2025年风电行业投资策略：两海需求共振向上，聚焦结构性涨价环节

一、陆风装机稳步推进，海风制约因素陆续解除

（一）24 年复盘：海风装机不及预期，各板块盈利出现分化

2024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， 2024年前三季度国内风电新增装机39.12GW，同比增长16.85%；其中陆上风电 36.7GW，海上风电2.47GW，同比分别增长14.4%和72.7%。分季度看，2024Q1-Q3 陆上风电装机量分别为10.6/12.4/13.7GW，海上风电装机量分别为0.7/0.2/1.6GW， 海上风电发展低于预期。消纳方面，2024年前三季度全国风电平均利用率96.2%， 同比下降0.8pct。2024年1-10月份，国内风电新增发电装机45.80GW，同比增长 22.8%；其中10月装机6.68GW，同比增长74.4%，环比增长21.2%。24年风电行业 装机量虽不及预期，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25年风电行业将迈上新台阶。

海风制约因素陆续解除，2024年以来国内海风迎来多重催化。2024年前三季度 国内海上风电发展慢于预期主要系外部因素，近期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）福建：2.4GW海风启动竞配；（2）两广景气度高企：中能 建广东院三峡阳江青洲五、七±500kV直流海底电缆 EPC项目，中标情况公示；（3） 多地开花：浙江如温州洞头300MW项目获核准，江苏、海南、环渤海多项目顺利启 动招标。

2024年前三季度海风行业开工率低迷导致产业链近半数公司营收同比为负增 速，但较23年下降比例有所收窄。据同花顺数据，2024年陆风产业链价格筑底企稳， 风电产业链50家样本企业营收规模同比负增长数量，由2022年和2023年的34家和 35家，收窄至2024年前三季度的24家，相较2023年有明显修复。从结构上看， 2022/2023/2024 前 三 季 度 整 机 环 节 营 收 占 比 全 产 业 链 营 收 分 别 为 32.52%/31.80%/31.49%，基本保持稳定。

风电产业链（除运营商）利润主要集中于整机和电缆环节，海缆龙头企业展现 超额利润。据wind数据，从2023年度来看，风电产业链利润主要集中于整机和电 缆环节，2024年前三季度延续该利润分配特征。据同花顺数据，2022/2023/2024 前三季度整机环节扣非归母净利润占全产业链利润比分别为30.58%/17.33%/ 26.73%；电缆环节占比分别为33.58%/33.32%/37.03%（含光纤光缆）。此外，各 环节龙头企业凭借自身竞争力在风电大型化通缩背景下仍具备超额利润，包括金风 科技（扣非归母净利润17.77亿元）、东方电缆（扣非归母净利润7.93亿元）、明阳智能（扣非归母净利润6.79亿元）、三一重能（扣非归母净利润6.12亿元）、中 天科技（含光纤光缆扣非归母净利润21.30亿元）。

风电机组环节经营性现金流量净额短期承压。因风电机组环节直接面向运营厂 商，经营性现金流量净额普遍承压。据同花顺数据，2023前三季度/2024前三季度 全产业链经营性现金流量净额合计-96.30/-72.07亿元，风电机组龙头金风科技为 -47.22/-65.07亿元，分别占比49%/90%。

（二）25 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25/26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”。据风电头条和北极星风力发电网消息，考虑项目1-2年建设期，2025年并网 项目或在24Q4及2025年密集开工，2026年并网项目或在2025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 2025/26年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24年三季报业绩演示材 料，截止2024年9月30日，2024年国内公开招标市场新增招标量119.1GW，同比 增长93.0%。按市场分类，陆上新增招标容量111.5GW，海上新增招标容量 7.6GW，我们预计全年招标量突破140GW。招标量是次年装机量的先行指标，再 叠加上25年的增量，预计25年陆风装机100GW左右，海风装机12-15GW，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。根据我们24年9月发 布的御风系列三《欧洲海风风帆正劲，国产厂商得势起航》，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29.18%，到2026年全球海上风电累计装机容 量将突破165GW，发展前景明朗。

欧洲：各国优化激励机制，助推海风装机目标落实。根据各国海风规划及政府 官网，①英国：政府吸取合约差价（CfD）AR4、AR5经验，财政加码AR6，预计AR6 与AR7贡献超21GW，30年有望累计装机50GW。②德国：EEG 2020引入价格上限 优化EEG2017竞标机制的弊端，23年批准“负补贴”彰显德国市场自我驱动性，预 计40年装机40GW。③荷兰：超额完成海风路线图阶段目标，引领23年欧洲海风装 机增量。④丹麦：能源岛规划、特许权与少数国有化的尝试体现海风发展多样性。能源转型刚性驱动+融资环境改善+政策催化等因素助推欧洲海风需求，据Wind Europe，23年欧洲新增装机3.8GW，累计装机34.8GW，预计26年新增装机8.6GW， CAGR高达54.56%。

2016-2023年间欧洲各国海陆风新增装机增量波动较窄，总体稳中求进，预计 2026年海风新增装机达8.6GW，2024-2026年 CAGR 高达54.56%。根据 Wind Europe 和 GWEC，2017年欧洲各国海风新增装机迎来历史高峰，英国占总新增装 机53%，根据英国卫报，主要系英国政府海风竞标价格落至历史低点，叠加上网电 价方案于2016年大幅削减直至2019年，导致2017-2019年英国海风装机持续引领欧 洲。2020年英德两国装机大幅下滑，荷兰迎风而上海风装机达历史高峰，主要系北 海荷兰区域4.5GW 海风目标第一步 Borssele Wind Farms 系列的投产为荷兰带来了 约1.5GW 的海风装机容量。2021年欧洲海风再次迎来小高峰，英国占总新增装机的 70%，主要系英国 Kincardine 和 Triton Knoll 风场的投产。我们预计2025年欧洲海 风新增装机有望增长至5.5GW，同比高增53%，2026年欧洲海风装机实现8.6GW， 2024-2026年欧洲海风新增装机 CAGR 达54.56%。 政策目标刺激海风竞标，海缆+塔筒/管桩投资增加。各国政策积极推动海风放 量，欧洲各地海上风力发电新增装机量持续增加。根据 Wind Europe，新英国政府 将第六轮差价合约竞标分配（AR6）的预算提升到历史性的15.6亿欧元，其中11亿 欧元被分配到海上风电板块，较 AR5增长了38%，叠加英国刚通过的73欧元/MWh 的底端固定式和176欧元/MWh 漂浮式海风装机竞标单价，预计将宽幅助长欧洲基础 设施需求。德国2023年进行了8.8GW 的海风竞标，2024年则预计启动约7GW 的海风竞标拍卖。葡萄牙、挪威、意大利等都在2024年左右启动首次海风竞标拍卖，其 中，葡萄牙预计3.5GW、挪威预计3GW、意大利预计在2024-2028年内3.8GW。

亚非拉：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2024-2025年亚非拉地区风电装机分别为18.0/23.9GW。其中，亚洲 地区风电装机分别为9.8/13.3GW，中东地区风电装机分别为1.7/2.6GW，非洲地区 风电装机分别为0.8/1.2GW，拉美地区风电装机分别为5.8/6.8GW。

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。据风电头条的数据，2023年以来 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%。

二、陆风整机价格筑底企稳，海外第二增长曲线凸显

（一）大型化陆风价格拐点初现，整机盈利预计触底回升

大型化进入瓶颈期价格拐点初现，预计2025年陆风整机盈利触底回升。据金风 科技统计，风机价格自2023年初开始不断走低，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6-9MW，陆风大型化已经进入阶段性瓶 颈期，根据金风科技官网数据，风机单价下降速度明显放缓，在1400-1500元/kW单 价区间波动，2024年9月价格拐点初现，陆风风机通缩放缓，竞争格局初步稳定，伴 随招标高景气，2025年陆风整机盈利有望触底回升，头部厂商有望充分受益。

（二）半直驱引领海风大型化，海风平价化国内招标需求充足

大兆瓦降本初见成效推动收益率提升，深远海开发驱动大型化趋势可持续性。 据CWEA数据，风机大型化趋势降本效果显著， 2023年我国新签订单中海上风电机 组的平均单机容量已经上升至9.6MW。据Rystad Energy的研究项目推算，对于1GW 的海上风电项目，采用14MW的风电机组将比采用10MW风电机组节省1亿美元的投 资，由此可见，风机的大型化将带来风电成本的下降，同时由于深远海开发进一步 带来风速和可利用风力资源提升，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，风机大型化趋势持续确定性高，GWEC预计2025年全球新 增海上风电机组平均功率将达到11.5MW。

大型化趋势下，半直驱领跑海风风机技术路线。受限于海上运输和施工难度， 机组运输轻便性、运行可靠性、运维经济性是海上风机大型化趋势下必须考虑的重 要指标，由于直驱和半直驱机组对整机进行轻便化改造，已广泛运用于海上风电场， 据风电头条消息，2016年国内海域新增风机中超过90%属于传统双馈等机型，2021 年直驱与半直驱占比也迅速提升至60%。但直驱机组存在价格较贵的缺陷，而综合 考虑海风补贴退坡，国内电价更高的情况，半直驱机组兼顾直驱的高稳定性和双馈 的低成本优势，据北极星风力发电网数据和Wood Mac预测，到2029年半直驱（中 速传动）机组在全球海、陆风电市场的占有率将分别达到34%、45%，有望在未来继 续领跑海上风电的技术路线。

海上风电随着平价化进程推进，呈现出规划放量与价格承压并行的特点。从招 标价格看，随着平价进程推进，主机厂在海上风电的价格竞争愈发激烈，多个项目 已实现海风平价，据金风科技官网数据，海风整机（含塔筒）单位价格已由2023年 9月的1569元/kW下降至2024年9月的1475元/kW，下降6.0%。从量的角度看，根据 多省发改委出台的政策来看，“十四五”期间海风装机容量规划明确，有效促进海风招 标需求。

（三）出海：海外政策加码提升海风装机需求，国内整机商出口优势凸显

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GWEC数据，全球海上风电新增装机从2012年1.2GW增 长至2023年的18.0GW，年均增长率基本保持在20-30%之间。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2023- 2027年新增装机量CAGR可达18.92%，到2026年全球海上风电累计装机容量将突破 165GW，发展前景明朗。

国内电价和成本双轮驱动，整机具备明显价格优势。相比国外，国内整机厂商 具有电价较低与原材料价格、人工成本及生产设备建设成本较低的优势。 电价方面，欧洲电价目前是我国的近三倍，高电价可能促使欧洲国家更加注重 发展风力发电等新能源，以降低对传统化石燃料的依赖并缓解能源危机。据宝盈能 源科技数据，欧洲因俄乌冲突导致能源和电力价格的飙升，电价在22年暴涨了近10 倍，而我国电力用户平均电价同比仅上涨10%，目前国内电价为0.08-0.09美元/度电， 欧洲多数国家经汇率折算却已远超0.3美元/度，因此，欧洲消费者和企业对可再生能 源（如风力发电）较高的发电成本有更高的接受度。 国外原材料价格和人力成本远高于国内，国内厂商整机价格优势明显。中厚板 作为在风力发电中的生产塔筒和基础结构的原材料，具备高强度、良好的焊接性和 耐腐蚀的性能。11月中厚板价格以欧盟为例，欧盟中厚板成本比国内高44.65%。在 国内风机大型化趋势下，价格竞争激烈，据金风科技官网数据，2024年国内风机招 标均价已下探至1400-1500元/kW，而国外整机厂由于外部成本高与内部运维故障花 费等原因风机价格上涨，海外龙头维斯塔斯2023年报中披露2023年三季度平均售价 约7365元/kW，国内整机出海具备各成本优势叠加而来的价格优势。

三、大兆瓦铸锻件供需偏紧，或迎结构性涨价机会

锻造是指利用锻压机械对金属坯料施加压力，使其产生塑性成形以获得具有一 定机械性能、一定形状和尺寸锻件的加工方法。锻造将坯料内原有的偏析、疏松、气 孔、夹杂等压实和融合，使组织变得更加紧密，提高了金属的塑性和力学性能。铸造 是一种金属成型工艺， 通过将熔融的金属倒入具有预定形状的模具中，待金属冷却凝固后，形成所需 形状的零件或部件。铸造工艺可以制造出复杂形状的金属件，锻件的机械性能一般 优于同样材料的铸件。

风电机组中应用的铸锻件众多，风电机组中的铸件主要包括轮毂、底座、齿轮 箱部件、偏航齿轮和铸造主轴等；风电机组中的锻件主要包括风电齿轮箱锻件、风 电轴承锻件、锻造主轴和风电塔筒法兰等，其中法兰和轴承是在锻件基础上进一步 加工得到的产品。

（一）主轴：铸造主轴在深远海渐成趋势，25 年大兆瓦型号供需偏紧

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。

主轴的工艺分为锻造和铸造。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、形状和尺寸锻件的加工方法；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。

主轴不同工艺应用场景：

1. 风机技术路线：双馈锻造；半直驱大型化铸造；直驱无需主轴

风机技术路线影响是否使用主轴和主轴制造工艺的选择：（1）双馈机型：叶轮毂 和齿轮箱由主轴连接，需要主轴。在工艺上，由于双馈机型多用于陆风，兆瓦量相 对半直驱和直驱较小，多使用锻造主轴。（2）直驱机型：没有齿轮箱，叶轮与发 电机通过主轴直接相连，但主轴尺寸较小，可以简单理解为不用主轴。（3）半直 驱机型：结合双馈与直驱技术特点，使用中速或低速齿轮箱，仍需主轴连接。多应 用在大兆瓦机型中，多使用铸造主轴。

2. 风机容量：大型化趋势明确

风机大型化是行业趋势。风机大型化有利于降本，风机大型化是行业趋势。 据CWEA国内装机数据统计，2017到2024年，2.0MW-3MW容量从占比90%+到 逐渐退出市场；以金风科技2024年第三季度在手订单为例，6MW及以上销售容 量5,596.62MW，占比57.64%，4MW（含）-6MW销售容量4,042.89MW，占比41.64%，4MW以下销售容量70.25MW，占比0.72%。根据CWEA数据,截止至 2023年底，3.0MW以下(不含3.0MW)风电机组累计装机容量占比从2022年的 67.3%下降到56.1%；3.0MW至5.0MW(不含5.0MW)风电机组累计装机容量占比 为21.3%，比2022年下降了约1个百分点；5.0MW及以上风电机组累计装机容量 占比达到22.5%，比2022年增长了约10个百分点。

风机大型化下，大兆瓦主轴有望价量齐升。风机大型化下，风机整机厂商会 相应调整对零部件的需求，大兆瓦零部件有望价量齐升。在量上，大功率整机的 逐步出货将带动大兆瓦零部件的需求；特别的对于主轴环节，这将有利于铸造主 轴需求的提升。在价上，由于大兆瓦主轴技术水平要求较高，大兆瓦主轴可能面 临结构性短缺，大兆瓦主轴有望维持一定的价格水平。布局大兆瓦主轴将成为主 轴厂商们适应行业发展的关键。

3. 海上陆上：海上铸造，陆上锻造

海上多用铸造主轴，陆上多用锻造主轴。由于海上风机功率一般大于陆上风 机，海上风机多用铸造主轴，陆上风机多用锻造主轴。根据表4数据，我们预计 全球陆风2025年新增装机容量将达到140GW，2021-2025年CAGR为16.39%； 全球海风2025年新增装机容量将达到30GW，2021-2025年CAGR为7.46%。陆风景气不减有利于锻造主轴的持续出货，海风的崛起意味着大兆瓦铸造主轴将成 为业务的新增长点。

（二）铸件：竞争要素在于成本，差异体现在工艺水平和规模优势

从铸件的总需求和产能情况来看，风电铸件市场将从产能过剩变为供不应求。 整体来看，尽管风电单位铸件用量将有所下降，但供需缺口将会有所扩大，26年将 达到39万吨。 从需求侧来看，国内外风电铸件的市场需求将快速增长。预计24-26年国内外风 电铸件总需求的年均复合增长率为6.8%，到26年将会有近320万吨的铸件需求。其 中，24-26年国内风电铸件需求预计为162/219/200万吨，年均复合增速7.2%，国外 风电铸件需求预计为100/105/120万吨，年均复合增速6.2%。 从供给侧来看，长扩产周期叠加置换设备产能效率降低，未来3年产能增长有限。 风电铸件属于高端铸件，扩展周期通常为一年半以上，较长的扩产周期意味着扩产 计划对于市场需求可能存在一定滞后性。同时，由于大兆瓦风电铸件设备置换小兆 瓦设备，且大兆瓦铸件设备生产效率较低会影响小兆瓦铸件产能，生产效率将会有 所下降。预计24-26年的产能的年均复合增速为4.4%，低于需求增速，26年有效产能 预计为280万吨左右。根据21-23年历史数据分析，日月股份、豪迈科技和永冠集团 的有效产能占比较高，三家公司的有效产能占国内风电铸件有效产能的近50%。

锻件的竞争要素主要在产品的性能和质量，体现的是技术差异，而铸件的竞争 要素主要在产品的价格，体现的是成本差异，即便是有技术差异，这种技术差异最 终体现在合格率等指标上，反映的仍是成本差异。 国内仅有少数几家企业可以生产应用在大功率风机塔筒上的大型法兰或应用在 大功率风机上的锻造主轴，但能够生产大功率风机铸件的企业却相对较多，这说明 大功率风电锻件（主轴、法兰等）的生产需要较高技术壁垒，铸件的技术壁垒相对 不明显，因此进入企业较多，拼的主要是成本。 从铸件生产成本结构来看，直接材料为主要成本来源，占比基本为50%以上， 其次是制造费用，占比10-25%。以日月股份为例，直接材料成本占比最高，约为60%； 其次为运输和其他费用、制造费用，占比分别为12%-14%和约11%，最后为直接人 工成本，占比约10%。 铸造行业主要原材料为各种口径圆钢、方钢和钢锭等，从材质上看主要是碳钢、 不锈钢和合金钢，以碳钢和不锈钢为主。原材料约占主营业务成本的50%-70%左右， 因此上游行业原材料价格波动对公司产品价格有较大影响。以日月股份为例，2021- 2023年直接材料在公司产品单位成本中占比分别为64.76%/58.01%/64.83%，因此 公司利润会受钢材价格变化影响，但由于公司产品销价变化滞后于原材料价格变化， 因此公司利润率对于钢价的反应具有时滞性。

公司成本受钢材价格影响较大，由于定价与材料成本之间的传导存在时滞，而 且公司一般都会有不同的存货管理方式，铸件公司的盈利能力呈现周期性波动，材 料涨价不能很快的向下游传导。钢材价格与行业主要公司毛利率之间存在：钢价变 动→时滞→公司毛利率变动的周期变化关系。 阶段一：2014-2015年，我国钢材价格不断下降，行业代表公司在这一时期毛利 率有所提高。2015年12月吉鑫科技毛利率为22.13%，相比于2014年增长了7.57pct。 阶段二：2016年上半年，钢价开始上涨，但由于公司产品销价变化滞后于原材 料价格变化，而且公司一般会备有一定的存货，钢材价格变化对公司利润率影响具 有时滞，这一时期主要企业毛利率仍处于上涨态势。 阶段三：2016.6-2018.3，钢价持续上涨，代表公司毛利率都有所下降，期间吉 鑫科技毛利率下降34.59pct，日月股份毛利率下降18.12pct。 阶段四：2018.4-2020.8，钢价小幅下降，抢装潮促进风电行业回暖，代表公司 毛利率出现不同程度上升。其中吉鑫科技由于产品售价提高、持续降本增效以及风 电场项目投入运营，毛利率扭亏为盈上升34.70pct，日月股份毛利率上升幅度相对较 小，为10.33pct。 阶段五：2020.9-2022.3，陆上风电进入平价上网时代，钢价先大幅上涨后小幅 滑落，风机整机招标价格不断下滑,行业进入消化和巩固期。代表公司毛利率在这期 间均有所下滑。其中，日月股份毛利率下降幅度最大，为22.03pct，吉鑫科技下降幅 度相对较小，为8.21pct。 阶段六：2022.4-2023.12，钢价继持续回落，代表公司毛利率普遍上升。其中吉 鑫科技毛利率涨幅最大为7.89pct，其次为日月股份，涨幅7.34pct，最后为宏德股份， 涨幅3.66pct。 阶段七：2024.1-2024.9，钢价受国际行情及国内调控的双重影响，呈现继续下 降趋势。吉鑫科技受产品销售价格下降影响，毛利率下降幅度最大，2024年第三季 度毛利率同比下降12.17pct。

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。据同花顺数据，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）定价模式：成本加成为主，稀缺产能具备一定议价能力

风电铸锻件根据不同环节的竞争格局，适配不同的定价模式。（1）成本加成 模式：锻件公司通常采用成本加成定价模式，即售价=成本*（1+加成比例）。以海 锅股份为例，公司风电装备锻件产品报价主要由材料费、加工费和机工费三部分组 成，定价则由在报价基础上加成形成，锻件、法兰产品价格会随成本变化而波动， 从而影响公司的毛利率与净利率。一般成本加成的模式不具备高毛利率的基础，而 定制化的产品一般具备高毛利率的条件，例如广大特材精密机械部件业务。

（2）格局优环节具备一定议价权：以主轴和法兰环节为例，如果行业竞争格局 较好，具备一定的定价权，也会具备较高毛利率的基础。例如日月股份2018-2020 年毛利率呈现逐年提升趋势，恒润股份因为可以提供大直径法兰的优势在海风领域 具备较强优势。

从市场集中度角度：（1）铸件环节：国内具备全球话语权，龙头全球份额约 30%。按照1MW风机需要铸件25吨计算，按照全球100GW需求估算，约需要组件 250万吨，供应主要集中在中国。铸件的工艺设计能力决定铸件的成本控制水平、 产品的废品率控制对于最终利润率影响较大，机床的合理选型对于对加工小时费率 和成本率影响较大； （2）主轴环节：国内具备全球话语权，双寡头格局相对稳定。锻造角度看， 单兆瓦主轴大约在6.5-7.5吨（毛坯重），全球100GW的假设下，需要约70万吨锻 件，金雷股份2020年风电主轴销量12.5万吨，约占全球份额的18%，而通裕重工虽 未披露销量数据，但其风电主轴营收为14.5亿元，略高于金雷股份，粗略估算通裕 重工的风电主轴份额略高于金雷股份。

四、风电产业链：“两海”共振，聚焦结构性涨价环节

（一）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，2025年陆风整机盈利触底回升。据金 风科技24年三季报业绩演示材料，风机价格自2024年初开始波动走低，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6-9MW，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，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，2025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，据国网 能源研究院信息，2035年左右风电机组将会迎来第一次退役潮；到2040年左右风 电机组退役容量达73GW；到2042年退役风机的装机容量约86GW。 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。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。

（二）铸件：供需反转支持结构性涨价，行业格局持续优化

1. 成本：技术壁垒相对较低，竞争要素体现为成本

铸造行业主要原材料为各种口径圆钢、方钢和钢锭等，从材质上看主要是碳 钢、不锈钢和合金钢，以碳钢和不锈钢为主。铸件的工艺设计能力决定铸件的成本 控制水平、产品的废品率控制对于最终利润率影响较大，机床的合理选型对于对加 工小时费率和成本率影响较大。 相比主轴和法兰，铸件的技术壁垒相对不明显，竞争要素最终体现为成本差 异。即使不同生产企业之间存在技术差异，这种技术差异最终体现在合格率等指标 上，反映的仍是成本差异。国内仅有少数几家企业可以生产应用在大功率风机塔筒 上的大型法兰或应用在大功率风机上的锻造主轴，但能够生产大功率风机铸件的企 业却相对较多，因此技术壁垒相对主轴并不明显。 从铸件生产成本结构来看，直接材料为主要成本来源。原材料约占主营业务 成本的 50%-70%左右，因此上游行业原材料价格波动对公司产品价格有较大影 响。以日月股份为例，2021-2023 年直接材料在公司产品单位成本中占比分别为 64.76%/58.01%/64.83%，因此公司利润会受钢材价格变化影响，但由于公司产品 销价变化滞后于原材料价格变化，因此公司利润率对于钢价的反应具有时滞。

1.供需：24-26 年市场供需情况有望反转，从产能过剩变为供不应求

从需求侧来看，国内外风电铸件的市场需求将快速增长。预计24-26年国内外风 电铸件总需求的年均复合增长率为6.8%，到26年将会有近320万吨的铸件需求。其 中，24-26年国内风电铸件需求预计为162/219/200万吨，年均复合增速7.2%，国外 风电铸件需求预计为100/105/120万吨，年均复合增速6.2%。 从供给侧来看，长扩产周期叠加置换设备产能效率降低，未来3年产能增长有限。 风电铸件属于高端铸件，扩展周期通常为一年半以上，较长的扩产周期意味着扩产 计划对于市场需求可能存在一定滞后性。同时，由于大兆瓦风电铸件设备置换小兆 瓦设备，且大兆瓦铸件设备生产效率较低会影响小兆瓦铸件产能，生产效率将会有 所下降。预计24-26年的产能的年均复合增速为4.4%，低于需求增速，26年有效产能 预计为280万吨左右。根据21-23年历史数据分析，日月股份、豪迈科技和永冠集团 的有效产能占比较高，三家公司的有效产能占国内风电铸件有效产能的近50%。

2. 市场集中度

国内具备全球话语权。根据整机厂制造1MW风机需要铸件25吨计算，按照全球 100GW需求估算，约需要组件250万吨，供应主要集中在中国。行业龙头为日月股 份，2023年底产能为70万吨。 在行业玩家方面，目前全球风电铸件80%以上产能集中在我国，为世界主要风 电铸件供给国，其余20%产能主要位于欧洲和印度。国内玩家主要包括日月股份、 吉鑫科技、豪迈科技等企业，厂商数目虽相对主轴较多，但产能较为分散，呈现百 花齐放的局面。在铸件销售额方面，日月股份2021-2023年销售额分别为 46.87/48.33/46.18亿元；吉鑫科技21-23年销售额分别为16.30/15.36/11.79亿元；豪 迈科技21-23年销售额分别为24.41/30.41/27.70亿元。

（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。

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2020-2023年主轴销量分 别为12.4/14.7/14.7/15.7万吨；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。 （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。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20年1月17日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，但以锻件产品体毛利润的40%:为主，因此预计2025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。

（四）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%。 以泰胜风能为例，根据塔筒龙头泰胜风能23年9月22日的投资者关系活动记录，泰 胜风能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。

2024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。根据同花顺和百川盈孚数据，以泰胜 风能、大金重工、天顺风能等塔筒公司为例，2020-24Q3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，2024Q3中厚板平均 价格为4284元/吨，相较2021年均价-21.44%，相较2022年均价-10.00%。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。

（五）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，25 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，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25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2023年海缆销量为852.68 km，同比上升23.84%，主要 系国内海风抢装带来的波动结束使得2023年销量回暖；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2025年海风产业链集中 交付下获取外溢订单，看好成长性。

编辑：火腿肠