（報告出品方/作者：川財證券，孫燦）
一、風電產業鏈介紹
1.1、風力發電概述
風力發電主要是利用風動能來進行轉化，使其成為機械動能，最后再把機械動能轉換為 電能。風力發電機是實現上述能源轉變的電力設備，一般由風機、葉片、塔筒、基座、 傳動系統、控制系統等組成。葉片從底部到尖端均有許多不同尺寸和形狀的翼型界面組 成，簡易的翼型技術使得渦輪葉片轉動，當流體流過葉片時將產生升力，產生最基本的 旋轉。
一般情況下，風速達到3-5m/s時即可開始發電。葉片在風力的作用下旋轉產生動 能，通過傳動系統提升轉速，達到發電機的轉速后帶動發電機工作，得到的電力通過電 纜輸送到基站的升壓變壓器中。機組中的測量工具用于測量風速與風向，風向偏差時電 子控制器向偏航機構發送信號以矯正誤差，偏航馬達將轉動機艙使得風機始終正對風向 獲取最大發電功率。風能作為自然資源的一種，儲量豐富，分布廣泛，屬于可再生的清 潔能源，借助于風能進行發電成為當前新能源發電的主流方法之一。
1.2、風電產業鏈梳理
風電產業鏈由上游原材料、零部件和整機制造，中游風電場建設及運營，下游風力發電 及運維組成。風電機組制造所需的上游原材料包括鋼、鋁、銅、玻璃纖維、碳纖維、環 氧樹脂、永磁材料、混凝土等，其中鋼材的用量占到整個機組總重量的90%。風機的核心 零部件包括齒輪箱、葉片、軸承、控制系統、發電機、變流器、輪轂、電纜、塔筒等， 零部件細分市場的專業化程度較高，技術壁壘突出，整機廠商一般會采取定制化采購。 而整機制造廠商向上連接眾多零部件供應商，向下直接參與風電場上的招標工作，中標 后將風電機組出售給下游風電運營商。中游風電場運營的參與者以國有企業為主，建設 業務由施工建設公司負責。下游環節包括了風力發電、風電上網以及風電運維等環節。 目前行業產生多種業態模式，部分整機廠商下沉產業鏈布局風電場建設及運維等領域， 呈現混合業態模式。
1.3、風電成本拆分
風電場全壽命周期成本主要包括建設成本、資本成本、運行成本、維護成本、故障成本 以及報廢殘值等。建設成本屬于固定成本，包括設備及安裝工程費、建筑工程費以及其 他成本項，固定資產的折舊費用占到風電運營期成本的比例約為65%-70%。資本成本主 要包括長期借款、短期借款利息等。運行維護成本，包括運行成本、維護成本、故障成 本，約占風電總成本的15%-20%。
風電整機設備占到整風電場建設成本的比例較高，規模效益是降低單位投資成本提升投 資回報率的核心要素。對于陸上風電，在施工難度較低的平坦地形中，風電機組占到整 體建設成本的比例達到54.90%，塔筒的占比達到13.73%；在施工難度較高的山地中，風 機機組在成本結構中的占比降低至39.44%，塔筒的成本占比為14.08%。對于海上風電，由于海上的施工成本較高，基礎及施工的成本占比較高；且不同地區受到海床地質、水 文條件的影響基礎及施工的成本占比有所差異，如廣東、福建等省的海域礁石較多，且 基巖較淺，上述地區海上風電的基礎及施工成本的占比達到33%，高于江浙地區的24%； 風電機組和塔筒等整機設備仍占到整體風電建設成本的較高比例，約50%左右。整體上 看，風電整機設備占到風電整體成本的比例較高，在其他條件不變的情況下，風電項目 規模越大，單位投資金額會相對降低，進而會相應地提高風電場的投資回報率。
二、風電產業發展情況
2.1、我國風電裝機容量和發電量穩步增長
經過40多年的發展，我國風電產業逐步發展成熟。回顧過去，我國風電產業經歷了從摸 索起步到逐步成熟的過程，大致可劃分為四個階段：1）科技性示范應用階段（“六五” 到“七五”），離網型風力發電設備研制成功，在政府的支持下多個省份建設了一系列 示范性風電場；2）商業化探索階段（“八五”到“十五”），為改善電力供給嚴重依賴 煤電的情況，我國開啟風電場商業化的探索，風電設備制造業整體處在技術追趕階段；
3）規模化建設階段（“十一五”到“十三五”），自2006年《可再生能源法》開始實施， 我國相繼推出多項政策和規劃，推動我國風電產業進入到規模化發展階段，期間風電產 業體系日趨完善，風電技術不斷升級，發電設備趨于國產化；4）風電電價平價階段（“十 四五”至今），得益于過去十多年風電設備普及帶來的規模經濟效應，我國風電發電成 本大幅下降，2021年新核準的陸上風電全面實現平價上網，未來我國將形成更大規模海 上風電，東西部風電裝機的分布將更加均衡，陸上和海上風電全面實現平價。
自2006年以來，我國風電裝機呈現爆發式增長趨勢，現階段風電已成為我國第三大電源， 正逐步向主力能源發展。2010年之后，我國風電建設共經歷兩輪搶裝潮，分別在2015年 補貼退坡帶來的陸上風電搶裝潮，2019年至2020年的陸上風電搶裝潮以及2021年的海上 風電搶裝潮。2020年我國新增陸上風電裝機量達到6826.50萬千瓦，2021年新增海上風 電裝機量達到1690萬千瓦，這兩項數據分別是陸上風電和海上風電歷史最高的年度新增 裝機量。截止到2022年底，我國風電發電裝機容量達到36544萬千瓦，風電整體裝機量保 持穩定增長；風電設備平均利用小時累計數達到2008小時，預計2022年全年將超過2200 小時。在裝機量穩步提升，利用小時數保持穩定的情況下，風電發電量在我國電力結構 的占比亦提升明顯，截止到2022年11月，我國風電發電量占比首次突破8%，達到8.05%， 是我國第三大電源，覆蓋全國31個省、市、自治區，風電正逐步向主力能源發展。
2.2、國內陸上風電已實現平價上網，海上風電正過渡到平價時代
國內陸上風電已實現平價上網，項目IRR表現樂觀。在經歷了兩輪補貼退坡引發的搶裝 熱潮、電網完善降低棄風率以及消納政策逐步實施后，我國陸上風電已實現平價上網。 隨著風電項目裝機規模的不斷提升，疊加風電平均利用小時保持穩定，我國風電項目全 投資IRR能夠達到9%以上的水平，且隨著單機容量的提升以及項目整體裝機規模的提升， 陸上風電項目的IRR將有所提升，平準化度電成本有所下降，這在一定程度上能夠提升 我國陸上風電的投資積極性。
國內海上風電處在平價時代過渡期。從項目收益率角度看，以粵西地區某海上風電場為 例，裝機規模為300MW，離岸距離約為31千米，建設總成本為54.10億元，年利用小時數 為2890小時，基準電價為0.453元/千瓦時，補貼電價為0.397元/千瓦時，補貼小時數為 2600小時（20年），貸款比例為70%，還款年限為15年。在考慮補貼的情況下，該項目的 投資收益率為8.36%，若不考慮補貼的情況下，該項目的投資收益率則降至3.29%。現階 段國補雖然退潮，但地方性補貼的接力（廣東、浙江、江蘇、山東等地）可助力部分海上風電項目平價上網，如2022年底中廣核汕尾甲子-50萬千瓦海上風電項目順利實現全 場78臺風機并網發電，是國內首個平價海上風電項目實現全容量并網發電。我國沿海各 省市的海上風能資源以及海上風電建設進程存在差異，預計到2025年福建、廣東、浙江、 江蘇等省的海上風電基本可以實現平價上網，與煤電價格具備一定的競價空間。
海上風電地方補貼仍存在，國補退坡后將發揮承上啟下的作用。在國補全面退補后，上 海市是首個推出地方海上風電補貼的省市，將對2026年之前投產的深海風電項目基于項 目規模予以獎勵。廣東省和山東省則對2022年至2024年省并網海上風電項目予以補貼。 浙江省的海上風電補貼政策是按照項目規模直接補貼電價。
2.3、“十四五”風電裝機目標明確
雙碳目標明確，風電戰略地位提升。我國提出到2025年非化石能源比重達到20%，為實 現碳達峰、碳中和奠定堅實基礎；到2030年，非化石能源消費比重達到25%左右，風電、 太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上，二氧化碳排放量達到峰值并實現穩中有降； 到2060年，非化石能源消費比重達到80%以上，碳中和目標順利實現。風電作為現階段發 展較為成熟且具有一定性價比的清潔能源，有望逐步發展成為我國主力能源之一。 風電光伏大基地建設進程穩步推進。根據《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四 個五年規劃和2035年遠景目標綱要》，我國將建設雅魯藏布江下游水電基地，建設金沙 江上下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字灣、河西走廊、新疆、冀北、松遼等清潔能源 基地，建設廣東、福建、浙江、江蘇、山東等海上風電基地。
目前，第一批大型風電光 伏基地已全面開工，部分已建成投產，涉及23個沙漠戈壁荒漠地區以及35個其他地區， 建設總規模達到97.05GW。第二批大型風電光伏基地處在陸續開工階段，2030年規劃建 設風光基地總裝機約455GW,其中庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠基地規劃裝 機284GW,采煤沉陷區規劃裝機37GW,其他沙漠和戈壁地區規劃裝機134GW，其中"十四五" 時期規劃建設風光基地總裝機約200GW,包括外送150GW、本地自用50GW;“十五五"時期 規劃建設風光基地總裝機約255GW,包括外送165GW、本地自用90GW。第三批風電光伏大 基地以源網荷儲、離網制氫以及100%消納項目為重點，目前處在項目審查階段。 各省市“十四五”規劃的風電裝機規模超300GW，海上風電裝機規模超100GW。目前國內 31個省市已公布“十四五”期間風電、光伏等新能源的裝機規劃，合計達到約316.974GW。 沿海10個省、市也均出臺海上風電的相關裝機規劃，預計“十四五”期間合計新增裝機 規模達到約111.78GW。
2022年陸上風電招標重心重回“三北”地區，海上風電集中在粵魯浙三地。2022年我國 已開標風電項目603個，總規模達到103.27GW，其中陸上風電項目555個，規模為85.36GW， 海上風電項目48個，規模為17.91GW。為提高風電的消納能力和降低棄風率，我國風電裝機在“十三五”向中東南地區傾斜，“三北”地區新增裝機量占比從2009年的86%下滑到 2018年43%。隨著電網端的建設以及就地消納項目啟動，我國“三北”地區棄風率得到有 效控制。2022年全年風電開標項目中，“三北”地區的占比達到55.45%，未來風電特別 是陸上風電的重心逐步回歸“三北”地區。海上風電方面，開標項目規模位居前三的分 別是廣東省、山東省和浙江省。
2.4、老舊風電場改造升級提供增量空間
預計“十四五”我國風電場改造市場需求達到20GW，“十五五”約40GW。截止到2022年 我國風電裝機容量已達到365.44GW，裝機規模巨大。如今早期建設的風電場可能面臨設 備老化引發的運行安全風險大、運行效率低、運維成本高等問題，在陸上風電平價上網 的背景下，部分老舊風電場面臨較為嚴峻的經營壓力。
為了充分利用優質風能資源，提 升風電場的運營效率，規范風電場改造升級和退役工作，國家能源局在2021年底推出《風 電場改造升級和退役管理辦法（征求意見稿）》，目前該管理辦法已結束征求意見，預 計年內完成發布程序；此外，遼寧、寧夏、內蒙古等地已出臺相關政策，全國老舊風電 場“以大代小”的改造升級工作逐步展開。根據國家發改委能源研究所的預測，直接退 役的情況集中在運行超過20年的風電機組，“十四五”改造升級需求集中在運行在15-20 年的風電機組，以及運行時間小于15年但機型落后的風電機組。預計“十四五”期間我 國將退役1.26GW并改造20GW的老舊風電機組，“十五五”退役或改造40GW的老舊風電機 組（以改造為主）。
2.5、分散式風電引領行業新趨勢
預計“十四五”期間我國分散式風電年均貢獻裝機容量10-15GW。《“十四五”可再生能 源發展規劃》指出堅持集中式與分布式并舉，在東中南部地區積極推進分布式風電的開 發。2022年1月，國家能源局、農村農業部發布了《加快農村能源轉型發展助力鄉村振興 的實施意見》以及5月中共中央發布的《鄉村建設行動方案》中，均指出實施鄉村清潔能 源建設工程，在適宜地區推進分布式風電建設，我國分布式風電行業迎來重大發展機遇。 根據風能委員會CWEA的統計，截止到2021年底，我國分散式風電總裝機接近10GW，2021 年分散式風電（包括分散式、分布式、智能微網）新增裝機容量802.7萬千瓦，總裝機規 模和新增裝機數量均同比大增。根據2021年底的《風電伙伴行動具體方案》，118個城市 與600多家風電企業共同發起了“風電伙伴行動·零碳城市富美鄉村”計劃，“十四五” 期間在全國100個縣，優選5000個村，安裝1萬臺風機，總裝機規模達到50GW。預計“十 四五”期間我國分散式風電年度貢獻裝機容量約10-15GW。
2.6、海外風電規劃加速推進
全球多個國家對風電建設的規劃處在加速推進的進程中，全球風電裝機需求旺盛。為保 障能源安全，2022年5月歐盟公布并開啟REPower EU行動計劃，將可再生能源比例提升 至45%，同時計劃到2030年風電累計裝機達到480GW；同年5月的北海能源峰會上，德國、 荷蘭、丹麥和比利時簽署宣言，約定共同達成在2030年前海上風電聯合安裝至少65GW的 目標。美國在2021年公布計劃2035年實現100%清潔電力目標，宣布2030年完成30GW海上 風電場的建設并投入使用的計劃，并于2022年下半年提出其中15GW將在2035年前建設為 漂浮式海上風電場。
亞洲國家中，日本在2021年下半年批準第六次能源基本計劃，規劃 2030年前建設10GW的海上風電項目，2040年前達到40GW；韓國計劃在2030年前新增12GW 海上風電裝機容量；印度確定在2030年前完成安裝30GW海上風電裝機容量的目標；越南通過本國第八個電力規劃草案，規劃海上風電裝機容量到2030年達到10GW。根據GWEC的 預測，海外陸上風電年度新增裝機容量將從2022年的45.6GW增長到2026年的52.4GW，海 外海上風電年度新增裝機容量將從2022年的2.8GW增長到2026年的15.9GW，未來海外陸 上風電和海上風電將共同支撐全球風電需求。
我國作為風機生產大國，度電成本優勢處在全球前列，出口業務有望受益于海外風電項 目的穩步推進。在全球風電市場蓬勃發展的大背景下，我國每年新增出口容量從2017年 的641MW提升至2022年的2288MW，出口累計的裝機規模達到11930MW。涉及到的機組出口 企業中金風科技、遠景能源在出口規模上領先。2022年，金風科技和遠景能源的機組出 口規模分別是612MW和1153MW，占比分別為26.75%和50.39%。
2.7、風電行業周期屬性弱化
影響周期性變化的因素逐步減弱，我國風電行業周期屬性弱化，2022年已開標風電項目 總規模達到103.27GW，有望支撐2023年風電行業裝機量高增。陸上風電補貼已完全退坡， 政策時間節點對行業周期的影響已逐步消除；此外，三北地區風電消納問題自2019年得 到有效解決，在裝機量大幅提升的背景下，我國風電棄風率維持歷史低位，棄風限裝對 風電行業的限制作用明顯減弱。2022年我國已開標風電項目603個，總規模達到103.27GW， 其中陸上風電項目555個，規模為85.36GW，海上風電項目48個，規模為17.91GW。風電交 付周期多在一年左右，當年中標量在年內和次年執行的比例約為3:7，當年的中標量在 一定程度上決定次年的新增裝機量。我們預計2023年我國風電新增裝機規模為65GW，其 中陸上風電新增裝機規模為55GW，海上風電新增裝機規模為10GW，我國風電行業有望開 啟新一輪的上行周期。
三、風電整機行業概況
3.1、機組大型化有效降低度電成本
風電機組大型化是降低風電成本有效的途徑之一，助力風電項目開源節流。風電機組大 型化使用更大的葉片，進而獲取更高的掃風面積，切入的風速更低，在同樣的地理位置 上，能夠捕獲更多風能，提升單機容量，提升全壽命周期內發電機組的發電量；其次， 機組大型化可有效攤低單位容量的原材料、基礎、吊裝、線路、土地等投資成本，并降 低后續的運營、維修等成本和難度，降低度電成本，提升風電場收益率。
機組大型化可有效降低度電成本，提升風電項目投資收益率，在大型化的趨勢下，過去 十年國際上陸上風電和海上風電度電成本的降幅超過60%。假設項目總容量是100MW，采 用25臺單機容量為4MW機組的度電成本是0.3108元/千瓦時，而采用50臺單機容量為2MW 機組的度電成本則為0.3451元/千瓦時，前者的投資收益率為10.97%，高于后者的9.28%。 根據IRENA的統計數據，隨著風電機組的大型化不斷推進，國際上陸上風電和海上風電 的安裝成本不斷降低，進而帶動度電成本有效較低。陸上風電的安裝成本和度電成本分 別從2010年的2042美元/kw和0.102美元/kwh降低到2021年的1325美元/kw和0.033美元 /kwh，海上風電的安裝成本和度電成本分別從2010年的4876美元/kw和0.188美元/kwh降 低到2021年的2858美元/kw和0.075美元/kwh，過去10年陸上風電和海上風電度電成本的 降幅均超過60%。
過去十年我國風電機組大型化趨勢明顯，風電機組采購價格則不斷下探，下游風電場回 報率企穩后風機價格有望保持平穩。根據風能委員會的統計，我國陸上風電和海上風電 新增機組的平均單機容量分別從2011年的1.5MW和2.7MW提升至2021年的3.1MW和5.6MW。 陸上風電方面，截止到2021年底占比最大的已裝機的機組容量為2.0-2.9MW，比例為 50.76%，2021年新增裝機中容量在3.0MW以上的機組占比已達73.10%。
海上風電的運輸、 安裝和維護成本相比于陸上風電更高，因此海上風電對于更大的葉片機組的需求更大， 以更大幅度地降低單位容量的發電成本。截止到2021年占比最大的已裝機的海上風電機 組容量為4.0-4.9MW，2021年新增裝機中容量在6MW以上的機組占比已達58%。大型化發 展趨勢有效地帶動了風電整機市場的規模效應，我國陸上風電和海上風電的機組價格在 過去十年間不斷下探，2023年1月陸上風電機組的中標價格基本穩定在1500-1800元/kW， 海上風電機組的采購價格則下探至2400元/kW左右的水平。隨著下游陸上風電場回報率 不斷提升，陸上風機價格有望保持平穩，而海上風機價格中短期內仍處在下降通道。
為提高海風資源和海域資源的利用效率，海上風電對大型化需求更為明顯。海上風電場 相比于陸上風電場，相同高度的風速更高、湍流強度低、年利利用小時數更高，但受到 海床地形復雜、遠離陸地等因素影響導致海上施工難度大、安裝成本高。在同樣規模的 海上風電場中，采用單機容量更大的機組所需的風機數量大大減少，意味著所需的基座、 海纜將同樣減少，同時對優質風機點位的需求也將大大減少，降低整體風電場的設計與 施工難度，因此海上風電對大容量機組的需求遠遠超過陸上風電。海上風電已進入10MW 時代，我國海上風電機組整機廠商能夠提供10MW以上的機組，在單機容量上與國際領先 企業的水平相當，基本能夠滿足市場對機組大型化的需求。
3.2、風機技術工藝進步助力大型化發展
風機發展涵蓋了恒速恒頻異步到變速恒頻雙饋式異步，再到直驅/半直驅式永磁同步式 等階段。風電技術的大規模工業化應用始于上世紀90年代，早期階段以定槳距機組為主。隨著技術水平和生產工藝的不斷提升，風電技術從恒速恒頻鼠籠式異步風機發展為變速 恒頻的高速傳動雙饋式異步風機，隨后出現直驅式和半直驅式永磁同步風機。雙饋、直 驅和半直驅機組是現階段主流的風電機組傳動型式，三者在結構部件的差異主要體現在 發電機、齒輪箱、變流器等的不同。
對于雙饋異步發電系統，“雙饋”的含義在于定子和轉子均可以和電網進行功率交換， 轉子側變流器通過控制轉子電流分量控制有功功率和無功功率，電網側變流器控制直流 母線電壓并確保變流器運行在統一功率因素，因此雙饋異步發電系統可以做到通過勵磁 變換器控制轉子電流的頻率、相位和幅值間接調節定子側的輸出功率，從而具備了調速 范圍較寬、有功和無功功率可獨立調節等優點。
為了輸出額定頻率的電能，發電機轉子 的轉速通常需要達到1500r/min左右，因此風輪機需要通過增速齒輪箱與轉速較高的雙 饋異步發電機轉子相連接。隨著風電機組額定功率不斷上升，風輪槳葉長度逐漸增加而 轉速降低，如大型海上風電機組的風輪轉速通常在5-25r/min，使得轉速比通常需要達 到100:1甚至更高，齒輪箱轉速比的增加，大大提升了大容量風電機組變速箱的設計和 制造難度，同時齒輪箱是風機傳動系統中易過載、損壞率較高的部件，直接影響風機系 統的可靠性。此外，雙饋機組是通過雙向變流器進行勵磁，需要定期對發電機進行清理 碳粉和灰塵、更換電刷等維護工作，在一定程度上降低了發電機組的可靠性，且隨著機 組容量的不斷增加，雙饋機組對齒輪箱技術、滑環、碳刷等技術的要求提升，使得雙饋 機組的總體優勢性有所降低。
永磁同步發電機是轉子采用永磁體勵磁的同步發電機，相比于雙饋式發電系統其結構更 加簡單。對于永磁直驅發電系統，風輪機與永磁同步發電機直接相連，省去增速齒輪箱； 轉子的轉速較低，但發電機的極對數很多，因此發電機體積較大；定子繞組通過定子側 和網側變換器連接至電網。對于永磁半直驅發電系統，與直驅發電系統的不同體現在風 輪機通過低變速比的齒輪箱與永磁同步發電機相連接，減少了永磁發電機的極對數，從 而降低發電機的體積重量。永磁直驅/半直驅發電機組具有通過永磁體勵磁，不會產生 勵磁損耗，提高了發電效率；不需要吸收電網無功率建立磁場，改善電網的功率因數； 采用全功率變流器，變換器容量與發電機額定容量相當，低電壓穿越能力較強；轉子無 滑環、電刷等結構，維護量降低等優點。
雙饋式異步發電機系統早期在性能、技術難度和成本上具有一定的比較優勢，因此發展 速度較快，現階段仍是我國主流風電機組類型之一，市場份額占比約為55%，在陸上風電 有著較為廣泛的應用。在風電機組大型化的趨勢下，高轉速比齒輪箱增加了雙饋機組的 設計及技術難度，疊加機組可靠性較低、維護次數較多等特點，其發展空間受到一定程 度的限制。相比于雙饋機組，直驅/半直驅機組具備發電效率較高、維護偏少等特點， 在風電機組大型化的趨勢下具備更加廣闊的發展空間。
近年異步雙饋機組基本退出大型海上風電，永磁直驅和半直驅成為最主要的傳動型式。 海上風能資源豐富，但海上風電的運輸吊裝難度較高、可達性較差、維護難度較高，因 此海上風電對于機組的可靠性、穩定性的需求更為強烈。目前海上風電已經進入10MW+ 時代，永磁直驅和半直驅基于其優勢能夠更好地適配機組大型化的發展趨勢，且機組的 可靠性相對較高，維護量較少，雖然不能有效降低運輸吊裝、維護的難度，但整體上更 加契合海上風電的需求。國內外主要風電整機廠商推出的大型海上風電機組基本均采取 永磁直驅或半直驅的傳動型式。
國外風電整機廠商的技術路線多由雙饋過渡到直驅/半直驅永磁機組，國內風電整機廠 商技術路線的區別度較高。分具體風電整機企業看，維斯塔斯、GE、運達股份、遠景能 源、電氣風電等企業涉及雙饋機組，技術發展情況均已較為成熟，其中運達股份和遠景 能源主要采用了異步雙饋技術路線。而維斯塔斯和GE早期將雙饋異步風電機組的技術路 線應用到海上風電場，單機容量小于4MW，后分別改為采取半直驅和直驅永磁風電機組 的技術路線發展海上風電。西門子歌美颯和金風科技主要采取永磁直驅技術發展陸上和 海上風電機組。明陽智能則主要采取永磁半直驅技術發展風電機組。
3.3、整機行業頭部效應明顯，有望迎來盈利拐點
風電整機市場集中度較高，整體市場集中度有進一步提高的趨勢。伴隨著2019年開始的 風電搶裝潮，以及國外廠商如維斯塔斯、GE等企業逐漸淡出我國風電裝機市場，我國風 電整機企業集中度不斷提升，前十大整機廠商的市占率在2019-2022年分別是92.2%、 91.5%、95.1%和98.59%。隨著第二、第三梯隊整機企業的規模不斷上升，頭部企業整體 市占率有所下降，2019-2022年風電整機行業CR3分別是62.6%、49.5%、47.4%和50.96%， 頭部廠商的集中度仍維持在較高水平。在海上風電領域，截止到2021年底，我國海上風 電總裝機量達到2535.1萬千瓦，占到整體風電裝機量的比例僅為7.89%，規模仍相對較 小，導致頭部整機廠商市占率的變動幅度較大。此外由于行業的進入壁壘較高，海上風 電整機廠商的數量相對較少，導致市場集中度相比于陸上風電更高，CR3在近三年維持 在70%以上。
陸上風機價格有望保持平穩，整機企業的毛利率2023年有望迎來拐點。我國陸上風電和 海上風電對大型化的需求均較為強烈，大型化的趨勢在降本方面效果明顯，風電項目中 標價格不斷下探。2023年1月最新開標的1GW海上風電招標項目中，10家整機廠商的平均 報價為2900元/kW，最低報價為2335元/kW，海上風機首次達到2400元/kW以下，海上風機 價格仍處在下降通道。2023年1月和2月陸上風機開標項目中，6MW以上的風機價格基本 穩定在1400-1800元/kW，與2022年三北地區1400-1700元/kW的報價情況基本一致，陸上 風電價格有望企穩。在風機價格不斷下探的趨勢下，2022年H1我國部分風電整機廠商的 毛利率出現小幅下降。2023年隨著下游陸上風電場的回報率企穩，陸上風機價格有望保 持平穩，疊加風電單機容量的不斷提升，我國風電整機企業的毛利率有望迎來拐點。
四、風電零部件行業概況
4.1、塔筒
塔筒是滿足風機運行的重要結構性部件。風機塔筒一般為采用鋼板卷制、焊接等形式組 成的柱體或者錐體結構，作為風電機組和基礎環間的連接構件，在風機中主要起支撐作 用，能夠承受上方機艙、輪轂、葉片等的重力荷載、風輪引起的振動載荷及環境風荷載， 是實現風電機組維護、輸變電等功能所需重要部件。塔筒的性能直接關系風機運行的安 全穩定性，塔筒發生故障需要停機檢修從而影響風機效率。目前流行的塔筒結構形式有 錐筒型鋼制塔筒、混凝土塔筒和鋼-混復合型塔筒。較為常見的鋼制塔筒為薄壁型變直 徑高聳結構，由多段筒節經法蘭螺栓連接而成，與基礎相連的底部筒節設有門洞，塔筒 內部設有爬梯、平臺等裝置。
大型化趨勢下，塔筒重量增加幅度遠遠大于高度增加幅度。隨著風電機組功率的增大， 需采用更大直徑的葉片，機組的輪轂高度將增加，進而帶動塔筒的高度也相應增加。隨 著高度的增加，為保持塔筒強度與剛度不變，需要額外增加塔筒的直徑和壁厚，使得塔 筒重量增加的幅度遠遠大于高度增加的幅度。
鋼混塔具有更高的發電效率，大型化趨勢下成本優勢突出。鋼混塔基于其純剛性，機頭 振幅較小，葉輪迎風的入流角更加穩定，因此風能的吸收效果更佳。在相同高度、機型 和風速下，鋼混塔的發電量相比于全鋼塔架提高約2.78%。此外，鋼混塔能夠適用更為復 雜的風況地區，且具備良好的防水性能。通過對比不同機組鋼塔和鋼混塔的成本構成， 葉輪直徑為140m時，鋼塔成本遠低于混塔成本；葉輪直徑為165m時，分片塔與混塔成本 基本一致（未考慮鋼混塔的拼接成本）；葉輪直徑為185m時混塔更具有經濟性。鋼混塔 在結構、發電效率、成本上的優勢使得其更加匹配機組大型化的趨勢。
塔筒產能集中分布在“三北”地區和沿海省市。受到運輸半徑以及碼頭港口等因素限制， 塔筒的產能多緊靠在陸上風電大基地和海上風電基地。截止到2022年H1天順風能的塔筒 產能合計約90萬噸/年，產能擴充集中在“三北”和中原地區。在海上風電方面，天順風 能正推進德國和射陽的海工基地，同時在江蘇、廣東/廣西及福建等地規劃塔筒工程規 劃。大金重工的設計產能達到100萬噸/年，其中海上風電蓬萊基地的產能達到50萬噸/ 年，同時在阜新、興安盟、尚義等地擁有陸上風電的產能。天能重工的產能布局在塔筒 廠商中最為分散，陸上風電基地共9個，海上風電基地共4個，總產能超83萬噸/年（含在 建項目）。泰勝風能在東臺、包頭、哈密擁有陸上風電基地，在上海、啟東兼具海上風 電產能。
4.2、鑄件
風電鑄件是專用于風機的高端鑄件，種類多樣，主要包括風力發電設備的底座、裝置葉 片的輪、齒輪箱、箱體、扭力臂、殼體、行星架、主框架、定動軸、主軸套等，需滿足 20年不更換的高可靠性要求。中國鑄造協會測算每MW風電整機大約需要20-25噸鑄件， 其中輪轂、底座、軸及軸承座、梁等合計約需15-18噸，齒輪箱部件約需5-7噸，約占風 電整機成本的10%。 風電球墨鑄鐵件要求高鐵素基體的球墨鑄鐵。
風力發電機鑄件要求很高的鐵素體球墨鑄 鐵件，其材質為高規格的球墨鑄鐵，應有良好的抗拉強度、伸長率和剛度，而且還要求 在-20℃，甚至-40℃夏氏V型缺口的沖擊韌度平均值≥10J。隨著風力發電設備大型化的 發展，要求形狀更為復雜的大型球墨鑄鐵件。因此相較于普通球墨鑄鐵件，要求具有在 低溫下的高沖擊強度、更高球化率和鐵素體體積分數、附鑄試塊要求以及構成部件必須 經過嚴格的超聲波探傷、磁粉探傷且不允許焊補修理。
行業集中度較低，日月股份在產能規模和布局上優勢明顯。風電鑄件作為高端鑄造件， 技術壁壘較高，建設產線所需的資金規模較大，且周期較長，這決定了風電鑄件產能具 備一定的稀缺性，因此行業的集中度相對較低。目前國內鑄件年產能超過15萬噸的企業 僅包括日月股份、永冠集團和吉鑫科技，其他未上市企業的產能規模較小。日月股份的 鑄件產能在國內排名前列，現有產能48萬噸，產能規模優勢明顯，且具有最大重量130噸 的大型球墨鑄鐵件鑄造能力。公司年產18萬噸海裝關鍵鑄件項目已在2022年初開始爬坡， 陸上風電和海上風電大型風電鑄件的布局已達成。此外，公司在建產能合計23.2萬噸， 分別位于浙江寧波和甘肅酒泉，目前已開工建設，在建產能投產后日月股份的產能規模 優勢將進一步擴大。
4.3、主軸
風電主軸是風機傳動系統的核心部件，大兆瓦主軸具有高溢價。與輪轂、齒輪箱、發電 機等共同構成了風機發電機組傳動系統，連接葉片輪轂和齒輪箱，承受輪轂處傳來的周 期性載荷與隨機載荷以及傳動鏈自身的扭轉振動等載荷,并將扭矩傳遞給齒輪箱,將軸 向推力和氣動彎矩傳遞到機艙和塔架，起到傳遞動能的作用。風電主軸作為風機中的主 要受力部件，長期服役在低溫等惡劣環境中，極易發生韌脆轉變，造成斷裂，從而引發 事故，且更換難度較大、成本較高，故主軸質量要求高，要求具備良好的調心性能、抗 振性能和運轉平穩性。
主軸支撐方式有“兩點式”、“三點式”、“一點式”和“內置 式”四種，其中兩點式較為典型。風電主軸的鑄造難度和成本隨著單機功率的提升而增 長，1.5MW主軸鍛件毛坯約10噸，3MW主軸鍛件毛坯達到約25噸；價格方面，小兆瓦主軸價格約5-20萬元，4-6MW主軸的價格約30萬元，6-8MW主軸的價格達到250-270萬元，由于 工藝難度的增加，大兆瓦級的主軸享有較高的溢價水平。
風電主軸分為鍛造主軸和鑄造主軸兩種。目前市場上的主軸以鍛造主軸為主，鍛造指利 用鍛壓機械對金屬坯料施加壓力，使其產生塑性變形以獲得具有一定機械性能、一定形 狀和尺寸鍛件的加工方法，其工藝流程包括鍛造、熱處理、機加工和涂裝幾大工藝流程。 鍛造能保證鍛件內部金屬纖維組織的連續性，使鍛件具有良好的力學性能與更長的使用 壽命，適用于受力要求高、條件惡劣的工作環境，但在鍛造過程中反復加熱鍛壓會伴隨 一定的材料損耗，使得鍛造法的生產效率和材料利用率與鑄造法相比較低。
鑄造指通過 熔煉金屬，制造鑄型，將熔融金屬澆入與零件形狀相適應的鑄造空腔中，待其冷卻凝固 后獲得一定形狀、尺寸、成分、組織和性能鑄件的成形方法。鑄造主軸的生產流程與鑄 件類似，包括工藝設計與模具制造、毛坯鑄造、機加工、表面處理。鑄造能夠使鑄件快 速一次成型，生產效率和材料利用率都較高，適合用于大型或者結構復雜的部件生產， 但其力學性能低于同材質的鍛件力學性能。
風電主軸行業行業準入門檻高，優質產能稀缺。風電主軸制造需經過長時間的技術研究、 經驗積累，且技術創新快，產品換代周期短，風電主軸定制化程度較高，產品規格、材 質等方面有特殊要求，在主軸廠商持續提供高質量產品情況下，下游客戶粘性高，同時 風電主軸生產過程需要巨大的資本投入和經驗豐富的技術人才，因此新進入者難以快速 發展和搶占市場。在風機大型化的趨勢下，大兆瓦風電主軸對鋼錠鍛壓、空心鍛造、熱 處理及機械加工等方面的要求更高，國內掌握大兆瓦主軸核心技術的企業數量不多。
金雷股份和通裕重工是國內兩家領先的風電主軸制造商，均可供應鍛造主軸和鑄造主軸。 金雷股份已全面掌握風電主軸生產各環節的核心技術，擁有全流程模鑄生產線和三條全 流程鍛件生產線，其主軸產品覆蓋1.5MW至8MW多種主流機型，與多家全球高端風電整機 制造商保持穩定的合作關系。通裕重工作為裝備制造領域的綜合加工平臺，已形成風電 鍛件（鍛造主軸）、風電鑄件（鑄造主軸、輪轂、軸承座等）和風電結構件三大產品系 列，公司具備適配大型產品的鑄造產能，已為部分客戶批量提供鑄造主軸。在風機大型 化的趨勢下，兩家公司基于產品質量和產能優勢有望占據更多大兆瓦主軸市場空間。
4.4、軸承
風機軸承是風機運行的關鍵部件，每臺風機需配備多套軸承。風機軸承是一個風機運轉 的最關鍵組成部分之一,連接機組中傳動、偏航和變槳等系統轉向，其主要功能是支撐 旋轉軸或其它運動體，引導轉動或移動運動并承受由軸或軸上零件傳遞而來的載荷，具 備良好的密封性能和潤滑性能、耐沖擊、長壽命和高可靠性，軸承結構、材料、制造潤 滑及密封都需要進行專門設計。
風機軸承主要包括主軸軸承、偏航、變槳軸承、增速器 和發電機軸承。主軸軸承主要用于支撐風機主軸，需要同時承擔風力載荷、主軸、增速 器的重力載荷；偏航、變槳軸承屬于特大型轉盤軸承，通常由套圈、滾動體、密封件、 保持架、隔離組成，內圈及外圈多數帶有傳動齒，利用與主機配套的小齒輪嚙合來傳遞 扭矩，主要用于準確適時地調整風機朝向和葉片槳距角，保證風機垂直迎風、輸出功率 穩定在安全高效的范圍內；由于風電機組主軸的轉速較低，需要增速器進行增速以達到 發電所需轉速，風電機組增速器是大傳動比的齒輪箱。每臺風力發電機組用偏航軸承1 套、變槳軸承3套、發電機軸承3套、主軸軸承2套，共計9套。
滑動軸承具備承載能力強和維護成本低的優勢，風機大型化趨勢下其滲透率有望提升。 傳統滾動軸承為點接觸或線接觸，滑動軸承為面接觸，單位尺寸或重量的情況下承載能 力更強；傳統軸承的維修需在機頭吊下塔筒的情況完成替換，而滑動軸承可以設計為分 塊式，靈活安裝降低維修難度和成本。2021年10月，金風科技采取新型軸系的樣機實現 并網，采用滑動軸承替代滾動軸承，實現了軸承載密度提升超過20%，運行可靠性提高， 維護成本降低超過60%。在風電機組大型化的趨勢下，滑動軸承有望基于其自身的優勢 在風電軸承中的滲透率逐步提高，特別是對于風力載荷更大的主軸軸承。
風機軸承整體國產化率較低。全球軸承市場70%以上的市場份額由八大海外廠商占據(瑞 典SKF、德國Schaeffler、日本NSK、日本NTN、日本NMB、日本NACHI、日本JTEKT、美國 TIMKEN)，高端軸承市場更是被上述企業所壟斷，國內軸承制造商約占全球市場份額的 20%，目前主要占據軸承行業的中低端市場。我國軸承行業對高端軸承的進口市場需求 較大，進口依賴程度較高。葉片、塔筒、齒輪箱等其他零部件國產化率皆已超過70%，而 風機軸承領域的國產化水平仍相對較低。
風電平價背景下，高端主軸軸承進口有望加速替代，新強聯等企業引領高端軸承國產化 進程。2021年在平價政策刺激下軸承行業處在加速進口替代的進程中，新強聯作為行業 龍頭，擁有大尺寸風電軸承的全套加工工藝，目前3MW主軸軸承實現了國內的大批量供 應，近年來增長勢頭較快。瓦軸、洛軸等企業也都開始了小批量供應。根據2021年北京 風能展上的相關介紹，瓦軸已具備風電全系列軸承的生產能力，十四五目標完全實現主 軸軸承、齒輪箱軸承、發電機軸承的國產化；天馬軸承在傳統的偏航變槳軸承之外，也 展覽了8MW主軸軸承、三排圓柱變槳軸承新產品。風機軸承屬于高附加值產品，新強聯作 為行業龍頭，近幾年軸承業務的毛利率穩定在30%以上，在風機大型化的趨勢下，看好業 內企業在大型軸承批量生產后利潤得到釋放。
4.5、葉片
葉片長度不斷提升促成風電機組大型化趨勢。葉片是風電機組轉換風能的關鍵部件，其 設計技術和發展狀況直接決定了風電機組的發電效率與成本。更大的風輪和更高的輪轂 高度可以使機組在較低風速的地區捕獲更多的風能，提升有效利用小時數，進而提高機 組的功率，風電機組大型化成為降低度電成本的有效途徑。根據CWEA的統計，我國新增 風電機組的平均風輪直徑從2010年的78米提升至2020年的136米，葉片大型化提升明顯。
碳纖維的應用是實現葉片輕量化的有效途徑。葉片的重量隨著長度的增加呈現幾何級增 長，進而推高整機重量，為確保風機系統安全穩定運行，葉片需具備更高的強度、剛度 等性能。葉片由增強纖維、樹脂基體、芯材等構成，其中增強纖維用于提高葉片的剛度， 現階段以玻璃纖維為主。與玻璃纖維相比，碳纖維的拉伸模量更高，具有更強的抗疲勞 性能，可延長葉片壽命，但密度低了30%-35%，碳纖維的應用能夠有效提升葉片性能的同 時降低葉片重量。碳纖維在葉片中的主要應用部位是主梁，與同級別的高模玻璃纖維主 梁葉片相比，可實現減重20%-30%。
目前風電碳纖維供應商集中在日本東麗、三菱、德國SGL等，未來幾年國內碳纖維廠商的 新增產能將超22萬噸/年，其中大絲束碳纖維的產能超12萬噸/年，碳纖維的供應能力將 明顯提升。此外，維斯塔斯在拉擠板主梁相關技術的專利保護在2022年7月19日到期，其 他企業開發碳纖維主梁葉片的限制消除，國內葉片廠商降碳纖維應用到葉片的規模有望 大幅增長，疊加碳纖維供應能力的提升，供需兩端同時提升的情況碳纖維價格有望下降， 使得碳纖維葉片的經濟性逐步凸顯。
葉片大型化、輕量化趨勢下，看好龍頭企業市占率進一步提升。時代新材是全球少數具 備聚氨酯葉片批量制造的企業，公司全力推進葉片大型化的研發工作，產品快速迭代， 公司自主研發的TMT110A海上葉片首次采用碳纖維拉擠板，可較大程度的降低葉片和整 機載荷，降低項目成本。公司聚氨酯葉片工藝日趨成熟，縮短了聚氨酯葉片成型周期。 在海上風電領域，公司的百米級海上葉型SR220、D225均實現了市場突破。中材科技擁有 90余款葉片產品，可適用多種不同運行環境，2022年迭代出90米級別型號產品，踐行葉 片大型化趨勢，公司現有12GW以上的葉片產能。在葉片大型化和輕量化的趨勢下，看好 葉片研發實力強勁的龍頭企業的市占率進一步提升。
4.6、海纜
海底電纜是陸地和島嶼以及海島之間電力傳輸不可或缺的核心部件，是用絕緣材料包裹 的敷設在海底的電纜，用于電信傳輸，包括海底電力電纜和海底通信電纜兩大類。海底 電力電纜主要用于在海洋中輸送交流或直流電流，傳輸電流電壓的類型取決于海洋輸電 線路的容量、長度及成本等，可用于連接智能電網，為島嶼、海洋平臺和海底觀測站等 供電，或將海洋發電裝置產生的電能輸送到陸上變電站等。海纜輸送系統是跨海聯網工 程建設的關鍵領域，在區域電網形成互聯中起到舉足輕重的作用。
大兆瓦、長距離傳輸電力需選取高電壓海纜，國內龍頭海纜企業均具備高電壓海纜交付 能力。海上風電的輸電方式取決于海上風電場的類型和風電場到電網連接點的距離。一 般情況下，高壓交流輸電受交流電纜充電電流影響，只適用于近海小規模風電場；高壓 直流輸電較為適用于電能遠距離輸送。目前國內主流交流海纜電壓等級為220kV，輸電 能力能夠達到18-35萬kW，受到技術與絕緣要求，大截面220kV和500kV海纜單回需鋪設 3-4根，對海纜的需求量大幅提升。對于超過60km的深水海上風電場，大多采用柔性直流 海纜輸電，對于裝機規模在50-100萬kW的項目，電壓等級選取±200kV-±320kV；對于裝 機規模大于100萬kW的項目，電壓等級選取±320kV-±800kV。國內海纜龍頭東方電纜、 中天科技、亨通光電均具備500kV交流海陸纜系統、±535kV直流海陸纜系統的交付能力。
漂浮式海上風電與動態電纜有望成為未來的主流。近年近海固定式風電平臺的開發趨于 飽和狀態，且近海空間資源有限，約80%的海上風能資源在60m以上水深的海域中，海上 風電的發展將從淺近海走向深遠海。水深增加，風力更強，固定式的支撐結構難度更大， 海上風機支撐結構形式需轉變為漂浮式支撐結構。同時，漂浮式海上風電在遠離海岸線 的水域安裝，便于消除視覺的影響，可降低噪聲、電磁波對環境的不利影響。因此漂浮 式海上風電平臺作為遠海風能的獲取系統，有望成為未來海上風電發展的主流。
動態海 聯系統分為靜態海纜端和動態海纜端。靜態海纜端敷設于海床，為常規海底電纜。動態 海纜系統的動態海纜端為浮式海上風電平臺的重要組成部分，由動態海纜及相關附件 (浮體單元、錨固終端以及防彎器等)組成，也是浮式風機與靜態海底電纜間的連接設備， 是該輸電系統的關鍵裝備。目前，國際上已有多條動態電纜項目投入運營，國內的動態 電纜項目處在科研或小規模示范階段。根據全球風能協會、探索浮動風能以及歐洲風電 等機構的預測，全球漂浮式風機數量將從2022年的50座提升至2030年的1500座。漂浮式 海上風電項目的建設將有效帶動對動態電纜的需求。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）
