（一）23 年复盘：风电装机略不及预期，各板块盈利出现分化
2023年前三季度国内风电装机慢于预期，尤其是海上风电。根据国家能源局， 2023年前三季度国内风电新增装机33.48GW，其中陆上风电32.05GW，海上风电 1.43GW。分季度看，2023Q1-Q3陆上风电装机量分别为10.4/12.6/10.4GW，海上风 电装机量分别为0.5/0.6/0.3GW，海上风电发展慢于预期。消纳方面，2023年前三季 度全国风电平均利用率97.1%，同比提升0.6pct。2023年1-10月份，国内风电新增发 电装机37.31GW，其中10月装机3.83GW。23年风电行业装机量虽略不及预期，但 作为政策明确引导规划的行业，许多项目将结转明年并网；随着多方制约因素解除， 预计24年风电行业将迈上新台阶。
海风制约因素陆续解除，23H2以来国内海风迎来多重催化。23H1海上风电发展 慢于预期主要系外部因素，我们观察到海风制约因素陆续解除、产业链景气度加速 向上，尤其核心区域预期好转、多地项目进展加速。据风电头条和北极星风力发电 网消息（1）江苏海风需求提振：800MW三峡大丰完成招标；1GW龙源射阳获核准； 850MW国信大丰项目海域使用申请已过公示期。（2）两广景气度高企：青州五、七 海上风电场海缆集中送出工程项目EPC总承包-陆上换流站（集控中心）辅助工程已 完成公开招标，青州六1GW项目有望年内开工。（3）多地开花：浙江如温州洞头 300MW项目获核准，福建、海南、环渤海多项目顺利启动招标。
产业链各环节收入分化，龙头彰显成长韧性。2023年Q1-Q3风电行业发展慢于 预期，产业链各环节收入分化明显，23Q3塔筒/管桩等环节收入增长韧性强，整机及 其他零部件环节内部表现差异较大。整体来看，各环节龙头企业发挥技术、产品优 势体现规模效应，把握行业需求趋势，产销量增长实现收入高增，包括整机环节三 一重能（YOY+18%）、金风科技（YOY+12%），塔筒环节天顺风能（YOY+69%）、 泰胜风能（YOY+40%），轴承龙头金雷股份（YOY+10%）、钢构龙头振江股份 （YOY+36%），海缆龙头中天科技（YOY+12%）、起帆电缆（YOY+16%），漂浮 式海风龙头亚星锚链（YOY+39%），变流器龙头禾望电气（YOY+49%）。
塔筒、海缆、主轴/钢构、漂浮式海风、变流器等环节中具备核心竞争力的龙头 企业盈利能力较强，整机环节业绩表现一般。在风机平价及原材料价格下行过程中， 风电产业链利润逐步向格局较好的零部件环节集中，龙头企业在成本优势下实现归 母净利润高增，包括海缆环节东方电缆（YOY+12%）、起帆电缆（YOY+32%）， 塔筒环节天顺风能（YOY+87%）、泰胜风能（YOY+42%），主轴与钢构龙头振江 股份（YOY+111%）、通裕重工（YOY+46%）、金雷股份（YOY+39%），漂浮式 海风龙头亚星锚链（YOY+83%），变压器龙头禾望电气（YOY+136%）。
风电产业链现金流好转明显。传统零部件企业全年经营性现金流净额体量较小 但有明显好转，尤其整机龙头现金流负数缩小、由负转正。2023Q1-Q3经营性现金 流净额由负转正的公司包括运达股份、东方电缆、泰胜风能、振江股份、双翼科技、 亚星锚链。
（二）24年展望：制约因素解除+招标高企，行业回暖可期
十四五目标下各省市海风发展目标坚定，看好24/25年海风招标与装机高增。 风电项目从前期选址、测风、核准到后期招标、建设、并网通常需要2-3年开发周 期。2020/2021年陆上/海上风电抢装期间大量成熟项目集中并网，而新的平价项目 大多仍处于前期开发阶段，因此2021-2022年国内风电装机存在一定的“真空 期”。考虑项目1-2年建设期，2024年并网项目或在23Q4及2024年密集开工， 2025年并网项目或在2024年密集招标、开工，前期进展停滞的海风项目有望迎来 密集招标、开工期，行业景气度持续提升，看好2024/25海风招标与装机增长。
“十四五”风电总装机量新增278.79GW，风电确定性强。各省市“十四五”风光 装机相关规划均已发布，风电总装机量新增278.79GW，其中大部分省市风电新增装 机量占风光总装机量达50%以上。风电招标量超预期，未来海风增长是亮点。据金风科技23年三季报业绩演示材 料，2023年Q1-Q3季度公开招标量达76.5GW，相比去年全年招标量增加 41.39%。截止2023年Q3，国内风机招标量达到61.7GW，同比减少19.1%，全年 预计能突破80GW。而且招标量通常会年内与下年 3:7的装机比例，再叠加上明年 的增量，实际装机新增可能超过60GW，迎来装机热潮。
（三）中长期趋势：海外需求打开长期空间，深远海加速拓展
全球海上风电景气度高，各国政策加速海风发展。全球减碳和俄乌战争背景下， 全球风电规划确定性强，据GWEA数据，全球海上风电新增装机从2012年1.2GW增 长至2021年的22.5GW，年均增长率基本保持在20-30%之间。欧洲德国、丹麦、荷 兰、比利时四国“北海海上风电峰会”承诺2030年海风装机达65GW；欧洲8国签署 “马林堡宣言”，2030年将波罗的海地区海风装机容量从目前的2.8GW提高至19.6GW； 英国《能源安全战略》将2030年海上风电目标从40GW提高至50GW；美国则计划在 2030年前新增海上风电装机30GW，其余亚太、南美地区起点低，发展快，我们预 计2022-2026年新增装机量CAGR可达37.83%，到2026年全球海上风电累计装机容 量将突破145GW，发展前景明朗。
近年来欧洲风电每年新增装机量稳定在10-20GW，看好《欧洲风电行动计划》 打开成长空间。欧洲海上风电发展较早，根据BNEF数据，英德海上风电LCOE持续 低于其它能源，近年来欧洲风电每年新增装机量稳定在10-20GW。2023年10月，欧 盟委员会发布《欧洲风电行动计划》，预计风力发电的装机容量从2022年的204GW 增长到2030年的500GW以上。2022年欧盟27国（EU-27）海上风电装机容量累计 16.3GW，2030年60GW的装机目标打开成长空间。
英国海上风电项目显著提价，看好2024年招标加速。据北极星风力发电网消息， 2023年11月，英国政府提高可再生能源的最高拍卖价格将提振海上风电市场，同时 提高了其他可再生能源项目在下一轮差价合约拍卖中可接受的最高价格。2024年新 一轮的差价合约中海上风电的最高价格提高了66%。在24年第6轮分配（AR6）之前， 英国海上风电项目的最高执行价从44英镑/兆瓦时提高到73英镑/兆瓦时，涨幅达 66%；浮式海上风电项目的最高执行价从116英镑/兆瓦时提高到176英镑/兆瓦时，涨 幅达52%。在AR6中，海上风电还将因为准备参与的多个项目获得一个独立的资金 池。这将确保一系列不同项目之间展开良性竞争，从而帮助英国实现到2030年确保 50GW海上风电容量和5GW浮式海上风电容量的目标。
绵长海岸线和热带季风气候赋予东南亚海上风电深厚发展潜力。据国际风力发 电网消息，越南第8个电力规划提出2030年海上风电装机规模达到6GW，菲律宾海 上风电路线图提出到2050年部署40GW海上风电且在2023年6月简化海风项目审批， 泰国提出2037年海上风电装机规模达到3GW，日本提出2030年海上风电装机规模达 到10GW，韩国提出2030年海上风电装机规模达到12GW。
我们预计2023-2025年亚非拉地区风电装机分别为14.1/18.0/23.9GW。其中， 亚洲地区风电装机分别为7.3/9.8/13.3GW，中东地区风电装机分别为 1.2/1.7/2.6GW，非洲地区风电装机分别为0.4/0.8/1.2GW，拉美地区风电装机分别 为5.1/5.8/6.8GW。
“双碳”背景，海外海风风电市场扩量提速。根据GWEC统计数据，自2016年 以来，海外风电新增装机量一直保持增长，从2016年27.2GW增长至2020年 56.6GW。受到新冠疫情短期因素影响，在2021年首次出现了下降。随着海外在 2022年逐渐摆脱外部因素扰动，海外风电装机需求动能已回归。同时，据GWEC 测算，为在2050年实现碳中和，全球风电装机量速度仍需提升。
欧美区域提供重要增长驱动力，巴西或成新增长点。各国接连出台能源转型政 策推动碳中和。例如，俄乌冲突后，为保障能源安全，欧盟2022年5月公布 REPowerEU行动计划，提议将2030年的可在生能源占比目标由40%提高到45%，同 时计划到2030年，风电累计装机容量达到480GW；美国于2021年11月公布了美国 实现 2050 碳中和终极目标的时间节点与技术路径，计划 2035 年实现100%清洁 电力目标。 根据GWEC公布，美国2022年风电新增装机8.6GW，海外新增风机容量占比 21.55%；欧盟2022年风电新增装机19.1GW，海外新增风机容量占比47.87%。值得 注意的是，巴西也非常注重风能发电，2021年新增装机量为全球第三，仅次于中国 和美国，新增装机4.07GW，海外新增风机容量占比10.19%。
深远海风能资源丰富，开发条件良好。据世界银行对115个海岸线国家的分析， 在全球海上风电技术可开发容量中，有71%属于较深水域。据国家发展改革委能源 研究所发布的《中国风电发展路线图2050》报告，我国近海水深5~50m范围内，风 能资源技术开发量为5亿千瓦，深远海风能资源可开发量是近海的3~4倍。 国内深远海市场逐步启动，多以大项目为主。23H2国内深远海项目进展频繁， 5.8GW江苏深远海海上风电项目开启前期工作，广西13.4GW深远海前期工作启动 招标。2023年10月，国家能源局通知组织开展深远海海上风电平价示范, 推动深远 海海域海上风电项目降低工程造价、经济性提升和实现无补贴平价上网。深远海海 上风电平价示范项目单体规模不低于1GW。
漂浮式海上风电技术降本助力深远海发展。全球首个漂浮式海上风电项目的造 价高达30万元/千瓦。随着近年来漂浮式海上风电技术的进步、单机容量的增加、项 目规模的提升，漂浮式海上风电项目单位千瓦造价已经下降至4万元/千瓦。据Carbon Trust预测，未来全球漂浮式海上风电项目降本空间约为52%。DNV的《能源转型展 望》（Energy Transition Outlook）预测，到2050年漂浮式海风成本将下降近80%。
（一）陆风迎接平价时代，海风大型化有效推动成本下探
全球陆风、海风项目成本过去十年均不断下降。根据IRENA统计，陆风LCOE 近十年整体呈下降趋势，从2010年0.089美元/kWh下降到2022年0.033美元/kWh， 降幅达到63%，陆风总安装成本自2014年起也连续下降；海风LCOE也呈现明显下 降趋势，从2010年0.162美元/kWh下降到2022年0.081美元/kWh，降幅达到50%。 全球陆风、海风项目成本均实现较大幅度下降，近十年成本降低十分显著。
风电市场从政策驱动转变为由市场驱动，下游运营商主导产业链话语权，降本 将成为产业链可持续发展的要求。从补贴政策来看，陆风和海风分别已经在2020 年和2021年进入补贴退坡，风电市场为由政策驱动转变为由市场驱动，进入平价时 代。从风电产业链特点来看，下游运营商多为国有企业，且玩家数目少，对风场/ 电站资源的分配制使其在产业链中占据主动话语权地位；下游运营商会将风电平价 下的成本压力逐步向产业链中游和上游传递，降本将成为产业链可持续发展的新要 求。
大型化是风电项目降本的有效途径。从资本支出方面，风机大型化可以摊薄风 机制造开支及配套设备的单位功率开支，从运营费用方面，可以减少风场运行和风 机维护费用。根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》，当机组单机容量由 2MW增加到4.5MW时，静态投资由6449元/kw降低到5517元/kw，全投资IRR由 9.28%上升到11.68%，LCOE由0.3451元/kWh下降到0.2983元/kWh。
风电行业从周期性走向高成长性，IRR持续保持较高水平。过去风电行业受政 策补贴影响呈现周期性特性。随着风机大型化、轻量化的快速推进，当前陆风海风 均已退补的情况下，部分地区如广西、福建、云南等IRR仍保持在较高水平，目前 全国共计18个省份的风电IRR超过7%。受益于政策段规划支持及大型化高速发 展，海上风机招标价格已经从2020年的7000元/kw降至2023年11月的3400元/kw左 右，降幅接近51%。部分省市的IRR超过7%，其中福建因为有效利用小时数较高， IRR达到了14.5%。综合发电收入端和成本端，未来风电IRR将保持较高水平。
陆风平价项目经济性凸显。据西勘院规划研究中心，绝大多数内陆省份陆风项 目的实际造价均低于甚至远低于实现7%IRR的理论造价，其中内蒙古、河北、吉林 等省份价差达2000元/kW以上，可行性强，盈利能力良好。而搭配储能10%2h后， 虽然可行性有所下降，但大多数内陆省份风电投资的实际造价仍低于实现7%IRR的 理论造价，仍满足运营商的投资收益率要求。陆风大型化进入瓶颈期，陆风整机价格有望筑底企稳。据金风科技23年三季报 业绩演示材料，风机价格自2020年初开始不断走低，2023年9月，风机公开投标均 价已下探到1553元/kW，相比去年同期的1810元/kW下降了14.20%。目前陆风招 标主力机型集中在6MW左右，受制于陆风风速及运输半径限制，陆风大型化已经 进入阶段性瓶颈期。且目前陆风风机月度招标均价降速放缓，陆风竞争格局逐步改 善，价格有望筑底企稳。
大型化降本增效推动风机成本下探。以国内风机龙头金风科技为例，在2018 年公司销售产品中4MW以下系列销售容量占比99.1%，至2023年该比例下降至 0.72%，截止2023年9月份，公司销售的6MW以上机组占比从0.9%增至36.5%。大 容量风机引领出货，大型化降本增效推动风机价格不断下探，据各公司披露，当前 主流3.XMW、4.XMW、5.XMW风机成本已分别降至2300元/kW、2000元/kW、 1600元/kW左右，金风科技5MW以上成本显著高于运达股份及三一重能，主要系 金风科技5MW以上产品GW 6S/8S均为海上风机。
国内新增风电机组平价单机容量持续上升，大功率风机在新增风电中的比例持 续扩大。CWEA统计的市场装机数据显示，2022年我国新增装机的风电机组平均单 机容量为4.49MW，同比增长27.8%；陆上新增风电机组平均单机容量为4.29MW， 同比增长37.9%；同年我国海上新增风电机组平均单机容量达7.42MW，同比增长 33.4%。在2022年新增装机中，5.0MW以上单机容量的机组占比达到50.6%。
以金风科技为例，行业龙头重心偏向大型化风机。从金风科技不同容量机型销 售占比来看，近年来风电机组大型化进程提速。根据金风科技公司年报，小型风机 1.5MW及以下销售占比从99.94%下降到0.02%，即从核心主力业务到几乎退出业务 线条。与之对应，大型化3/4/6/8S平台及以上风机销售占比则从零迅速提升至92.06%， 成为主力产品。
陆风平价背景下，机型多以双馈、半直驱为主。根据北京风能大会官方公众 号，2020年和2021年国内各大整机厂纷纷推出大兆瓦机型，在技术路线上，直 驱、双馈、半直驱皆有应用，金风科技推出了中速直驱永磁的新机型，明阳智能以 半直驱为主，三一重能、中国海装、运达股份以双馈为主，而远景在2021年CWP 上推出半直驱机型。由于陆上风电工作环境较稳定，同时直驱型初始投资成本太 高，直驱型在国内陆风市场基本退出了招标。目前，陆上机型以双馈、半直驱为 主。
大兆瓦海上风电机型以直驱和半直驱为主。相比陆上风机，海上风电机组通常 功率更大，工作环境更恶劣，吊装与维护成本更高，因此对于机组运行的稳定性提 出了更高要求。由于多级齿轮箱的应用，高速双馈式风电机组后期发生故障概率远 高于直驱式和半直驱式机组，从而限制了其在海上风电领域的应用。根据《大容量 海上风电机组发展现状及关键技术》，国内外主要厂商推出的5MW以上海上风电 机组，我们发现除华锐风电、联合动力等国内三线厂商曾在2011-2012年间推出过 双馈式的6MW机组外，其余风机均采用直驱或半直驱技术路线。
（二）原材料：原材料价格回落推动产业链盈利修复
风力发电机组零部件数量众多，主要零部件环节原材料成本占比高。根据明阳 智能2021年年报，原材料的金额为196 .6亿元，占风机总成本的96.32%，远高于 人工成本的3.86亿元和其他费用的3.65亿元。陆上风机及其主要配件原材料主要为 钢铁和混泥土，海上风机则主要是钢铁。齿轮箱环节的原材料也主要为钢铁，其中 包含锻造钢、铸铁、铸钢、轴承、钢板等；叶片占比接近20%，其主要由玻纤、树 脂等制成。从各环节原材料成本占比来看，主要零部件原材料成本平均在七成以 上，占比普遍较高。
风机零部件环节盈利能力受原材料价格影响较大。对2017年至今的原材价格 和零部件环节毛利率的相关性进行分析，可以发现主要零部件环节代表公司毛利率 水平与当年主要原材料价格基本呈现负相关走势。以塔筒环节为例，其主要原料中 厚板价格由2022年的4821元/吨下降到了2022年第三季度的4507元/吨，下降幅度 6.5%，随着而来的，也是塔筒环节主要公司毛利率企稳，其中泰胜风能毛利率由16.3%上升到19.5%。钢材等原材料价格回落将促进包含塔筒、铸件锻件等在内的 零部件环节盈利改善，推动产业链盈利修复。
（三）技术路线：双馈、半直驱路线确定，液压变桨推动降本增效
风机技术路线主要包括双馈型、直驱型和半直驱，三种技术路线各有所长。双 馈型、直驱型和半直驱是市场上目前主要应用的风机技术路线。直驱型可靠性最 高，但造价高且维修难度较大，目前应用场景较少。双馈型价格最低，但故障率 高，多运用于陆风。由于自然风速较低，需要齿轮箱可增速传动来提高发电机的转 速。双馈型具备发电机体积小，成本低的优势。但由于齿轮箱的存在，齿轮箱易过 载，故障率高，多运用于陆风。半直驱型兼具经济性和可靠性，多运用于海上风 电。半直驱机械传动部分类似双馈，电气传动部分类似直驱。半直驱型仅采用二级 中速齿轮箱，相对双馈型结构更简化，故障率更低；相对直驱型，磁极运用少，体 积小，重量轻，成本经济性高。
液压变桨系统已进入测试阶段，推动整机降本增效。结构上，风力发电机组可 分为定桨距和变桨距两种类型。定桨距风力机的桨叶固定在轮毂上，对于风速变化 的调节能力较弱，适应性相对较差，逐渐被变桨距风力机所取代。变桨距风力机的 桨叶与轮毂之间用轴承连接，桨叶可以围绕中心轴的轴线旋转，从而可以根据不同 的风力大小调节桨叶的位置，目前已被广泛应用于大型风力发电机组中。
根据驱动方式，变桨系统可分为液压驱动变桨和电动驱动变桨。电动变桨系统 的动力来源是伺服电动机，采用伺服电动机来带动变桨减速器，将电机转速降低到 一定转速来驱动桨叶，使桨叶围绕变桨轴线旋转；液压变桨系统以电动液压泵为工 作动力、液压油为传递介质、电磁阀为控制元件，通过将油缸活塞杆的径向运动变 为桨叶的圆周运动来实现变桨。由于结构复杂、品控难度大等，在陆上风电市场中， 头部整机厂只有维斯塔斯和西门子歌美飒使用液压变桨系统，其他多数国内外厂商 都使用电动变桨系统。然而随着陆上海上风电的大型化，液压变桨系统有望成为主 流。
液压变桨系统具有可靠性高、故障率低、功率密度、响应速度快、系统简单可 靠等突出优势。变桨系统作为大型风电机组控制系统的核心部分之一，对机组安全、 稳定、高效的运行具有十分重要的作用。稳定的变桨控制已成为当前大型风电机组 控制技术研究的热点和难点之一，液压变桨系统的突出优势成为了大型风电机组和 海上风电机组变桨制动系统的首选。目前我国尚无成熟的变桨液压系统制造企业， 随着陆上、海上风机大型化趋势愈演愈烈，对变桨液压系统产品的需求量将不断增 加，市场前景广阔。
（一）塔筒：技术要求提高+码头资源稀缺，集中度有望提升
1.技术要求：风机大型化提高塔筒技术壁垒 随着风电大型化推进，塔筒要求也逐步提高。塔筒本身的技术壁垒并不高， 更考验企业的拼装和焊接能力，也是少数完全实现国产替代的环节。大型化趋势 下，对塔筒的高度需求快速增长。在大兆瓦趋势下，塔筒的需求量具有一定的抗通 缩属性。而伴随着风机的大型化，柔塔凭借轻量优势逐渐成为主流。
柔塔为大型化趋势下塔筒发展趋势，存在一定的技术门槛。根据每日风电， 柔塔是指塔筒的一阶自然频率与风轮旋转一阶频率（1P）相交或者小于 1P 的塔 筒。相比于传统塔架，柔塔的优势在于：（1）重量轻、节约成本，柔塔在 100 米 以上更具有经济性，在有效提高机组发电量的同时，不会增加太多成本；（2）塔 筒直径小、便于运输。柔塔的技术难点主要体现在控制技术，柔性塔筒与风轮旋转 一阶频率相交，就有可能产生机组共振问题，需要先进的控制技术规避风险来避开 共振区，对整机技术能力提出较高要求。因此，研究柔塔控制技术尤为关键。
桁架塔的基础采用类似于输电塔架的点式分布。与全钢柔塔不一样的是，桁 架塔单个占地面积很小，总体底部跨度大，有着更强的承载力，天生适合做高塔 架。根据北极星风力发电网，相比传统塔架，桁架塔的成本大概会降低 5%-20%左 右。桁架塔不再局限安装于一块完整而平整的土地上。由于几个支脚独立浇筑，桁 架塔甚至可以跨河道、水塘、农田、道路应用，机组运行不影响土地原始用途。但 是目前桁架塔用地还是以征为主而且由于基础跨度大，征地时比普通塔筒征地面积 多一倍左右。而且其螺栓紧固的工作量比较大，高度超过 120 米时螺栓数量甚至 近万。
钢混塔是低碳混凝土材料和钢材混合使用的塔架类型。钢混塔能在控制塔架 成本的同时减少碳排放。根据北极星风力发电网，目前全球 120 米以上钢混塔装 机量超千台，我国最高的钢混塔达 170 米，混凝土塔段分为 3 节，每节 45 米到 50 米，钢塔段约为 30 米。钢混塔的设计如同砌墙，无论墙上放多重的东西，墙本 身都必须达到一定厚度。当钢混塔承载 2 兆瓦级主机时，其必要的混凝土厚度承 载力远高于安全余量要求；当承载 3MW 及以上的机组时，余量将得到释放，实现 其更好的经济性。在未来大型风机运用中钢混塔能提供更强的承载能力。
2.码头资源：优良码头有限，龙头掌握资源优势 码头资源稀缺，优良码头条件有利于产品出口、公司控费。码头建设需要经过 诸多部门审核且建设周期较长，根据中国交通运输部数据，我们测算近年来我国沿 海港口万吨级以上泊位增长率保持在3-4%左右，10万吨以上的泊位数量每年增量 仅20多个，整体万吨级泊位中可以用于塔筒集装箱专业化新增泊位更是少于30%。 根据公司投资者关系活动记录，公司扬州生产基地选址在扬州港腹地，距离港口仅 数百米，陆运距离极短，能够有效节约原材料和产成品的运输成本，非常适合产品 出口。扬州港利用了长江主航道，水深约15米，船只吃水深度13米，可以容纳重达 十万吨的远洋运输船。
塔筒行业集中度逐步提升，龙头企业盈利空间打开。塔筒属于轻资产运营模 式，与铸件锻件相比制造成本投入少，产能扩张难度低。同时，塔筒制造技术壁垒 较低、运输成本高，行业集中度较低。据华经产业研究院，2022 年行业龙头天顺 风能、泰胜风能、大金重工、天能重工 CR4 合计市占率 31%。“十三五”期间，国 内装机较为分散，运输成本高，因此行业集中度难以提升。“十四五”期间九大清 洁能源基地与四大海上风电基地规划提出后，单体规模上升，带动塔筒行业规模壁 垒上升，规模较小的企业将面临经营困难。同时，在此趋势下，客户倾向于选择规 模较大、产能稳定的企业。
2023 年原材料价格相对下降、产业规划更集中，有利于提升企业盈利水平。 风电塔筒的成本由原材料成本和运输成本构成。根据华经产业研究院，原材料成本 占比最高，超过 80%。塔筒原材料主要为钢材。根据 Wind 和百川盈孚数据，以泰 胜风能、大金重工、天顺风能等塔筒公司为例，2020-23H1 塔筒毛利率变化与中厚 板价格呈负相关关系。2022 年以来，中厚板价格维持下降趋势，2023Q3 中厚板 平均价格为 4507 元/吨，相较 2021 年均价-17.25%，相较 2022 年均价-6.51%。 由于原材料成本为塔筒成本主要成分，中厚板价格下降有望大幅降低塔筒企业成 本，从而带来盈利水平大幅提升。运输成本方面，自“十四五”以来，风电装机规 划集中度明显提升，对于拥有多个产业基地的龙头企业来说，运输成本将有明显下 降，企业的盈利能力有望得到进一步提升。
（二）海缆：深海化不断推进，高电压等级量利齐升
需求侧海缆环节量利齐涨。下游海风装机保持高景气，朝深远海推进，23年预 计是海风装机大年，海缆也会集中交付，近年来新建风电场以江苏大丰H8风电场 项目为例，离岸距离已达72km，预计23年平均离岸距离达60km，未来随着远距 离、高电压等级海缆需求推进，海缆环节有望量利齐升。 供给侧海缆行业壁垒高。由于海缆的品牌效应以及海缆生产与施工需要专用设 备、生产前期需要较大的资本投入，海缆行业具有生产技术壁垒、资格认证壁垒、 生产设备壁垒、品牌业绩壁垒和资金壁垒，分化为明显的一二梯队，预计23年风机 大型化下海缆依然能保持抗通缩特性，量利齐涨。
目前能够进行规模性生产220KV以上海缆的企业仅有东方电缆、中天科技、亨 通光电、汉缆股份等企业。其中中天科技与东方电缆凭借66kV集电海缆、柔性超高 压直流海缆、三芯330kV海缆生产能力及强势拿单能力共处第一梯队，订单结构不断 优化，根据东方电缆公告其2022年海缆销量为688.801km，同比下降51.49%，主要 系2020-2021年国内海风抢装带来的波动导致2022年销量下滑；同时亨通光电及汉 缆股份卡位江苏、广东揭阳与山东区位优势，中标表现强势，有望在2024年海风产 业链集中交付下获取外溢订单，看好成长性。
（三）主轴：双寡头竞争，大兆瓦配套产能仍稀缺
主轴是风电整机的关键零部件。风电主轴用于连接风叶轮毂和齿轮箱，将叶 片转动产生的动能传递给齿轮箱，在风机运转中受到的扭矩力较大，是整机的关 键零部件。主轴的使用寿命约20年，使用中更换成本高、更换难度大，整机厂 商对主轴的质量要求较高。以整机厂电气风电披露的数据来看，2020年风电主 轴在风机中的价值量约为9万元/MW，价值量占比约4%。
主轴环节厂商数目较少，呈现寡头竞争的局面。在行业玩家方面，国内主要 是通裕重工、金雷股份、振宏重工（上市辅导阶段）和广大特材（主轴业务）； 国外主要分布在日韩和欧洲，但由于能耗限制和人工成本的限制，产能数量较 小，不构成对主轴的主要供给。在销量方面，金雷股份2019-2022年主轴销量分 别为9.5/12.4/14.7/14.7万吨；通裕重工锻造主轴销量9.2/14.8/9.3/9.0万吨；广大 特材主轴销量较少，并有逐渐退出主轴供给的趋势。主轴环节厂商数目较少，产 能较为集中，呈现寡头竞争的局面。
主轴行业壁垒高，行业格局较稳定。我们认为，主轴环节在资金、技术和客 户上有一定壁垒，行业格局有望长期稳定： （1）技术壁垒：风电主轴属于大型零部件，制造流程复杂，而且流程的各 环节均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。铸锻造 和热处理过程属高温、高压，非稳态成型，影响因素多，变化大，很难检测与控 制，必须采用高科技检测与现代化采样手段，不断进行理论分析与试验研究才能 掌握核心技术。同时，由于风电行业技术创新步伐不断加快，风机最大兆瓦容量 记录不断被打破，对主轴技术升级的要求不断变高，高品质、大兆瓦风电主轴技 术有一定稀缺性。技术壁垒使主轴行业的其他中小企业很难与行业龙头进行竞 争。
（2）客户认证壁垒：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，其质量的好坏直接影响到 整机的稳定性、可靠性和发电效率等因素。因此风电整机制造商对其零部件供应 商通常会进行长时间的严格考察。一方面，零部件厂商进入整机厂商的供应体系 需要长时间的验证考察，时间成本较大。另一方面，整机厂商和原零部件厂商常 常具有一定“锁定效应”，更换零部件厂商转换成本和时间成本较高，除零部件 厂商产品质量无法达标之外，整机厂商一般不会更换零部件供应商。客户认证壁 垒使后进入者难以打开市场，在位零部件厂商有一定“先发优势”。
（3）资金壁垒：主轴制造行业属于制造业，专业风电主轴的生产涉及金属 冶炼、锻压、热处理、机械加工、涂装等多个工艺环节，制造流程较长，设备及 相关能源动力、生产组织配套投入巨大。同时，生产过程又需要垫付较多流动资金以保证存货采购的资金周转。巨大的资本投入限制了一大批中小企业的进入。
大兆瓦机型适配的铸造主轴产能有一定稀缺性，其对生产设备要求更高。根据 金雷股份非公开发行股票反馈意见回复，3MW以下主轴可以用20MN或40MN锻压机 进行生产，而3MW及以上主轴则需用80MN锻压机，公司现有设备产能利用率已达 高位，因此拟通过募投项目建设购买新设备从而提升大兆瓦主轴产能；目前风电主 轴参与者较多，但以锻件产品为主，因此预计2023年风机大型化将带来更高产能门 槛，稳固目前的双寡头竞争格局，目前布局扩产的双寡头金雷股份和通裕股份有望 受益。同时金雷股份和通裕股份积极开拓海外销售渠道，据测算2021年金雷股份的 海外业务板块为其带来了整体毛利润的40%。
（四）整机：竞争格局优化，价格有望筑底企稳
陆风：大型化进入瓶颈期价格拐点初现，2024年陆风整机盈利触底回升。据金 风科技23年三季报业绩演示材料，风机价格自2020年初开始不断走低，但2022Q2以 来，受制于陆风风速及运输半径限制，目前陆风招标主力机型集中在6MW左右，陆 风大型化已经进入阶段性瓶颈期，风机单价下降速度明显放缓，在1800-1900元/kW 单价区间波动，价格拐点初现，陆风风机通缩放缓，竞争格局初步稳定，伴随招标高 景气，2024年陆风整机盈利有望触底回升，头部厂商有望充分受益。
《风电场改造升级和退役管理办法》发布，拉长陆风景气周期。2023年6月， 国家能源局发布相关通知，对并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦风电机组进行“以大代小，以优代劣”。陆上风机设计使用寿命约一般为20年，据中国 大唐集团科学技术研究总院信息，2023年退役机组达到980台，装机容量为 0.55GW；到2025年将达到1800多台，装机容量为1.25GW；到2030年将超过3.4 万台，装机容量约45GW。根据风芒能源统计，截至23年3月，共有100个“以大代 小”风电项目启动，容量共计约6.3GW+。该通知明确补贴和电价政策，稳定收益 预期；简化审批流程，便利项目开展；且进一步明确主体责任，有望进一步提升 “以大代小”市场活跃度，拉长陆风景气度周期。
海风：重要区位改善、深远海开发加速、大型化持续演绎，打开海风长期成长 空间。2023年上半年海风受到多重催化，我们观察到（1）重要区位改善：虽然海缆 招标暂时中止，2023年6月江苏大丰800MW海上风电项目风机及塔筒启动招标，表 明江苏前期海风项目审批问题或已解决，其他存量项目有望陆续启动，消除市场担 忧。（2）深远海开发加速：广东2023海风竞配方案发布且已全部完成启动，包括省 管海域15个项目7GW、国管海域15个项目16GW，中国首次为海上风电项目竞争配 置开放国管海域、深远海开发加速；且上网电价不作为本轮竞配因素，降低申报主 体竞争压力，提升项目建设速度。（3）大型化持续演绎：大唐海南儋州120万千瓦 海上风电项目及华能临高海上风电场项目等均要求单机容量在10MW以上。
政策护航增量确定，激烈价格竞争下头部厂商凭借成本管控与区位建设累积优 势有望受益。随着海风风机价格逐渐下探，竞争格局持续变化，供应端头部厂商依 靠自供零部件、高效产业链管控提升成本管理、规模效应等优势具备更大降本空间， 可支撑交付更具备价格竞争力的订单，拿单能力进一步增强；同时需求端由于积累 的海上风电生产基地及码头的区位优势，头部厂商可实现更高效率的运输交付、运 维服务，据CWEA统计，国内目前主要海上风电装备产业园/基地年产值目标合计已 超过2011.28亿元。随着价格下降小型海风风机厂最低承受成本边界和最高产值承压 持续出清，行业集中度有望进一步升高，头部厂商将获得更大市场份额。
（五）滚子：兼具国产替代和出海逻辑，风电滚子量利齐增
风电滚子是轴承的关键部件，兼具国产替代和出海逻辑。国内风电滚子是非标 准件定制加工，生产过程中所需加工的面和检测的项次较多，其较高的技术、资 金、品牌壁垒限制了国内企业的进场，高端下游客户对生产企业认证的周期较长， 如瑞典斯凯孚集团（SKF）的认证周期为两到三年，现阶段受海外客户承认具备 一、二级精度滚子生产能力的国内仅有少数企业，国内滚子长期被国外垄断，国产 化率有待提高；同时海外市场目前受俄乌战争和传统能源价格上涨影响对风电需求 大涨但海外产品性价比较低，斯凯孚不同型号的主轴轴承价格比国内同类产品贵 20-70%，且主流外资品牌近日发布产品涨价函，宣布由于原材料成本上升产品涨 价5-10%不等。同理可得上游的风电滚子，做好高端精密滚子产能布局且搭建好海 外客户资源渠道的五洲新春和力星股份有望受益，在2024年有望抓住海外滚子机遇 进入放量期。
（六）变流器：海风高功率变流器门槛高，头部厂商优势明显
风电变流器以控制复杂、可靠性及稳定性要求高为主要特点，是风电机组的关 键部件之一，海上风电变流器技术要求高，功率器件及拓补结构是重要环节。根据 普华有策，目前国产2.0-3.0MW风电变流器已经批量生产，成为市场主流。未来随 着海上风电的规模化发展以及国内厂商技术水平的逐渐提高，全功率变换技术路线 将主要成为技术发展主流方向，国内企业及更高功率的变流器产品市场份额预计将 有所提高，推荐做好高功率变流器技术储备和产能布局的头部变流器厂商阳光电源 和禾望电气。
海上风电变流器技术要求高，功率器件及拓扑结构是重要环节。根据CNKI，当 前海上风电变流器的主流拓扑是两电平拓扑和三电平拓扑，两电平拓扑主要应用于 低压风电变流器中，三电平拓扑在中、低压风电变流器中均被广泛应用。海上风电 机组的大容量化和全功率变换是发展趋势，风机大容量化使得变流器的容量不断增 大，需要采用更大功率等级的功率器件，或者采用多变换器并联的拓扑结构来满足 大功率变换的要求。海上运维不便，对风电机组的运行可靠性提出了更高的要求， 采用多变换器并联结构可以有效提升系统的可靠性。
（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。）
