,991kWh；装机1,254GW美国人均GDP、人均用电等 p.14 第三方机构2022年 · Wind、IEA、IRENA等
美国 7.7 11,991 1,553 3.8 25.7 5.6% 4.6 1.1% 1,254
0.2万美元；1,331kWh；装机410GW印度人均GDP、人均用电等 p.14 第三方机构2022年 · Wind、IEA、IRENA等
印度 0.2 1,331 5,521 0.3 3.4 4.8% 1.9 4.8% 410
3.8万美元；7,526kWh；2017—2022年-1.0%欧盟人均GDP、人均用电、发电量CAGR p.14 第三方机构2022年 · Wind、IEA、ENTSO-E等
欧盟 3.8 7,526 1,996 2.1 16.9 4.0% 2.8 -1.0% 921
4.8GW，连续第三年创纪录巴西风电新增装机 p.14 第三方机构新增装机 · 2023年 · GWEC
2023 年风电新增装机容量达到4.8GW
140GW，仍有不小缺口印度2030年风电装机目标 p.15 第三方机构目标 · 2030年 · GWEC、CWEA
印度距离2030 年风电140GW装机目标仍有不小的缺口
2023—2027年17GW（南非5.3、埃及3.6、摩洛哥2.2、沙特2.4GW）中东及非洲风电新增装机预测 p.15 作者测算预测 · 2023—2027年 · GWEC
中东及非洲地区2023-2027 年风电新增装机容量有望达到17 GW
6.4%全球风电项目WACC p.15 宣传口径2023年 · 未注明
2023 年全球风电项目WACC 达到6.4%
约2700亿美元→1.6万亿美元以上除中国外EMDEs年均清洁能源投资需求 p.15 第三方机构净零情景 · 未来10年 · IEA
能源投资额需要从目前的约2700 亿美元扩大到未来10 年的1.6 万亿美元以上
3.7GW，同比+60%中国风电机组年度出口容量 p.17 第三方机构出口 · 2023年 · CWEA
3.7GW，同比增长60%
15.6GW，较2020年底+145%中国风电机组累计出口容量 p.17 第三方机构累计出口 · 2023年底 · CWEA
中国风电机组累计出口容量15.6GW
约860欧元/kW（约合6680元/kW）海外整机企业陆上风机销售均价 p.17 第三方机构海外主要整机企业 · 2023年 · 采招网、各公司公告
销售均价在860 欧元/kW 左右（约合6680 元/kW）
约1134欧元/kW（约合8800元/kW）海外整机企业海上风机销售均价 p.17 第三方机构海外主要整机企业 · 2023年 · 采招网、各公司公告
海上风电销售均价在1134 欧元/kW 左右（约合8800 元/kW）
陆上1400—1700元/kW；海上2200—3000元/kW国内风机报价 p.17 第三方机构报价 · 2023年下半年 · 采招网
2023 年下半年陆上风机报价为1400-1700元/kW，海上风机报价为2200-3000 元/kW
60%／65%／75%中国叶片／发电机／齿轮箱全球产能占比 p.17 第三方机构产能 · 2022—2023年 · GWEC
目前我国在叶片、发电机、齿轮箱全球产能中占比分别为60%/65%/75%
1.4GW光伏+1.5GWh储能，总投资25亿美元ACWA Power乌兹别克斯坦风光储项目 p.18 第三方机构签约 · 2023年3月 · 公开报道
1.4GW 光伏项目和1.5GWh 电池储能项目，总投资额25 亿美元
2024—2026年43／54／60GW海外陆上风电新增装机预测 p.19 作者测算预测 · 2024—2026年 · 国信证券预测（历史数据GWEC）
2024-2026 年海外陆上风电新增装机将分别达到43/54/60GW
2024—2026年6／10／14GW海外海上风电新增装机预测 p.19 作者测算预测 · 2024—2026年 · 国信证券预测
2024-2026 年海外海上风电新增装机将分别达到6/10/14GW
企业案例
| 企业 | 市场 · 模式 | 做了什么 | 结果 |
|---|---|---|---|
| ACWA Power p.18 | 乌兹别克斯坦 · 其他 | 2023年3月签署3个购电协议和3个投资协议，含1.4GW光伏和1.5GWh储能；11月签约投资两座风电厂并售电25年。 | 总投资分别为25亿美元、11亿美元。 |
| ACWA Power p.18 | 埃及 · 其他 | 2023年12月与埃及主权基金等签署绿氢项目框架协议，由风电和光伏供电。 | 一期年产绿氢60万吨，投资额超40亿美元。 |
| 马斯达尔（Masdar） p.18 | 英国、希腊 · 并购 | 2024年3月从RWE收购英国Dogger Bank South海风项目49%股权；6月签约收购Terna Energy多数股权。 | DBS预计建成3GW海风；Terna计划2030年在运容量6GW。 |
| 金风科技、明阳智能、运达股份等 p.11 | 中国 · 其他 | 整机企业向下游风电场开发、持有运营和转让延伸，塔筒企业天顺风能、天能重工、大金重工也进入开发。 | 电站运营及转让业务毛利率显著高于整机制造（具体数值在图中）。 |
风险与门槛
- 海外需求不及预期。 p.1
- 国际贸易保护加剧。 p.1
- 行业竞争加剧，风机中标价格持续走低。 p.10
- 发展中国家监管、土地、购电方信用和货币风险推高资金成本。 p.15
- 出口业务受国际政治经济、运输成本和汇率波动影响。 p.20
- 上游零部件定制化升级能力不足，影响大容量机型质量。 p.20
预测
- 2027年国内陆上、海上风机平均新增单机容量达7.2MW、13.6MW。 p.72027年
- 国内2023—2027年年均新增装机75—80GW，CAGR约6%；海风2024—2026年10／16／16GW，CAGR 26%。 p.192023—2027年
- 海外风电新增装机2023—2027年CAGR约18%；陆风2024—2026年43／54／60GW，海风6／10／14GW。 p.192023—2027年
- 中东及非洲2023—2027年新增风电17GW，2026—2027年每年5GW以上。 p.152023—2027年
- 2025年“三北”一、二类资源区陆上度电成本降至0.1—0.15元/kWh，近海风电降至0.3元/kWh。 p.82025年
时效提醒
报告发布于2024年6月，此后海外订单、风机价格和欧美对中国风电设备的贸易审查都可能已变化，价差和出口增速需用2025—2026年数据重新核实。
读书笔记
核心洞见是“国内卷价、海外有价差”：国内陆风报价1400—1700元/kW，海外整机均价约6680元/kW，作者据此认为国产风机低50%以上（按原文数字实际差距更大，但口径不同）。另一个与常识不同之处是作者测算风机制造利润只有约0.15元/W，开发转让是其10倍，说明整机企业的利润来源已在下游。需要注意：①2023年国内新增装机第5页写75.9GW、第9页写79.4GW，两处口径（并网与整机企业统计）未说明；②摘要称上游各环节全球产能占比“70%左右”，但正文叶片为60%、发电机65%，概括偏高；③图10标题与图7重复（均为“海上风电项目全球度电成本”），但来源不同，图题可能有误；④价格比较用的是海外2023年全年均价对国内2023年下半年报价，且未说明是否含塔筒、运输、质保；⑤中东投资案例未说明设备供应商，与“国内风机企业有望受益”之间缺证据。