（一）国内：深远海催化不断，风电发展进入快车道
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”。根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25年第一季度业绩演示 材料，2025年1-3月国内公开招标市场新增招标量28.6GW，同比+22.7%。按市场 分类，陆上新增招标容量27.8GW，海上新增招标容量0.8GW。招标量是装机量的 先行指标，我们预计25年全年陆风装机100GW左右，海风装机15GW，迎来装机 热潮。
2016-2024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8.7GW，2024-2029年 CAGR 高达27%。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4.2GW，同比高增36%，2026年欧洲海风装机实现8.7GW，2024-2029 年欧洲海风新增装机 CAGR 达27%。
截止2025年5月英国正在建设的海上风电有10.5GW，另有超过90GW 处于不同 开发阶段，其中45%是漂浮式海上风电。根据 GWEC，从2025年起，德国将在未来 四年拍卖十个总容量为12GW 的风电场。为了支撑长期目标，德国联邦海事与水文 局发布了2030年后的海洋空间规划草案，目标是在2037年前将海上风电容量扩展到 60GW，该计划旨在用于提供海上风电扩展额外区域，其中有36GW 将在加速区域 内建设。截止2024年底，法国已安装1.5GW 的海上风电，目前有五个项目正在建设 中，容量总计1.5GW，其中两个各30MW 的项目是示范漂浮式风电项目。截止2024 年底荷兰有4.9GW 的华航风电容量投入运营，目前还有两个总计为1.5GW 的项目 建设中。
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GWEC， 2025年4月中旬，越南工业和贸易部批准了修订后的第八电力发展计划，在2030年 越南第八个电力规划提出2030年至2035年间建设6-17GW的海上风电装机容量。 2025年6月，菲律宾能源部启动了第五轮绿色能源拍卖，这是首个专门针对海上风电 的拍卖，目标是3.3GW的固定式海上风电，计划在2028年至2030年间交付。根据 GEWE，日本政府批准《海上风电产业愿景》，设定到2030年海上风电装机规模达 到10GW，到2040年达到30-45GW。根据2023年发布的第十个基本电力供应计划， 韩国宣布到2030年计划安装14.3GW的海上风电，预计在2025至2034年间总共增加 9GW，使其成为亚太地区第四大市场。
根据GWEC预计，2025-2026年亚洲地区海上风电装机分别为11.3/11.5GW， 北美地区海上风电装机分别为0.8/3.2GW。 搭载“深海科技”东风，海风投资迎机遇。《2025年政府工作报告》首次将“深 海科技”纳入其中。根据中国政府网，2025年政府工作报告重点工作部署中“涉海” 内容如下：①大力发展海洋经济，建设全国海洋经济发展示范区。②发展海上风电， 统筹就地消纳和外送通道建设。③推动高质量共建“一带一路”走深走实，统筹推进 重大标志性工程和“小而美”民生项目建设，形成一批示范性合作成果。保障中欧班 列稳定畅通运行，加快西部陆海新通道建设。深远海风电具有知识密集、资本密集 和技术高端、产品高端等特点，在海风大型化的背景下，具备大兆瓦机型/高电压等 级交付能力、抗高腐蚀性的厂商有望优先受益。 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。
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%。 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， 2024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9.981MW，同比增长3.9%。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。
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，据风电头条，2025年1-5月海风整机（含塔筒）单位均价为3353元 /kW。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。
（二）整机告别低价中标，从“价格战”到“价值战”
2024年以来，中央以 “破内卷、促公平、提质量” 为主线，密集出台政策防控 各个行业出现的“内卷”问题。2024年7月，中央首次提出 “防止内卷式恶性竞争”，随后明确将 “综合整治内卷式竞争” 列为重点任务。风电行业为防“内卷”开始调整 策略，注重技术研发和成本控制，以提高产品竞争力。政府也加大了对行业的扶持 力度，引导企业合理定价，避免恶性竞争。评标不再唯低价论，正在改变行业的竞 争态势。 从历史中标价格来看，根据风电头条，2020年一般风电项目（含塔筒）中标 价格4000元/kW上下。到了2025年2月底，陆上风电含塔筒最高中标均价2360元 /kW，不含塔筒最高中标均价1775元/kW；海上风电含塔筒中标均价2910元/kW。 短短4年左右的时间，风电设备中标价格几乎被“腰斩”。这种“无底线”的“内卷式” 竞价任其发展，不仅挤压风电整机商的利润，还引发整个风电产业链上下游企业大 面积亏损，甚至可能造成风机厂商为了节约成本而让产品存在安全隐患。
若企业盈利水平下滑乃至出现亏损状况，将不可避免地对研发投入产生不良影 响，进而对风电领域的技术创新与产品创新造成限制，最终可能对风电产业的高质 量发展产生阻碍和停滞。这种技术进步的停滞在极端天气频发的海上风电开发过程 中愈发变得危险。根据风电头条，2024 年海南台风事故中，部分企业因未及时升 级抗台控制系统，导致设备损失率比采用智能偏航技术的风电场高出约47%。行业 数据显示，研发投入强度每下降1个百分点，风机设备故障率大约上升1.2个百分 点，而运维成本会增加0.8元/度。 为制止恶性竞争，2024年10月，中国可再生能源学会风能专业委员会 （CWEA）秘书长秦海岩组织12家风电整机商（包括金风科技、远景能源、运达能 源、明阳智能、三一重能、东方电气、电气风电、中国中车、中船海装、联合动 力、华锐风电、兴蓝风电）签署《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》 （下称“自律公约”），根据自律公约的规定，风电设备制造类企业无正当理由，不 得以低于其自身成本的价格销售产品或提供服务。 根据风电头条，以国家电投集团为代表的央国企开发商，已经在风电项目招投 标策略做出了调整，以有效投标人评标价格的算术平均数再下浮5%作为评标基准价。 当企业报价低于或等于评标基准价时，得满分；当企业报价高于评标基准价5%以内 (含5%)的，每高1%在满分的基础上扣0.4分；评标价格高于评标基准价5%以上部分， 每高1%扣0.8分，直到扣完为止。这一规则使投标价区间从1386元/千瓦至1720元/千瓦，平均报价较历史低位回升20%以上，有效遏制了恶性低价竞争的发展态势。 风电低价中标终将成为历史，中国的风电项目在招标过程中，通过 "价格 + 技 术 + 服务" 的三维评标体系，可实现设备价格合理回升与技术创新的良性循环。示 着风电行业将从单纯的价格竞争转向更高质量、高技术含量的服务竞争。业主方对 技术的重视，促使企业加大研发投入，进一步推动产业升级。未来，那些能够提供更 高效、更可靠、更智能化解决方案的企业，将在市场中占据有利地位。
（三）出海：海外政策加码提升海风装机需求，国产厂商出口优势凸显
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。
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，2025年第一季度国 内风机招标均价已下探至1590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。
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。 以金风科技2025年第一季度在手订单为例，6MW及以上销售容量 1,823.70MW，占比70.47%，4MW（含）-6MW销售容量760.95MW，占比 29.41%，4MW以下销售容量3MW，占比0.12%。根据CWEA数据,截止至2024 年底，3.0MW以下(不含3.0MW)风电机组累计装机容量占比从2023年的56.1%下 降到47.4%；3.0MW至5.0MW(不含5.0MW)风电机组累计装机容量占比为 18.8%，比2022年下降了约2.6个百分点；5.0MW及以上风电机组累计装机容量占比达到33.8%，比2022年增长了约11.3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319万吨的铸件需求。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。
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21.1GW。根据广发证券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120GW；根据一带一路能源合作网英国《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1460.5GW，发 展前景明朗。
全球能源转型基本面强劲，各国政策加速风能发展。全球减碳和俄乌战争背景 下，确保能源安全的同时通过可再生能源应对气候变化任是世界需对地区的首要任 务，进一步巩固了我们对风能的积极展望。据GWEA数据，全球风电新增装机从2015 年43.3GW增长至2024年的1065.8GW。中国将清洁能源作为经济发展的首要驱动力， 在“30-60”承诺推动下，中国振幅设定到2060年非石化能源消费比重超过80%；欧 洲正在加快可再生能源的发展，2023年年初通过清洁工业协议旨在将脱碳转化为欧 洲工业增长的驱动力；在东南亚、中亚以及中东及非洲等地区，新兴市场的增长预 计将加速发展，在2025年至2030年期间，预计每年的安装量将创下历史新高；我们 预计2024-2030年全球新增装机量CAGR可达8.8%，到2026年全球海上风电累计装 机容量将突破138.7GW，发展前景明朗。
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”。根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 网项在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。
（一）格局：双寡头竞争，25 年供需偏紧催生结构性涨价
风电叶片供给需求偏紧存在缺口，或迎结构性涨价机会。需求上，政策与技术 双轮驱动我们预计2025年全球风电新增装机将达170GW，创历史新高。中国作为最 大市场，我们预计2025年国内风电需求达115GW，同比增长32.20%。欧洲、美国、 印度等主要市场同步扩张。欧洲计划到2030年累计装机超500GW，其中海上风电占 比显著提升。大叶片因厂房限制和扩产周期长，成为供需紧张的环节。而作为头部 企业的时代新材凭借大叶片产能、技术优势以及规模效应，将在市场竞争中占据先 机会。
风电装机大型化推动叶片升级，行业门槛持续提升带来叶片行业集中度提升。 我国风电装机大型化趋势明显，从而带来大叶片需求。风力发电机功率大对应单位 面积装机容量大，对风能的利用效率就更高，从而降低了成本空间。根据CWEA 《2024年中国风电吊装容量统计简报》，2024年我国新增装机平均功率 6.046MW。其中，陆上风电机组平均单机容量为5.886MW,同比增长9.6%；海上风 电机组平均单机容量为9.981MW，同比增长3.9%，大型化趋势明显。根据《中国 风电叶片行业发展现状分析与投资前景预测报告》，风机叶片的长度与风机的功率 成正比关系。在相同风速下，更长的叶片有着更大的扫风面积，捕风能力的提升为 风机大功率运行提供保障；更高的额定功率对应需要更长的叶片。 风电叶片供需紧平衡，叶片量价或将齐升。2025年风电叶片市场有望迎来量 价齐升的景气周期。从需求侧来看，基于 “十四五” 能源装机目标的考核要求，能 源型企业加速推进项目招标与开工进程。据我们预测，2025年国内风电新增装机容 量达115GW，同比+32.20%。 供给端呈现显著的结构性优势：叶片行业扩产周期在一年左右，且具备资本密 集型、劳动密集型的明显特征，短期新增供给弹性较小。叶片生产主要通过模具加 工的方式，而一套模具从订货到投产需要3个月的时间，从投产达到稳定生产也需 要3到6个月的时间，若考虑前期的场地批复及厂房建设时间，新增叶片产能扩产周 期在一年左右。 叶片生产场地大小决定产品尺寸的上限，短期存量产能难以向大叶片切换加剧 结构性紧缺。风电叶片制造基地在建造设计之初会根据目标产品长度对各个车间进行适配规划，同时为提高土地资源利用率，预留的长度升级空间往往较小，以时代 新材建的射阳一期基地为例，现有的8条70-80米级叶片生产线，通过改建最大只能 满足120米以内叶片生产线布置需求，无法满足大于120米海上超大型叶片订单的 生产需求。在下游整机大型化趋势提速背景下，部分存量的以中小型叶片生产为目 标的制造基地预计难以立即切换至大型叶片生产，进一步加剧大叶片产能的结构性 紧缺。
行业双寡头特征明显，行业集中度不断提高。根据CWEA，风电叶片行业整体 集中度较高，国内叶片厂商时代新材和中材科技市占率接近50%。在叶片大型化趋 势下，叶片的载荷和重量不断增大，轻量化、高强度、低成本成为未来风电叶片的 发展方向，也带来了制造难度的提高，叶片制造门槛提升，龙头公司技术研发领先 加上规模成本优势，加快小型叶片产能出清，叶片高质量发展将带动制造门槛提 高，从而叶片行业有望加速集中。根据CWEA的数据，2024年时代新材叶片市场市 占率为24%，中材科技市占率28%，两者合计52%占据一半以上市场。
下游客户绑定紧密，市占率有望进一步提升。由于风电行业集中度不断增加， 公司客户集中度亦不断增加。2021年以来公司前五大客户销售额占比呈上升趋势， 由2021年的37.9%提升至2024年的53.6%，有利于公司下游销售的稳定性。根据公 司年报，公司已与国内头部风电整机企业建立深度合作关系，在浙江运达的市场份 额保持在40%以上，是远景能源的最大叶片供应商，与金风科技联合开发“沙戈荒” 新产品，并与Nordex再度实现海外合作，公司市占率有望再度提升。 坚持双海战略，努力开拓海外市场，提升市场订单承接能力。根据年报，时代 新材继续深化与Vestas和Nordex的合作，进一步接触SGRE、Enercon等海外一流 风机厂商，开拓新市场，逐步提高海外业务份额，为后续批量叶片业务奠定良好基 础；加快越南建厂进度，并依托越南工厂对东南亚海上风电的辐射作用，进一步争 取海上订单供货机会。尤其基地建设，新建的风电叶片射阳二期、蒙西二期、百色 以及西北工厂相继完成产能爬坡、顺利量产，提升了市场订单的承接能力。
（二）产业发展趋势：大型化、轻量化
风电新装机大容量增大趋势明显，大叶片是必然趋势。根据CWEA，从中国2024 年新装机容量来看大型化趋势进一步加快，其中海上风电尤其明显10MW及以上大 型机占比达58%，陆风6MW及以上机型占比57.3%超过一半。风机大型化在提升单 机发电量的同时，有效降低了风力发电成本；同时，大型化趋势加速对整机研发以 及叶片的供应链提出了更高的技术要求，需要全产业链协同发展。
在风电叶片技术领域，时代新材展现出明显的差异化竞争优势。根据中国科技 网，2025年公司自主研发的国内首套可回收热固性树脂叶片TMT82正式发货，这款 82米长的叶片采用可逆化学键树脂体系，通过定向化学解聚技术实现材料回收，填 补了我国风电行业退役叶片回收利用的空白。在超长叶片方面，公司相继下线了 TMT108AG（108米）、TMT126AA（126米）和B1200A（120米）等多款百米级叶 片，其中TMT126AA适配12MW中低速风型海上风电机组，单台机组年发电量可达 4000万千瓦时，发电效率较上一代产品提升15%。这些技术突破得益于公司完成的 气动-结构-工艺-载荷一体化设计仿真平台建设，以及大丝束碳纤维、增强型PET芯 材等国产化新材料技术的突破。2025年一季度，公司风电叶片产量达5.3GW，较2024年同期的2.43GW实现显著增长，显示出技术突破带来的产能提升效应。
风电叶片碳纤维替代化，减重又经济。碳纤密度比玻纤更低，与同级别的高玻 纤主梁叶片相比，采用碳纤主梁的叶片减重20%~30%；同时，叶片轻量化可以大幅 降低重力载荷，进而减少轮毂、机舱、塔架等结构件重量。虽然与传统玻纤相比，碳 纤机械性能更优但昂贵成本依然严重阻碍碳纤广泛应用。为降低成本以推动碳纤叶 片批量应用同时考虑到基于腈纶的大丝束碳纤的低成本和高效率生产优势，行业已 将发展大丝束碳纤作为未来降本的主要路径。 根据美国Sandia国家实验室所做的研究结果，碳纤维主梁叶片主要用于3~5MW 和8~10MW风电机组，其中10MW以上几乎100%使用碳纤主梁。当叶片长度大于 70M时，碳纤渗透率将达到55%。随着叶片大型化不断发展，未来碳纤的渗透率将进 一步提高逐渐实现轻量化趋势。
（三）定价模式：成本加成模式，原材料价格传导需 3-6 个月
风电叶片制造对上游材料具备强依赖性。从成本结构来看，时代新材风电叶片 业务中原材料占比高达75%，其中增强纤维、树脂和芯材在原材料成本中的占比达 到79%。2025年一季度，公司风电叶片业务实现营收17.2亿元，同比+30%，但原材 料价格波动对毛利率形成压力。公司通过技术创新优化材料应用，如自主研发的可 回收热固性树脂叶片采用玻璃纤维复合材料，其可逆化学键树脂体系实现了材料回 收突破，有望在长期降低全生命周期成本。 在成本加成定价模式下，时代新材风电叶片毛利率呈现阶段性波动特征。2024 年公司整体毛利率为16.19%，同比提升0.61个百分点，但2025年一季度降至15.55%， 反映出原材料价格传导的时滞效应。从成本结构看，公司营业成本占收入比重达 84.4%，其中钢材、天然胶等原材料2024年上半年采购价同比下降9.78%-12.01%， 但2025年部分材料价格回升形成新的成本压力。公司通过规模化生产对冲部分成本 影响，2024年叶片销量同比增长33.54%至21.22GW，产能利用率提升带来边际效益。 海外市场拓展也增强了定价话语权，如出口印度的60支叶片采用碳纤维主梁结构， 高技术含量产品有助于维持溢价能力。
原材料价格与叶片报价的联动周期通常存在3-6个月的滞后期。时代新材2025 年一季度执行的仍是2024年老合同价格，随着新订单逐步采用动态调价机制，公司 正加速成本传导，预计2025年第二季度由于供需缺口叶片订单合同单价将迎来增长。 根据《公司关于签署日常经营合同的自愿性披露公告》，2025年第一季度新签叶片 合同金额达19.8亿元（含税），其中海上项目占比10.6%，高单价产品结构优化有助 于消化成本压力。根据北极星风力发电网，2024年上半年部分大基地项目EPC报价 已跌至2000-3000元/KW，行业整体降本压力将进一步倒逼材料创新和工艺优化。 环氧树脂存在结构性过剩问题，原材料供应充足。环氧树脂具有高强度、高耐 磨性、耐腐蚀性和良好绝缘性等优点，能够满足风电叶片大型化、轻量化、高性能 化的需求，推动风电叶片行业的可持续性发展。近年来，中国环氧树脂的产量持续 增长。根据卓创化工，从产能利用率来看，2024年行业年度测算产能利用率仅有 56%，原材料供给充足存在结构性过剩问题。中国环氧树脂产量达到192万吨，同 比增长4.77%，总产能约为342万吨/年，同比增长4.59%。
玻璃纤维是风电叶片的重要原材料，支撑叶片走向大型化和轻量化。根据华经 情报网，风电叶片原材料占叶片成本的80%左右，增强纤维与基体树脂占比超过 60%,粘结胶与芯材占比超过10%。大型化、轻量化和低成本叶片是推动机组度电 成本降低的最有效手段，为实现目标，复合材料成为风电叶片唯一可选材料。复合 材料的增强纤维类别有很多，目前风电叶片大规模应用的增强纤维主要为玻璃纤 维，其成本在风电叶片成本占比中高达21%。 玻纤市场需求缓慢复苏，产能供过于求。中国玻璃纤维的产能在全球占据重要 位置，是世界第一大玻纤生产与出口国。据中国玻璃纤维行业协会数据，2023年， 中国玻璃纤维纱总产量为723万吨，同比增长5.2%，2024年中国玻璃纤维纱总产量 达到756万吨，同比增长4.6%，继续保持增长姿态。高性能玻璃纤维复合材料凭借 其轻质高强、耐腐蚀、耐疲劳等特性，在风电叶片制造中得到广泛应用。这种复合 材料的应用极大地减轻了叶片重量，提高风电叶片的刚度和强度，从而有效提升风 电系统整体性能和发电效率。
风电是玻璃纤维的主要应用领域之一，需采用高模纱。风电纱是一种专用于风 电行业的电子级玻璃纤维纱，主要用于叶片部分，可加工成编织物或者拉挤板，与 树脂复合使用。制造出来的风电叶片弹性模量愈高，玻璃纤维的刚度愈强，材料愈 能抵抗弹性形变。根据中国巨石年报，我国玻纤应用领域主要集中在建筑材料、交 通运输、电子电气、风电、工业设备等领域，其中风电领域应用占比为14%。 风电纱竞争格局相对集中，新增产能短期影响有限。由于风电纱为增强高模 纱，具备迭代快、生产和认证壁垒较高的特性，主要关注其高模、高强等性质。随 着风电新增装机的增长，风电高模纱需求量将会进一步提升。在建玻纤产能方面， 泰山玻纤于25年2月点火项目均属于无碱粗纱，与风电纱存在差异，产线定位为高 模、高强玻纤的协合新能源、东方希望为行业新进入者，短期内行业供给影响有 限。
（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，25-26年国内风电铸件需求预计为219/200万吨，年均复合增速7.2%，国外风电 铸件需求预计为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。 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。
（六）叶片：双寡头格局，供需紧平衡催生结构性涨价机会
风电叶片双寡头格局，25 年供需紧平衡催生结构性涨价机会.需求上，政策与 技术双轮驱动我们预计 2025 年全球风电新增装机将达 170GW，创历史新高。中 国作为最大市场，我们预计 2025 年国内风电需求达 115GW，同比增长 32.20%。 欧洲、美国、印度等主要市场同步扩张。欧洲计划到 2030 年累计装机超 500GW，其中海上风电占比显著提升。大叶片因厂房限制和扩产周期长，成为供 需紧张的环节。而作为头部企业的时代新材凭借大叶片产能、技术优势以及规模效 应，将在市场竞争中占据先机会。
风电装机大型化推动叶片升级，行业门槛持续提升带来叶片行业集中度提升。 我国风电装机大型化趋势明显，从而带来大叶片需求。风力发电机功率大对应单位 面积装机容量大，对风能的利用效率就更高，从而降低了成本空间。根据CWEA 《2024年中国风电吊装容量统计简报》，2024年我国新增装机平均功率 6.046MW。其中，陆上风电机组平均单机容量为5.886MW,同比增长9.6%；海上风 电机组平均单机容量为9.981MW，同比增长3.9%，大型化趋势明显。根据《中国 风电叶片行业发展现状分析与投资前景预测报告》，风机叶片的长度与风机的功率 成正比关系。在相同风速下，更长的叶片有着更大的扫风面积，捕风能力的提升为 风机大功率运行提供保障；更高的额定功率对应需要更长的叶片。
风电叶片供需紧平衡，叶片量价或将齐升。2025年风电叶片市场有望迎来量 价齐升的景气周期。从需求侧来看，基于 “十四五” 能源装机目标的考核要求，能 源型企业加速推进项目招标与开工进程。据我们预测，2025年国内风电新增装机容 量达115GW，同比+32.20%。供给端呈现显著的结构性优势：叶片行业扩产周期在一年左右，且具备资本密集型、劳动密集型的明显特征，短期新增供给弹性较 小。 行业双寡头特征明显，行业集中度不断提高。根据CWEA，风电叶片行业整体 集中度较高，国内叶片厂商时代新材和中材科技市占率接近50%。在叶片大型化趋 势下，叶片的载荷和重量不断增大，轻量化、高强度、低成本成为未来风电叶片的 发展方向。根据CWEA的数据，2024年时代新材叶片市场市占率为24%，中材科技 市占率28%，两者合计52%占据一半以上市场。
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