1、行情复盘：平价时代开启，风电行业成长性增强

随着 2021 年海上风电“抢装”结束，风电行业全面进入“平价时代”，周期性削弱，行业成长性增强，风光大基地和十四五风电规划保障风电行业高速发展。风电行业此前具备阶段性行情，主要系受国家新能源产业政策的影响。陆上及海上抢装结束后，2021Q4 以来风电板块回撤较多，2022 年4 月开始风电招标高增以及原材料下降，风电板块持续上行，由于 2022 年风电新增装机下滑，板块有所回调。需求持续释放叠加产业链压力缓解，中长期风电板块高景气度不减。

(相关资料图)

整体来看，近一年风电板块持续调整，由于海风抢装潮的结束，风电板块表现出一定程度的波动，未来随着新一轮开工潮的出现，风电板块将迎来新增长。2022年 6 月由于风机招标持续高增，叠加风电主要原材料价格持续下降，风电板块迎来反弹；2022 年 7、8 月份以来由于疫情及大兆瓦零部件齐套率不足导致行业开工吊装情况不及预期，风电板块有所回调。展望 2023 年开工，由于2021-2022年风电招标持续高增，奠定 23 年开工及并网高景气度，同时，海风招标量及规划不断超预期，深远海打开未来行业发展空间，逐渐成长为未来风电独立高增长主线。

2021 年风电主要原材料价格均处于历史高位，随着原材料价格的大幅下降，风电零部件板块迎来盈利修复，2022 年 4 月底，风电零部件估值水平开始拉升，明显高于整体风电设备板块。2023 年 4 月底以来随着行业开工复苏以及原材料价格下降，风电设备板块估值拉升明显。

历史上风电指数与铁矿石价格具有负相关关系，尤其是自2021 年开始，铁矿石价格波动较大，大宗铁矿石价格下降是风电板块增长的重要推动因素。2021年下半年铁矿石价格持续回落，2021 年 11 月 18 日铁矿石（现货）价格降至511元/吨，距高位时下降近 60%，同期风电板块持续上涨；2021 年11 月铁矿石价格开始反弹，最高涨至 2022 年 6 月 2 日的 935.5 元/吨，最高涨幅为83%，之后开始持续下降，降至最低的 2022 年 12 月 7 日的 765 元/吨，后小幅上涨，最新2023年6月 9 日报价为 812 元/吨。

招标容量是风电行业景气度的前瞻性指标，对于风电（申万）板块指数的增长也具有前瞻性，近年来风电行业招标容量的高增会领先风电板块指数增长半年左右，而风电指数增长一般会领先于并网装机容量的增长。风电招标量保持高景气度，2021 年、2022 年国内公开招标市场新增招标量分别为54.1GW/98.5GW，同比增速分别为 74%/82%，招标高增奠定 23 年开工及并网高景气度。

2、海上风电发展提速，风电行业景气度确定性好

2.1、海外：海外风电需求持续提振，风电行业景气度向好

2022 年全球风电新增装机下滑，中国继续稳居全球最大风电市场。据全球风能理事会（GWEC），2022 年全球风电累计装机容量 906GW，同比增长9%。2022年全球新增风电装机容量 77.6GW，同比下降 17%，其中陆上风电装机68.8GW，同比下降 5%，海上风电装机 8.8GW，同比下降 58%。2022 年全球最大的5个风电新增装机市场分别为：中国、美国、巴西、德国、瑞典，占全球总量的七成以上。

陆上风电 2022 年实现 68.8GW 新增装机，中国及巴西陆上风电新增装机量有所增长，分别为 32.58GW（+6%）和 4.07GW（+6%），美国新增装机容量为8.61GW（-32%）；

海上风电 2022 年实现 8.8GW 新增装机，中国、英国、荷兰海上风电新增装机容量有所下滑，分别为 5.05GW（-70%）、1.18GW（-49%）、0.37GW（-6%），中国台湾、法国海风增速明显，分别新增 1.14GW（+948%）、0.46GW（2021年无新增装机）。

海外风电需求提振，未来海外风电行业景气度向好。根据全球风能理事会（GWEC），预计未来五年全球风电新增并网容量将达到 680GW，平均每年风电新增装机将达到 136GW，年复合增长率 15%，到 2024 年，全球陆上风电新增装机将首次突破100GW；到 2025 年全球海上风电新增装机也将再创新高，达到25GW。

根据全球风能理事会（GWEC）预计，未来 5 年全球新增陆上风电装机552GW，年均增速 6%，其中非洲&中东、欧洲、美国增速明显。

北美洲：预计 2023-2027 年新增 60GW 陆上风电，年复合增速达9%，其中美国占比 92%，美国 IRA 政策出台，税收抵免的确定性推动陆风装机高增；

拉丁美洲：预计 2023-2027 年新增 26.5GW 陆上风电，巴西、智利和哥伦比亚预计占新增的 78%；

欧洲：俄乌冲突以来，为保证能源安全，未来陆上风电将迎来高速发展。随着德国、西班牙、英国、法国、意大利和土耳其等国需求复苏，欧洲陆风市场预计将从 2024 年开始快速增长，预计 2023-2027 新增装机95.5GW，年复合增长率为 13%；

非洲/中东：2023-2027 年预计新增 17GW 装机，年复合增速高达42%，其中南非 5.3GW，埃及 3.6GW，沙特阿拉伯 2.4GW，摩洛哥2.2GW；

亚太：中国和印度未来陆上风电每年新增装机基本持平，其他亚太地区贡献主要增量，预计 2023-2027 年新增装机 30.9GW，复合增长率为23%。

全球海上风电布局整体加快。亚洲和欧洲是海上风电快速发展的主要动力。根据全球风能理事会（GWEC）预计，未来 5 年全球新增海上风电装机130GW，由2022 年的 8.8GW 增长至 2027 年的 35.5GW，2022-2027 年均增速为18%。

亚太：未来五年亚太地区新增海风 76.8GW，其中中国仍然提供主要增量，新增 64GW，其次是中国台湾 6.9GW、韩国 2.3GW、越南2.2GW和日本0.9GW。

欧洲：未来五年新增超 37GW 海风，其中英国占比超41%，其次是德国占比16%、荷兰占比 9%、法国占比 8%、丹麦占比6%。

北美洲：未来五年新增超 15GW 海风，来自于美国东海岸风电资源开发。

2.2、国内：风光大基地和各省十四五规划保障风电行业高速发展

2021 年海风抢装潮后，2022 年海风装机量增速放缓。根据国家统计局，2022年全国风电新增并网装机 37.63GW，其中陆上风电新增装机33.6GW、海上风电新增装机 4.1GW。到 2021 年底，全国风电累计装机328GW，其中陆上风电累计装机 302GW、海上风电累计装机 26GW。

风电吊装规模大于并网规模，奠定后续并网规模基础。根据中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）《2022 年中国风电吊装容量统计简报》，2022 年全国新增装机 11098 台，容量 49.83GW，同比下降 11%；其中，陆上风电新增装机容量44.67GW，同比增加 8%，海上风电新增装机容量 5.16GW，同比下降64%。截至2022 年底，累计装机容量超 3.9 亿千瓦，其中，陆上累计装机容量3.6 亿千瓦，海上累计装机容量 3051 万千瓦。

区域装机：2022 年，全国六大区域的风电新增装机容量占比分别为华北33.6%、西北 19.2%、东北 12.8%、华东 13.6%、中南 15.1%、西南5.7%。“三北”地区新增装机容量占比为 66%（同比增长 21 个百分点），中东南部地区新增装机容量占比达到 55%。

2023 年风电装机规模维持高增，行业延续高景气度。2023 年年初以来风电装机规模增长较快，2023 年 1-5 月国内新增风电并网规模16.36GW，同比增长51%；2023年 1-5 月风电平均利用小时数为 1081 小时，同比增长11%，风资源较去年同期改善。2023 年一季度，全国风电新增并网容量 10.4GW，其中陆上风电9.89GW，海上风电 0.51GW。2023 年一季度，全国风电平均利用率96.8%，与上年同期基本持平。

招标需求持续旺盛，奠定今明年风电装机基础。根据金风科技官网，2022年国内风机公开招标规模为 98.5GW，同比增长 82%，其中陆风招标规模83.8GW，同比增长 63%，海风招标规模为 14.7GW，同比增长 309%，考虑部分非公开招标规模（预计 5-10GW)，预计 2022 年实际招标规模超 100GW，2021 年和2022年高增的风机招标奠定 2023 年装机规模基础。

风机招标价格接近底部。2021 年年初以来风电招标价格步入下行通道，主流投标价格由此前最高的 3000 元/kw 快速下降至 2000 元/kw 以下，累计降幅近40%。风机招标价格持续下行因素一方面是由于头部整机厂竞争激烈，各家厂商竞争策略还是以抢占市场份额为主；另一方面是由于风机大型化趋势加快，目前陆上风机招标已经以 4MW 以上机型为主，甚至 6MW 机型，大型化下风机成本下降较快。2023 年年初以来虽有最低报价低至 1500 元/kw，但中枢水平来看陆风风机招标价整体维持在 1800-2000 元/kw 左右（对应 5-7MW 机型），近期整体情况有所企稳。

2022 年 5 月份以来钢材价格进入下降通道，考虑到原材料降价反映至利润改善一般有 3 个月以上的时延，预计 2023 年风电零部件企业迎来盈利修复。中厚板是塔筒的主要原材料，铸造生铁及废钢是铸/锻件的主要原材料，2022 年5 月份以来价格进入下降通道；环氧树脂价格回落较多，环氧树脂是叶片的主要原材料，2021年环氧树脂价格高企，叶片厂商盈利端承压，2022 年以来环氧树脂价格回落较多，从 21 年四季度最高价格 3.4 万元/吨下降至 1.5 万元/吨；铜价在前期走高后趋于震荡，2022 年以来铜价仍维持高位，基本在 7-7.5 万元/吨的价格区间内浮动，2022年 6 月下旬以来快速下降，目前铜价恢复到 7 万元/吨左右。

十四五期间预计风电发电量实现翻倍，新增装机量300GW。根据国家政策规划，2022 年 3 月 22 日，《“十四五”现代能源体系规划》：到2025 年，发电装机总容量达到约 30 亿千瓦，非化石能源发电量比重达到 39%左右；2022 年6 月1日，《“十四五”可再生能源发展规划》：2025 年可再生能源年发电量达到3.3 万亿千瓦时左右。“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。基于上述两个文件的相关规划，十四五期间风电发电量实现翻倍，预计到 2025 年风电累计装机约 581GW，十四五期间新增装机300GW。

九大清洁能源基地和五大海上风电基地保障风电行业高速发展。2021 年3月30日，“十四五”规划和 2035 年远景纲要中提出，未来我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内多个清洁能源基地。大型清洁能源基地将通过“源网荷储一体化”以及“风光火储多能互补”的方式实现可再生能源消纳，而海上风电基地则靠近东部经济发达的电力负荷中心，整体上看风电消纳均能得到较好的保障。

从已公布的省市规划来看，十四五期间风电新增装机量近300GW，从各省规划来看，内蒙古、云南、甘肃“十四五”期间分别规划新增装机51GW、25GW、24.8GW，海上风电规划则主要以广东、江苏、海南、福建等省份为主，另外江苏、福建、海南、广东、广西等均提出深远海风电规划，打开未来海上风电增长空间。根据我们对十四五风机新增装机规模预测，2023-2025 年分别为65.0/74.9/81.6GW。

2.3、陆上风电：风光大基地保障风电行业高速发展，老旧风电场改造和分散式风电贡献新增量

国内陆上风电新增需求持续释放，包括第三批风光大基地的启动申报、老旧风电场改造盘活存量市场以及备案制落地后乡村分散式风电的推进，直接提升陆上风电景气度。

风光大基地：第三批风光大基地正式启动申报，调增陆风中长期规划

第一批风光大基地：2021 年 12 月，国家发改委、国家能源局发布《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，第一批风光大基地项目总规模 97.05GW。2021 年底已有75GW项目开工建设，其余项目在 2022 年一季度陆续开工，其中明确要求在2022 年底前投产有超过45GW 风光大基地项目，有超 52GW 风光大基地项目明确要求在2023 前投产。第二批风光大基地：2022 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，到2030年，规划建设风光基地总装机约 4.55 亿千瓦，其中，"十四五"时期规划建设风光基地总装机约 2 亿千瓦，“十五五"时期规划建设风光基地总装机约2.55 亿千瓦。第三批风光大基地：2023 年 4 月 7 日，国家发改委、国家能源局下发《关于印发第三批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，各省针对第三批风光大基地项目的申报已经陆续启动，多个省份已下发项目申报文件。随着第三批风光大基地的落地，将进一步保证中长期陆上风电高景气度。

老旧风电场：老旧风电场改造政策落地，国内以大换小市场广阔，3MW以下风机累计容量近 250GW

老旧风电场改造市场空间广阔。我国早期风电场电机组单机容量较低，大多机型落后，或者机组已老化，发电能力明显落后于当前新装机组水平。同时，早期投运风电场风资源好、电价高，处于负荷中心，早期的老旧风场拥有着7-8米/秒以上的风资源，但平均发电量小时数却在 2000 小时以下。以现有的技术，7米/秒以上的风资源基本可以发到 3500 小时以上，发电量相差至少一倍。当前老旧风电场改造和增容紧迫性强。到 2022 年底，全国陆上风电累计装机达3.6 亿千瓦，其中2MW 以下风机占比达到 25.5%，2-3MW 风机占比达到41.8%，3MW以下风机占比达 67.3%，3MW 以下风机累计容量达到 245.7GW。《风电场改造升级和退役管理办法》落地。老旧风电场改造和增容，可以充分用好优质风能资源，提升利用小时数、降低土地成本、利用于资源节约，降低运维成本等，助力风电场经济性提升，改造后单位容量征地面积降低，节省土地成本。2023 年 6 月 13 日，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过 15 年或单台机组容量小于 1.5 兆瓦的风电场开展改造升级；风电场改造升级原并网容量不占用新增消纳空间，鼓励新增并网容量通过市场化方式并网；风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行，其它电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策，为风电场改造升级和退役管理提供政策依据。

分散式风电：老旧风电场改造政策即将出台，新增超200GW新增风机装机量

与集中式风电相比，分散式风电单体规模往往相对较小，建设周期短，开发方式更为灵活。2017 年，国家能源局发布《加快推进分散式接入风电项目建设有关要求》，正式明确分散式风电不占用年度建设实施方案，即不与集中式共同竞争招标，成为行业纯增量。我国中东南部低风速区域有望成为分散式风电的主要市场。我国中东南部是低风速区，资源分布不连续，土地资源稀缺，充分利用风资源的需求下，分散式在中东南部地区成为集中式的重要补充。中东南部为我国电力负荷中心，消纳能力较强，无弃风无线损，能够减少能源损耗和输送成本，有利于提高项目收益率。2021 年，中国分散式风电新增装机容量802.7 万千瓦，同比大幅增长 702%，截至 2021 年年底，中国分散式风电累计装机容量接近1000万千瓦，同比增长 414.6%。

风电项目备案制落地，进一步简化审批流程，分散式风电建设提速，十四五期间有望达到 40-50GW。2022 年 5 月 30 日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》：积极推进乡村分散式风电开发，在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分散式风电，推动风电项目由核准制调整为备案制；2022 年 6 月 1 日，九部委联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》：在工业园区、经济开发区、油气矿区及周边地区，积极推进风电分散式开发，因地制宜推进中东南部风电就地就近开发，实施“千乡万村驭风行动”，以县域为单元大力推动乡村风电建设，推动 100 个左右的县、10000 个左右的行政村乡村风电开发。各省对于分散式风电的关注度提升，包括内蒙古、山西、浙江、北京等在内的多个省（市）已经将发展分散式风电列为该地区“十四五”能源发展的重点规划。 分散式风电电网接入进一步放宽。2023 年 5 月 25 日，国家能源局综合司发布“关于公开征求《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理有关事项的通知（征求意见稿）》意见的通知，文件指出：豁免部分分散式风电项目电力业务许可，在现有许可豁免政策基础上，将全国范围内接入35kV 及以下电压等级电网的分散式风电项目纳入许可豁免范围，不再要求取得电力业务许可证。审批流程繁琐以及并网难是影响我国分散式风电发展的一大因素，此次电力业务许可审批上的放宽，将促进分散式风电项目的落地。

2.4、海上风电：新一轮竞配陆续启动，深远海打开未来行业发展空间

海风向集群化和深远海发展。2022 年 6 月《“十四五”可再生能源规划》指出加快推动海上风电集群化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大海上风电基地，推进一批百万千瓦级的重点项目集中连片开发；完善深远海海上风电开发建设管理，推动一批百万千瓦级深远海海上风电示范工程开工建设。“十四五”各省海上风电并网规划奠定了海风装机基础。“十四五”期间,我国沿海省市海上风电规划陆续出台，包括广东、山东、浙江、海南、江苏、广西等地区，目前我国各沿海省份发布的“十四五”期间海上风电规划并网规模超65GW，开工规模超 85GW。

海上风电 2021 年国补结束，正式进入平价时代。2021 年6 月7 日，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》指出2021 年起，新备案的陆上风电项目中央财政不再补贴，实行平价上网；新核准（备案）的海上风电项目，上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。目前广东、山东、浙江、上海已发布明确的海上风电地方补贴政策，随着海上风机价格不断下探及施工成本逐步降低，海上风电有望成为我国风电行业快速发展的重要驱动力。

海上风电建设成本下降。我国海上风电经过十多年的发展，在勘探设计、设备研发制造和工程建设运营经验的逐步积累提升情况下，造价逐步下降，江苏省平均建造成本为 14400-16300 元/kw，广东省海上风电平均造价为16200-17600元/kw，福建省海上风电平均造价为 17300-18500 元/kw。由于沿海各省风资源条件、海床地质条件以及施工条件不同，导致各省海上风电实现平价所要求的发电量水平以及单千瓦造价不同，江苏省、山东省、浙江省南部海风平价要求的单千瓦造价范围在 1 万元左右，广东省东部和福建省海风平价所要求的单千瓦造价范围在1.4万元左右，未来江苏省凭借更优的海床建设条件、广东省凭借更高的上网电价、福建省凭借更高的利用小时数有望率先实现平价。

海风竞配规模超预期，提升十四五海风景气度。2022 年海南、广西、山东等前期海风存量项目较少省份海风项目竞配及招标进展推进迅速，2023 年广东、福建相继启动新一轮海上风电项目竞配，其中广东省启东省管海域项目7GW，国管海域项目 16GW（遴选出 8GW 项目作为前期示范项目），福建省启动2GW竞配，均为原十四五各省并网规划以外新增量，截至目前，各省待建项目超60GW，其中广东占比近一半。

深远海规划及发展提速，打开未来海上风电发展空间。根据国家气候中心，深海风资源容量约 10 亿千瓦，相当于两倍的近海风资源，发展潜力巨大。根据国际标准，风电项目的水深在 0-30m 属于浅水、30-60m 属于过渡段（深浅水）、60m以上属于深水，离岸 50km 属于近岸，离岸 50km 以上属于离岸。在深远海域建造风电机组，既可以充分利用更为丰富的风能资源，也可以不占据岸线和航道资源，减少或避免对沿海工业生产和居民生活带来的不利影响，具有巨大的开发优势。从已规划项目离岸距离来看，以广东海风项目为例，阳江青洲一、二、四、五、六、七项目离岸距离已经达到 50-70km。 深远海开发提速。各省规划来看，目前多地正在积极布局深海风电示范项目，2023年 2 月，在 2023 年中国风能新春茶话会上，国家能源局表示，今年将出台《深远海海上风电开发建设管理办法》。2022 年 9 月份上海公布4.3GW首批深远海海风示范项目；广东潮州规划 43GW 深远海项目；2023 年5 月广东省首次对国管海域启动大规模海上风电项目竞争配置工作，共计 16GW。2023 年6 月海南万宁漂浮式海上风电试验项目一期工程 10 万千瓦样机工程EPC 总承包完成招标。随着后续以广东为带边的首批深远海竞配项目落地，海上风电建设空间预计进一步打开。

2.5、出口：中国风电整机“出海”正当时

国内风机招标价格受益于大型化持续下降，海外风机厂由于原材料价格面临巨额亏损，中国风电整机“出海”正当时。维斯塔斯 2022 年实现营业收入144.86亿欧元，同比下降 7%，毛利率从 10%下降到 0.8%，仅剩1.18 亿欧元，EBIT为-11.52亿欧元，为近年来首亏；西门子歌美飒持续亏损，2022 财年公司营收同比下降3.8%至 98.1 亿欧元；净利润为-9.4 亿欧元，去年同期为-6.27 亿欧元；GE可再生能源部门 2022 年亏损 22.4 亿美元，同比扩大了 182%（2021 年为亏损7.95 亿美元）；订单 147 亿美元，同比下降 19%；营收 130 亿美元，同比下降17%。

2022 年全球前十大整机制造商中，中国企业占据其中六席。彭博新能源财经数据显示，2022 年金风科技以 12.7GW 的装机容量位居全球第一，时隔六年再次登顶全球。维斯塔斯（Vestas）以 400MW 的微小差距位居第二，通用电气和远景能源分别排名第三、第四。西门子歌美飒（Siemens Gamesa）和明阳智能并列第五，2022 年装机容量均为 6.8GW，运达股份紧随其后排名第七。2022 年随着中国海上风电正式跨入平价时代，海上风电装机容量陡降，三一重能和中国中车分别取代了过往海上风电装机占比较高的电气风电和东方电气，成为全球风电整机制造商第九和第十名。

2022 年国内风电机组出口 610 台，容量为 2287MW，同比下降30%。截至2022年底，中国风电整机制造企业已出口的风电机组共计4224 台，累计容量达到11929MW，其中陆风风机 11439.2MW，海风风机489.8MW。随着国内风电技术的逐步完成国产化替代，国内风电实现跨越式发展，无论从产能还是度电成本，国内风电整机企业已经已经站在了第一梯队，出口大幅增加。

风机龙头金风科技、远景能源出口优势明显。2022 年6 家整机制造企业分别向21个国家出口了风机，其中明阳智能全部出口海上风电机组，其他五家企业全部为陆上风电机组。具体来看，2022 年远景能源出口量最大，容量为1153MW；金风科技出口国家最多，出口到 13 个国家，容量为 611MW；另外明阳智能出口容量为 165MW，运达股份出口容量为 152MW，中国中车出口容量为149MW，东方电气出口容量为 56MW。截至 2022 年底，金风科技累计出口位居第一，占全国风电机组累计出口容量的 47%；远景能源累计出出口容量2930MW，占全国风电机组累计出口容量的 24.6%。

中国风机产能充足，在全球风机供应中占主导地位。随着之后海外风电新增装机的不断增长，需要进口风机来满足需求。

陆风：根据 GWEC，中国陆风年产能为 82GW，欧洲陆风年产能21.6GW，是全球第二大陆上生产基地，紧随其后的是美国（13.6GW）、印度（11.5GW）和拉丁美洲（6.15GW）。中国、印度和拉丁美洲地区的供应链有足够的机舱产能可满足需求，而欧洲和美国在当前产能下，从2026 年开始产能将偏紧，需要依赖进口风机来应对预期的装机增长；

海风：海上风机供应更加集中，是因为目前全球海上风电安装总量的99%以上都分布在欧洲和亚太地区。中国已是全球第一大海上风机的生产国，年产能高达 16GW，欧洲 2024 年海风风机产能增至11.5GW，其他亚太地区海风风机产能为 3.7GW。在当前产能布局下，北美海风风机均需进口，欧洲和其他亚太地区（除中国）从 2026 年开始产能将偏紧，需要依赖进口风机来应对预期的装机增长。

3、产业链：盈利能力呈现分化，看好未来风电行业“双海”共振

3.1、风机：招标价格持续下行，盈利能力承压

2021 年以来国内风机大型化加速。2022 年中国新增装机的风电机组的平均单机容量为 4.49MW，同比增长 27.8%，其中 2022 年我国陆上风电机组平均单机容量为4.29MW，同比增长 37.9%，海上风电机组平均单机容量为7.42MW，同比增长33.4%。从风机商来看，2022 年陆上风电前 5 家整机商新增装机容量占比近75%，分别为金风科技（24.8%）、远景能源（15.6%）、运达股份（13.7%）、明阳智能（10.8%）、三一重能（10.1%）；2022 年海上风电新增装机中电气风电新增1.44GW，占比为28%，位居第一，其次为明阳智能（26.8%）、中国海装（20.2%）、远景能源（16.2%）、金风科技（5.7%）。

国内风机集中度较高，龙头出货规模持续向上。国内整机环节TOP3 市占率维持在 40%以上，其中 TOP3 企业（金风、远景、明阳）市占率基本维持在10%以上，从风机龙头的演变趋势情况来看，近两年龙头企业地位较为确定，而随着国内风机企业的崛起，海外龙头 GE、西门子歌美飒、Vestas 市占率逐步下降。

头部风电整机厂竞争激烈。经过 2020 年陆上风电“抢装”和2021 年海上风电“抢装”，风机行业 CR3 有所下降，2022 年小幅提升，风机 CR3 由2019 年62.6%下降至2022年 51.0%，同时 CR5 和 CR3 差距不断拉大，由 2019 年差值（CR5-CR3）10.9%升至 2022 年差值（CR5-CR3）21.3%，后发企业追赶较快，比如运达股份、三一重能等，近年来市占率提升明显，不断缩短与 TOP3 企业的差距。

整机厂营收增速出现分化。从各大整机厂商的风电机组收入对比来看，金风科技作为行业龙头，收入规模最大，明阳智能和运达股份同比增速明显，与金风科技营收差距不断缩小。从单千瓦平均售价来看，随着2022 年海上风电并网容量下降以及风机招标价格下降，导致 2022 年整机商风机平均销售价格均有一定程度的下降，金风科技和运达股份平均售价在 2300 元/kw 左右，明阳智能平均售价最高，主要是由于公司海风业务占比较高，22 年平均售价在3100 元/kw左右；从交付装机容量来看，今年上半年主机厂交付风机容量差距较小。目前各大整机厂在手订单充足。

招标价格持续下行，盈利能力承压。随着风机招标价格的不断下降，风电整机厂的成本控制能力十分重要。目前风电整机厂的盈利改善路径：一是大型化降本；二是供应商管理；三是其他高毛利业务对于盈利的提升，主要是风电场开发运营业务。近年来，整机厂商纷纷下沉布局风电场建设领域，风电场建设运营毛利率较高，在 60%以上，已成为整机厂商利润新的增长极。三一重能整体盈利水平优于其他整机商。

3.2、塔筒：海风行业高速增长，行业海上产能布局加速

风电支撑基础已成为海上风电行业主要增长点。风电支撑基础包括风电塔筒、基础环等，风电塔筒需支撑数十吨重的风电机组，并为风电叶片的转运提供条件，产品功能特点决定了可替代性较低；海上风电支撑基础还包括桩基、导管架等，主要应用于水深 0-60m 的浅海区域；随着水深的增加，固定式基础的成本会越来越高，浮式基础利用锚固系统将浮体结构锚定于海床，并作为安装风电机组的基础平台，适用于水深 50m 以上的海域。海上风电支撑基础受风电场地质情况、水深、离岸距离等因素影响，单台套海上风电支撑基础的造价（含施工）占海上风电投资成本的 19%-25%。

塔筒行业核心竞争力在于产能布局。由于风电塔筒、桩基等风电设备零部件产品呈现体积大、重量大等特点，成本结构中运输成本占比较高；近年来随着风机大型化趋势明显加快，陆上运输难以适应该等需求，带来高昂运输成本，通常半径500km 以外的企业没有竞争力，同样也成为制约海上风电设备零部件生产企业业务发展的瓶颈。十四五规划发展九大清洁能源基地、四大海风基地，基地主要集中于三北、东部沿海地区，塔筒头部厂商龙头一般就近属地化布局产能，海风基础生产基地需临近码头。

从各大厂商的塔筒收入对比来看，天顺风能作为行业龙头，营收规模最大，大金重工营收规模增长较快，2022 年大金重工塔筒收入及销量首次超过天顺风能，而单吨售价受陆风和海风产品结构影响较大，天顺风能仅包括陆风塔筒，因此单吨价格较低，而其他三家厂商海风基础产品均有一定占比，单吨售价较高；从销售量上来看，由于 2022 年风电行业新增装机较 2021 年下滑，因此2022 年各家塔筒商销售量有一定程度下降，大金重工由于出口规模的增长，营收和销量逆势增长，2022 年销量 59 万吨，同比增长 20.56%。 塔筒原材料成本占 8 成以上，定价模式为成本加成，风塔原材料主要为中厚板、法兰、焊材等，其中中厚板占原材料 80%以上。由于塔筒体积较大、重量较重，运输成本占生产成本 7%左右。毛利率一方面价格跟随钢价走势波动，一方面不同厂址辐射范围的供需情况不同，定价具有差异。从毛利率来看，由于行业补贴结束，行业竞争日益激烈，毛利率下行压力大，2021 年各家毛利率下滑程度较大，主要是 21 年原材料钢材价格维持高位所致，2022 年大部分塔筒厂毛利率仍有一定程度下滑，其中泰胜风能受益于出口产品占比提升，毛利率逆势上升；在原材料端，随着中厚板价格进入下行通道，2023Q1 各家塔筒厂商盈利拐点已现。码头资源稀缺性叠加海风高景气度，各家塔筒厂商加快海风产能布局，未来海上风电基础行业集中度有望提升；未来海外风电景气度高，2022 年出口占比较高的大金重工和泰胜风能分别在营收规模和毛利率上领先于竞争对手，看好未来产品结构中海风和出口占比较高的公司带来营收规模和盈利水平的提升。

3.3、海缆：门槛高格局优，受益于海风爆发，行业发展提速

海缆是海上风电的核心环节，海缆具备较高的准入壁垒，生产工艺复杂、技术要求高、认证周期长以及区位要求严等构筑了海缆环节的高壁垒。竞争格局清晰、稳定。国内海底电缆企业主要是东方电缆、中天科技、亨通光电、宝胜股份等。 生产工艺流程多。由于海底环境复杂且海水具有强腐蚀性，海缆相较于陆上电缆技术更复杂，其工艺流程相较陆风电缆更多；技术要求较高。接头技术、敷设设计施工要求高，需专门的设备； 运输长度更长，未来价值量进一步增长。海上风电项目距离陆地较远，通常采取一次性运输大长度海缆的方式节约运输成本。海上风电成本构成中，海缆约占 8%-13%。海上风电场成本主要由以下几个部分构成：设备购置费、建安费用、其它费用、利息。设备费用中风电机组及塔筒约占设备费用的 85%，送出海缆约占 5%。建安费用包括海上施工、船班费用等。其它费用包括项目用海用地费、项目建管费、生产准备费等。细分配置来看，海缆约占总成本 8-10%，包括阵列电缆（约 3%）以及送出电缆（约5-10%）。

东方电缆技术优势明显，盈利能力领先。东部南部两大产业基地，辐射国内国际市场。公司建成投产位于宁波北仑的未来工厂，撤并原中压产业基地，形成高压海缆分厂、中压电缆分厂、特种电缆分厂、高压电缆分厂及海工基地为核心的东部（北仑）基地；目前公司正在进一步深化南部产业基地（广东阳江）的产能规划，将同时启动一、二期项目的建设，涉及海缆、陆缆两个产业板块；布局国际，位于荷兰鹿特丹的欧洲子公司已设立完成。 公司在手订单充足，海缆订单高速增长，已成为公司业务主力增长点。截至2023年 4 月 22 日，公司在手订单约 89.31 亿元，其中海缆系统50.14 亿元、陆缆系统24.48 亿元、海洋工程 14.69 亿元。从历年数据来看，东方电缆由于其海缆业务优势明显，2019-2021 年海上风电景气度较高，东方电缆利润增速均领先于其他公司。

3.4、铸件：格局较优，成本控制为核心

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。风电铸件属于高端铸件，具有投资大、建设周期长、技术难度高等特点，并存在一定的进入壁垒。风力发电设备的工作环境和条件较为恶劣，风电铸件的材质性能需满足特殊要求，对产品质量要求很高，从掌握生产工艺并形成批量稳定的生产能力需要较长时间，生产能力扩张同时还需要大量资金和专业工人，使得行业具有较高的技术门槛。风电整机企业在选择铸件配套供应商时，需对铸件企业进行十分严格的认证和筛选，周期较长，后进入者要打开市场难度较大。 全球铸件市场集中度较高，80%风电铸件产能来自我国。据日月股份公告数据，2019 年全球风电铸件 CR5 高达 64%，80%以上风电铸件产能集中在我国，领先企业包括日月股份、永冠集团、吉鑫科技、山东龙马等。

3.5、主轴：双龙头格局稳定，整体盈利水平较优

风电主轴在风电整机中用于联接风叶轮毂与齿轮箱，将叶片转动产生的动能传递给齿轮箱，是风力发电机的重要零部件，风电主轴均为非标准化产品，不同客户对风电主轴外观尺寸、性能都有不同的要求，因此其应用具有很强的专用性、独特性，具有典型的多品种、多批次、小批量、非标准化的特征。风电主轴使用寿命约 20 年，使用中更换成本高、更换难度大，因此风电整机制造商对其质量要求非常严格。按产品应用的机型不同，风电主轴可分为双馈异步式主轴与直驱式主轴，双馈风电整机用主轴目前依然占据市场主导地位。按制造工艺不同，风电主轴分为锻造和铸造两种，铸造工艺相对锻造工艺流程较少，生产周期较短。①铸造指通过熔炼金属，制造铸型，将熔融金属浇入铸型，凝固后获得一定形状、尺寸、成分、组织和性能铸件的成形方法。铸造能够使铸件快速一次成型，生产效率和材料利用率都较高，适合用于大型或者结构复杂的部件生产，但其力学性能低于同材质的锻件力学性能。②锻造指利用锻压机械对金属坯料施加压力，使其产生塑性变形以获得具有一定机械性能、一定形状和尺寸锻件的加工方法。锻造能保证锻件内部金属纤维组织的连续性，使锻件具有良好的力学性能与更长的使用寿命，适用于受力强、条件恶劣的工作环境，但在锻造过程中反复加热锻压会伴随一定的材料损耗，使得锻造法的生产效率和材料利用率与铸造法相比较低。

主轴行业存在着技术壁垒、供应商资格认证壁垒等。行业内从事专业风电主轴生产的企业较少，大都是以多种自由锻件产品为主，行业壁垒使得行业护城河高筑。风电主轴属于专用设备大型零部件，制造流程复杂，需经过长时间的技术研究、经验积累方能生产出合格优质的产品，尤其是供应商资格认证很关键，由于各个风电整机制造商均拥有自己独立的技术规格要求，因此风电主轴生产具有典型的多品种、多规格、小批量并向特种需求发展的特点。风电整机制造商对零部件供应商考察严格，并均有自行制订的供应商认证体系，更换供应商的转换成本高且周期长，后进入者要打开市场难度较大。 风电主轴在风机零部件中较早实现国产化，行业形成双寡头竞争格局。全球的风电主轴主要生产企业集中在中国、韩国、意大利，风电主轴生产工艺复杂，需要人工操作较多，目前无法完全实现自动化生产，这使得国内风电主轴制造商在生产成本上的优势更加明显。历经对外技术引进、小规模研发、自主创新等过程，行业内领先企业已全面掌握炼钢、锻压、热处理、机械加工和防腐涂装等主轴制造专业技术，形成了具有自身特点的成熟的生产工艺。金雷股份与通裕重工等领先的风电主轴制造商凭借突出产品质量、成本优势，获得国内外风电整机制造商的认可，实现了进口产品替代，促进国内风电主轴制造业不断升级。

3.6、轴承：国产化进程提速，市场空间广阔

风电轴承是风机所有运动部位的枢纽，苛刻的载荷和恶劣的运行条件，需要承受的温度、适度和载荷变化范围很大，是风电机组中的薄弱环节。风电机组工况恶劣，对工作寿命&稳定性要求较高，作为风机各动力系统的连接体，风电轴承技术复杂度高。一般情况下，一套风电机组包含：1 套偏航轴承（连接机舱和塔筒），3 套变桨轴承（连接叶片和轮毂），1 套主轴轴承（支撑主轴）,1 套变速箱轴承（双馈风机中使用）、1 套发电机轴承。 对于大容量风机而言，轴承平均单价和主轴所占风机成本都较小容量风机更高。以明阳智能为例，3MW 风机主轴轴承成本占整个风机成本比从1.5MW的2%左右大幅提升至 7%，且 3MW 以上风机的主轴轴承销售单价更高，成本占比还将进一步提升。

全球轴承市场几乎被八大跨国集团垄断。高端轴承领域技术壁垒较高，海外厂商先发优势明显，2020年全球轴承市场70%以上的市场份额由八大海外厂商占据（瑞典 SKF、德国 Schaeffler、日本 NSK、日本 JTEKT、日本NTN、美国TIMKEN、日本 NMB、日本 NACHI），国内轴承产品主要分布于中低端领域，大功率风电偏航变桨轴承已实现进口替代。近年来国产大功率主轴轴承产品技术取得重要进展，国内瓦轴、洛轴、新强联、天马等企业已经形成了一定的风电轴承国产化能力，。新强联成功研制 2-5MW 三排圆柱滚子主轴轴承、3-6.25MW无软带双列圆锥滚子主轴轴承并实现量产；成功研制 3-13MW 单列圆锥滚子轴承并实现小批量生产；公司成功研制 12MW 海上抗台风型主轴轴承。

4、投资分析

需求端：2021-2022 年招标高增奠定 23 年开工及并网高景气度，中长期风电需求不断调增，风电行业景气度确定性好。（1）风机大型化进度超预期，目前陆上招标主力机型增至 6-7MW，海上则为 9-10MW，海上12MW及以上大兆瓦风机不断推出，大型化加快行业技术迭代，成本加速下降招标价格处于底部；（2）风电场高 IRR 推动招标需求持续旺盛，风电招标持续保持高景气度，2021 年及2022年国内公开招标市场新增招标量分别为 54.1GW/98.5GW，同比增速分别为74%/82%；（3）国内风电新增需求持续释放，陆上风电包括第三批风光大基地的启动申报、老旧风电场改造盘活存量市场以及备案制落地后乡村分散式风电的推进提升陆上风电景气度，海上风电则随着各省新一轮竞配及国管海域的开发打开未来增长空间。

供给端：风电整机短期毛利率端承压，原材料价格进入下行通道，叠加23年开工高景气度，风电零部件企业迎来“量利齐升”。（1）2022 年风电新增招标量为98.5GW，而 2022 年风电新增并网量为 37.6GW，并网与招标缺口大，2022年开工受影响的装机将递延到 2023 年，下半年风电开工需求确定性高，预计23年吊装量在 80GW 左右，装机量近 65GW 左右；（2）23 年随着大兆瓦机型占比的不断增加，部分环节大兆瓦机型零部件供给偏紧，2022 年5 月以来风电主要原材料价格进入下行通道，由于大部分企业库存周期在半年左右，随着高价原材料库存的不断消化，2023 年迎来盈利拐点，从 2023Q1 零部件企业业绩来看，净利润环比改善明显，尤其是塔筒和铸锻件环节。

海风：海风需求确定性高，短期行业开工复苏明显，中期各省新一轮竞配陆续启动，长期国管海域开发打开十五五海风新空间，短中长期均有催化，国内海上风电迎来国补结束后行业发展提速新阶段，行业整体估值有望提升。（1）开工景气度持续提升，江苏海风市场重启。2023 年 5 月自然资源部数据显示在建&新开工海风项目目前已有 18GW，2023 年 6 月江苏大丰 800MW海上风电项目风力发电机组及塔筒设备开始招标，要求首批 2023 年 10 月完成供货；（2）当前广东、福建新一轮海风竞配均为原十四五并网规划外新增容量，直接提升十四五海风景气度。2023 年各省预计陆续启动新一轮竞配，2023 年5 月广东启动15GW竞配，均为原十四五规划并网 17GW 以外新增量, 且十四五后续仍会分批次竞配，2023年 6 月福建启动 2023 年第一批海风竞配 2GW,后续江苏、广西等省预计陆续启动新一轮竞配，待竞配项目规模较大。（3）国管海域开发趋势明确，深远海开发提升十五五海风增速。《深远海海上风电管理办法》预计年内出台，预计随着深远海海上风电规划管理办法以及海上大基地规划落地，海上风电发展将迎来全面提速。建议关注本轮竞配和后续国管海域开发对于我国海风行业景气度的大幅提升。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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