风电行业的投资前景（风电行业深度报告）

（报告出品方/作者：安信证券）

1. 核心观点

首先，风电、光伏行业符合“能源转型”大的时代背景。不同时代背景下孕育不同的投资机 会，从行业大方向来看，我们看好以风电、光伏为代表的清洁能源，在双碳目标为指引的背 景下，向主流能源地位转变的趋势。2021 年，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到 11%左右，该指标未来将逐年提高，意味着未来全社会用电来源里，风、光占比仍有很大提 升空间。

目前社会运行中消耗的能源分为两大类：一是以煤炭、石油天然气为代表的的石化能源；二 是以风能、光能、核能和生物质能源为代表的非化石能源。根据国家能源局和金风科技年报 中对政策的梳理，2020 年，非化石能源在我国一次能源消费中的占比预计为 15.4%，2025 年， 非化石能源消费占比目标是 20%，国务院关于印发《2030 年前碳达峰行动方案的通知》，提 出 2030 年非化石能源消费比重达到 25%左右。在政策目标导向下，我国将大力发展新能源， 全面推进风电、太阳能发电大规模开发，加快建设风电和光伏发电基地。在这样的能源转型 大浪潮下，会涌现出一批抓住时代机遇的，优秀的制造业龙头企业。

其次，对比风电、光伏行业，我们认为：风机通过大型化方式降本，相较于光伏产业其创新 速度不算极快，但制造端技术诀窍（know-how）的延续性更强，业态及格局相对稳定。风机 依靠大型化增加捕风效率同时摊低单 MW 生产成本，相比于光伏众多颠覆性技术更替带来格 局重塑，风机大型化的创新过程则更多是“渐进式”的改良。以光伏电池片厂商为例看竞争 格局，2011-2020 年行业龙头几经易主，格局颠覆性强。而从风电主机厂份额排名来看，金风 科技自 2011-2020 连续 10 年蝉联龙头，前三大主机厂金风科技、远景能源、明阳智能格局 2016-2020 亦连续 5 年维持相对稳定，产业链相关部分标的或能看长。

最后，大型化趋势与主机厂价格竞争双重因素影响下带来全产业链产值通缩，投资机会在全 产业链降本赛跑中孕育而生。本篇聚焦风电行业，通过梳理我国风电产业发展历程，我们认 为，行业经过十多年的发展，从发展驱动力来看，目前阶段已经由政策驱动转变为以市场需 求驱动。在全新发展阶段，降本作为能源装备核心关注点，决定了新能源产业发展节奏。对 风电来说，风机大型化有利于形成“大型化—降本—放量—大型化”的良性循环。 从装机量数据看， 2021 年陆风新增吊装 41.6GW，预计 2025 年新增 60GW（“十四五”年均 新增 65GW，处于 60-70GW 区间，我们假设 2025 年位于区间上限，并减去海风 10GW 装机）， 对应 4MW 机型 2021 年招标均价 2500 元/kw，预计 8MW 机型 2025 年招标均价1400 元/kw（不 高于 1500 元/kw），主机环节产值从 2021 年 1040 亿降低到 2025 年 840 亿，CAGR 为-5.2%。 单 MW 主机厂与零部件产值均出现“通缩”，背后的实质是电站运营方、主机厂、零部件厂 商之间向下倒逼进行降本赛跑，不同降本阶段受益环节或将不同。

当前市场对于风电行业主要关心两点：一、对装机量的判断；二、成本上行后，对产业链各 环节盈利能力的影响。我们认为：

（1）“碳达峰”目标有望提前完成，我们预计“十四五”平价时代年均新增装机有望达到约 65GW（并网口径下推算）。2021 年 10 月，国务院《2030 年前碳达峰行动方案》提出 2030 年 风光累计并网 1200GW 目标，根据当前公开的各省规划，该目标大概率提前完成。2020 年末， 全国累计风光并网规模 535.2GW，距目标缺口约 664.8GW；根据已明确的 16 省“十四五” 新能源规划累计并网将达到 701.7GW，按 2020 年末 16 省风光合计并网装机规模占全国比重 59.3%计算，预估 2025 年全国风光累计并网规模将达到 1183.1GW，其中新增约 648GW。按 新能源新增装机中风电占比 50%进行粗略估计，十四五期间风电新增并网约 324GW，年均新 增约 65GW。对比 2010-2015 年和 2016-2020 年两个时间段，年均新增装机分别为 20、29GW， 平价时代年均新增装机显著提升。

（2）原材料成本上行对产业链盈利能力的影响出现分化。通过对比 2020-2021 年分季度钢材 价格指数和风电产业链毛利率表现，我们认为，塔筒、铸锻件与钢价变动相关性较高，且毛 利率变化有一定延后性。整机厂方面：影响整机厂毛利率的因素较多：①价格端受市场竞争 影响，整机厂战略选择分化，价格战发起者压低毛利抢占份额，同样有厂商放弃低价订单； ②成本端由品类繁多的零部件决定，2021 年抢装潮后，零部件溢价降低，整机厂供应链成本 压力释放；③出货结构优化：陆风、海风交付高峰错期，2021 年高毛利海风设备出货占比提 升；④大型化技术升级推动设计优化降本。因此，其毛利率同钢材价格反向变动的季度虽然 较多，但相关性有限。零部件方面：轴承、齿轮箱、塔筒、铸锻件钢材占比极高（以新强联 为例，其主要原材料为钢锭，原材料在轴承和锻件业务成本占比分别为 64%、82%），但塔筒、 铸锻件这类以成本定价的环节同钢价变动相关性更高，主要系产品价格一年一议，往往在年 初确定，不能较好的锚定钢材价格；延后性则是考虑到原材料库存，塔筒、铸锻件不同企业 库存周转天数存在一定差异，基本处于 60-150 天区间（2-5 个月）。

2. 政策导向转为市场导向，新增装机有望迈入稳增长阶段

过去 20 年，我国风电产业相关政策发生了由支持到限制，到电价补贴调控，再到市场化导 向下引导鼓励为主的明显变化。结合我国风电新增吊装规模的周期性波动，复盘我国风电产 业发展历史，可大致分为以下四个阶段：

（1）快速发展期（2004-2010 年）：该阶段我国风电产业凭借探索期的技术积累完成了从 1 到 10 的高速发展。国家不断出台一系列鼓励风电开发的政策和法律法规，包括 2005 年颁布的 《可再生能源法》和 2007 年实施的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，以解决 风电产业发展中存在的障碍，迅速提升风电的开发规模。2004-2010 年，国内风电年新增吊装 由 0.2GW 增长到 18.9GW，累计装机规模由 0.7GW 增长到 44.7GW，复合增速分别达到 114%、 98%。

（2）行业调整期（2011 年-2013 年）：由于风电“波动性”、“间歇性”的特征及风电场与 电网建设不同步，我国出现明显的弃风限电现象，根据国家能源局信息，2011-2013 年，全国 弃风率分别达到 16%、17%、11%，限电量分别为 100、208、162 亿 Kw/h，同时监管端对项 目的审批也在逐步收紧，综合导致装机量进入低谷期。

（3）标杆电价引导期（2014-2020 年）：受政策和标杆电价影响，风电新增装机规模波动明显。①2014 年：在大气污染防治工作要求下，风电消纳得到更多支持，当年弃风率 8%，达近年 来最低值，新增装机规模达 23.2GW，创历史新高；②2015 年：自实行固定电价政策后，国 家发改委首次下调风电标杆上网电价（标杆上网电价=标杆电价 绿电补贴），已核准的风电 项目为实现次年投运，在当年进行抢装，新增吊装、并网同比增速分别达到 33%、66%；③ 2016 年：能源局建立“风电预警监测制度”，将风能平均利用小时数低于地区设定的最低保 障性收购小时数的新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江、内蒙古共 6 个省份列入红色预警，严 格限制新增装机量；④2018 年：弃风率连续三年下降回归至 10%以下，风电收益率回升，新 核准的风电推行竞价，各地方及风电开发企业加快了核准与开工进度，进一步刺激行业需求； ⑤2020 年：陆上风机（2018 年底前核准）补贴进入最后窗口期，引发抢装，新增吊装、并网 同比增速分别达到 103%、178%。

（4）平价上网期（2021 年至今）：2021 年，我国陆上风电正式进入平价时代，海上风电为国 家补贴最后一年，根据彭博新能源数据，我国新增吊装 55.8GW，同比增长 2.5%，其中陆风、 海风分别为 41.6、14.2GW，抢装潮后仍实现正增长，维持较高装机水平。未来，“双碳”目 标指引行业发展的大方向，风电产业迈入以降本为手段，需求为导向的市场化发展阶段，预 计新增装机规模将保持稳定。

总结来看：2021 年，我国陆上风电实现平价上网，海上风电也在 2022 年正式进入平价时代， 而在此之前，我国风电新增装机量伴随政策调整呈现一定周期性特征，2015、2020 年行业高 点是由于退补引起的两次“抢装潮”，2012、2017 年行业谷底则是由于严峻的弃风限电现象 导致政策限制新增项目上马。我们判断：在平价时代，我国风电产业发展核心驱动力由政策 导向转为市场竞争导向，预计未来风电年新增装机量有望保持稳定增长。

平价时代，新能源发电行业以市场化竞争为导向，其发展节奏取决于三个因素：经济性、可 控性、外部性。

（1）经济性（即电站友好）：平价时代，无论是风电、光伏、水电、核电还是火电，其供电 侧（上网端）和用电侧（用户端）价格都是平等的。因而对于电站投资方来说，投资回报水 平是其首要考量的目标，即降低电站投资的 LCOE（平准化度电成本），或者说提高电站投资 的 IRR，因此投资光伏、风电等新能源产业链通常需要关注其各产业环节的降本进程，各产业环节乃至更细微的不同技术路径的投资机会，往往在“降本赛跑”中孕育而生。以风电为 例，其降本路径有大型化技术降本、规模效应、供应链降本。

（2）可控性（即电网友好）：新能源电力发展面临较为严重的电网消纳问题（如“弃风率”、 “弃光率”提升），电网消纳问题的产生的主要原因：①新能源发电多具有“随机性”、“波 动性”、“间歇性”等特征，对电力的稳定供应产生冲击；②发电高峰时段与用电高峰时段 可能不同步；③电站建设与输变电系统等电网配套设施建设节奏往往不同步，且新能源电力 行业前期受政策影响常常出现“抢装潮”，进一步加剧了电网消纳的矛盾。未来随着新能源 大规模、高比例并网的持续推进，势必要强化配套、加配储能等手段削峰填谷进行调节，孕 育新能板块性投资机会。

（3）外部性（即环境友好）：相比于火电高污染带来明显的负外部性，光伏、风电等新能源 发展更多地带来积极的正外部性，或成为各地方持续推动能源转型的重要考量。我国部分地 区打造的特色的“风电小镇”成为当地特色的旅游风景线，光伏“板上发电、板下种植”模 式下治沙改土，均是电站运营带来直接经济效益以外额外性收益的体现。我们认为未来新能 源电力行业将朝“新能源发电 生态农业 生态旅游 产业扶贫”及更多“新能源 ”领域跨 界融合，未来或产生全新的业态与投资机会。

3. 双碳目标确定风电行业高天花板，风机大型化带来降本良性循环有望加快产业步伐

3.1. 需求驱动力分析：新增与更新需求叠加，四重催化有望推动风电新增装机超 预期

市场化竞争驱动新增装机稳增长背景下，我们判断“十四五”期间风电新增装机有望超预期。 《风能北京宣言》提出在十四五期间需保证风电年均新增装机 50GW，我们认为该预期偏保 守，主要考虑了以下四方面催化：新增需求方面：①大型化加速演进，降本与大型化的良性 循环支持新增装机规模稳定增长；②地方补贴支持下海风的快速发展；③消纳体系逐步完善 背景下，风光大基地的有序推进以及风电下乡行动带来的规划外增量；更新需求方面：老旧 风场进入更新替换期，“十四五”期间更新需求超过 20GW，“扩容更新”下有望带动装机规 模进一步提高。

从当前政策角度来看，主要以鼓励支持为主，发电侧主流开发商积极响应中央新能源发展目 标。3 月 29 日，国家能源局最新发布的《2022 年能源工作指导意见》系统性地提出：①加大 力度规划建设以大型风光基地为基础的新能源供给消纳体系，健全可再生能源电力消纳保障 机制；②稳妥推动海上风电基地建设；③因地制宜组织开展“千乡万村驭风行动”。同时各 大能源集团积极响应中央“十四五末期可再生能源发电装机占比将超过 50%”要求，“十四 五”期间将加速补齐新能源装机占比缺口。

3.2. 催化剂一：大型化趋势加速，有望形成全产业链降本良性循环

3.2.1. 大型化是风电产业降本核心手段

电站端降本平价的最终落脚点在于 LCOE（平准化度电成本），其有三个核心变量：初始投 资、运维成本、发电量。根据《大型风电项目平准化成本模型研究》，风电 LCOE 是指项目 总成本的最小现值与总净发电量年值之比，其中项目总成本包括初始投资、运维成本、融资 成本以及税费，贴现率 r 根据加权资本成本计算，为全投资 IRR。

①初始投资：风机机组成本在其中的占比最高。主要包括风机、电气、通讯等设备的采购安 装、工程施工、土地占用、其他管理、利息等费用。初始投资在风电项目全生命周期总成本 中占比较高，根据《大型风电项目平准化成本模型研究》，某陆上风电场的初始投资在总成 本中的比重约为 70%。其中，又以风机机组价格为核心影响因素，综合远景、金风等头部主 机厂近年招投标项目推算，风机机组占陆上风场初始投资比重约 50%。

②运维成本：主要包括运行成本、维护成本、报废成本三部分。根据《中国可再生能源发展 路线图 2050》，运维成本在总成本中的比重约为 15%-25%。

③发电量：在额定功率一定的条件下，衡量发电量的直观指标为风电利用小时数。根据国家 能源局，2020 年，全国风电平均利用小时数为 2097 小时，相较 2014 年提升 204 小时。2020 年 10 月，能源局等三部委联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》， 确定风电全生命周期（20 年）利用小时数，其中陆风Ⅰ类和海风年均合理利用小时数分别为 2400，2600 小时。结合政策要求，未来新增风电等效利用小时数将持续提高，除受到消纳影 响外，其他客观影响因素包括地理位臵（风资源条件）、气候变化（大、小风年）、开发设计 （点位布局、减小尾流）、技术进步（利用效率）等。

从 LCOE 计算公式来看，要降低 LCOE（平准化度电成本），要么降低分子（初始投资 运维 成本 融资成本 税），要么增大分母（即提高净发电量），而风机大型化满足发电侧降本要求， 是产业降本核心手段：针对设备成本、非设备成本、发电量三方面。

（1）降低设备成本：风机招标单价持续降低，系大型化摊薄风机单位容量成本，其背后离 不开产业链联合降本。根据金风科技官网，横向比较来看：2020 年，2.5、3、4MW 风机平均 招标价格分别为 3604、3460、3360 元/kw，随着单机容量提升，单位价格降低，大型化有利 于摊薄成本；纵向比较来看：2021 年，3、4MW 风机平均招标价格进一步降至 2671、2525 元 /kw，分别同比下降 23%、25%，同机型招标单价降低的核心在于整机造价降低，一方面得益 于供应链降本和整机厂的规模化效应；另一方面，也应考虑到供需关系影响，例如：抢装行 情、整机厂价格战等。根据 2022 年一季度公开招标信息，部分陆风项目 5MW 及以上机型报 价基本处于 2000 元/kw 水平以下，最低已达 1500 元/kw； （2）降低非设备成本：大型风机可摊薄非设备成本，具体体现在：在相同装机规模下，大 型化风机台数减少，对应的土地、建设、运维成本减少，从风场建设角度看，根据《平价时 代风电项目投资特点与趋势》一文中得测算，4MW 风机的土地、基础、安装所需单位成本 较 3MW 级别，分别下降 15.2%、14.7%、13.8%。

（3）提高年发电量：大型化风机对应高塔筒和长叶片，有利于提高资源利用率，根据《平 价时代风电项目投资特点与趋势》一文，以 3MW 机组为例，若叶片加长 5m，扫风面积可增 加 0.81m²/kW，年利用小时数可提升 208 小时，在切变为 0.13 的情况下，3MW 机组的塔筒每 增高 5m，年利用小时数可提升 26 小时。（报告来源：未来智库）

3.2.2. 风机大型化势不可挡

大兆瓦机型替代势头强劲，陆上新增装机逐步向 3MW 以上切换。①根据 CWEA 数据， 2011-2020 年，容量小于 2.5MW 机型占比从 95%下降至 11%，2.5MW 机型从 1%上升到 51%， 3MW 机型从 4%上升到 38%，小兆瓦机型被逐渐替代。②2017 年以来，2.5MW 机型从 26% 上升至 51%，CAGR 为 25.18%；3MW 机型从 8%上升至 38%，CAGR 为 67.95%，显示出目 前容量更大的 3MW 机型相对 2.5MW 机型增长性更好、替代势头更强。 新增吊装风机平均容量稳步增长，风机大型化趋势明显。2020 年，国内新增吊装风机平均容 量已达 2.67MW；自 1991 年 0.19MW 起算，新增吊装平均容量 CAGR 为 9.54%、累计吊装平 均容量 CAGR 为 9.63%；预计 2021 年新增吊装风机平均容量约 2.92MW、累计平均容量约 2.05MW，大型化趋势明显。

大兆瓦机型加速迭代。以金风科技为例，2005 年，金风 750kW 机型开始销售；2007 年，1.5MW 机型正式开售，并于 2009 年占据 78%销售容量，成为主力机型；2010 年，覆盖 2-3MW 的 2S 平台机型开售，开始了对 1.5MW 机型的逐渐替代；2015 年，覆盖 3.6-4.8MW 的 3S/4S 平台机 型开始销售。从 750kW 占据主流到 1.5MW、3MW 级机型成为主力，市场用了近 8 年时间。 2021 年，原本销量增速缓慢的 3S/4S 平台（陆上）以及 6S/8S 平台（海上）大兆瓦机型销售 迅速增长，同比增速分别达到 210%、305%，分别占据了销售容量的 41.6%、18.3%，成为主 力机型。目前，金风已基于 3S/4S 平台成熟技术推出涵盖陆上 5.2-6.0MW 的 5S 平台，有望迅 速对目前的 3S/4S 平台进行替代。大兆瓦机型加速迭代，有望形成“大型化—降本—放量—大型化”的良性循环。

3.3. 催化剂二：地补有望接力国补，海风设备市场规模有望持续扩大

2021 年，抢装行情推动海风装机规模高增。根据 CWEA 数据，截至 2020 年底，我国海风累 计装机规模达 10.87GW，10 年 CAGR 达 53%。2021 年，我国海上风电呈现锁定政策电价情 境下的“抢装”行情，根据国家能源局，全国海风新增并网规模达 16.9GW；根据彭博新能 源，我国新增吊装规模约 14.2GW，占全球比重 84%，同比增长 273%，由于受装备数量有限 （吊装船数量少）、施工窗口期集中等因素限制，我们认为海风吊装规模并未完全释放。

受 2021 年抢装影响，预计 2022 年海风新增吊装规模将有所下滑，但“十四五”期间海风风 机市场规模仍有望保持快速增长。2021 年海上风电“抢装潮”主要消化了 2019-2020 年已核 准、招标的未开工项目，电站开发商在抢装期专注于完成吊装、并网任务，因此 2021 年海风 新增招标仅 2.8GW，是导致 2022 年新增装机受限的主要因素。但由于大部分沿海省份“十 四五”规划均对海风有积极布局，我们预计在海风降本和地方补贴的共同驱动下，2022 年开 始，海风招标规模将逐步回升。根据运达 2021 年年报，预计 2022 年-2025 年我国平价海风阶 段风机市场规模将从 192 亿元增长到 432 亿元，复合增速为 31%，未来 4 年海风风机设备市 场规模增速侧面验证海风招标、吊装规模具备一定增长弹性。

我们对于海风装机保持乐观预期，一方面系地方政府陆续出台支持性政策，另一方面，海上 风机招标价格显著降低，带动产业链降本。

（1）地方补贴仍将继续维持海风发电经济效益。由于建设条件不同，海上风场造价存在差 异，但根据资产信息网数据，海风单位造价正从 1.4-1.8 万元/kw 区间趋近于 1-1.4 万元/kw。 根据中电建，在当前成本条件和技术水平下，仅有福建、广东、海南符合平价标准，山东、 江苏、浙江等地 LCOE 和电价间仍有小于 5 分钱的差距。沿海省份陆风资源有限，土地资源 紧张，发展海风是新能源装机扩张的重要途径。因此海风平价初期，地方性补贴是支撑产业 可持续发展的必要手段。广东已出台相关政策补贴至 2025 年，山东则对 2022—2024 年建成 并网的海风项目予以补贴，目前海风招标仍在持续，2021 年下半年中国海装连续中标浙江省 海风项目，我们预计未来浙江省等地补贴跟进的确定性较强。

（2）海风已核准存量项目多，地方政策倒逼开工并网。2018 年以来，为应对政策补贴退坡， 业主倾向提前进行项目核准，2020 年底海风累计装机仅 10.87GW，估计业主大量在手项目仍 未开工，主要系对平价预期下风场经济性的担忧。在能源双控政策红线下，各省均需大力发展新能源产业，江苏已出台海风竞争性配臵相关政策敦促开工，要求项目申报需要明确开工、 建成、并网时间，已核准项目在 12 个月内必须开工建设，2 年内完成并网，否则降低收购电 价。

（3）风机招标价格持续下降，但海风降本仍需产业链配合。近期，中广核 280MW、华润 400MW 海风项目投标均价在 4500 元/kW 左右，中标的中海海装报价分别为 3830、4061 元/kW，较 2020 年海上风机招标均价 7095 元/kW，下降幅度超过 30%，根据中国海装测算，项目整体造 价约在 1 万/kW 以上。从降本角度看：①大型化切换推动单价快速下降。根据远景能源，风 机设备成本占海风项目总投资比重约 40%，海风机组的大型化切换推动单价快速下降， 2018-2019 主流交付机型 4MW，2020-2021 主流交付机型 5MW，招标机型已经达到 7-8MW， 未来将逐步形成 7、9、12MW 平台梯次序列；②降本仍需产业链配套协同。除整机制造商外， 产业链各环节需共同努力，包括设计优化、建设施工效率提升、增加吊装设备供应、海缆制 造降本、实时监理、智能运维等，最终实现项目造价整体降低。

远海风电发展潜力大，全球首台漂浮式海风机组已成功在广东海域吊装。深海（水深＞50m） 风电可开发区域远大于近海（水深＜50m），且应用大 MW 级漂浮式技术趋势明显，根据世界 银行集团发布的数据显示，我国 200 公里以内，水深 1000m 以内水域的海上风电技术性开发 潜力为 2982GW，其中固定式 1400GW、漂浮式 1582GW。漂浮式机组主要通过锚索或缆绳将 塔筒与海底相连，使机组可在相对固定的区域内自由移动, 包括驳船式、半潜式、单柱式和 张力腿式 4 种类型，主要优势在于：①离海岸远,风能更丰富；②漂浮式风机便于运输,出现故 障便于回厂维修；③采用锚链固定的漂浮体,可反复利用；④为近海海水较深的地区风电开发 提供解决方案。根据美国国家可再生能源实验室（NREL）的成本估算表明，漂浮式项目成 本可能会比固定式成本下降的速度更快，一方面，漂浮式技术预计可节约 15%塔筒基础建设 成本，对冲海缆成本的提升，另一方面，目前主流主机厂均有 14MW 级以上的技术储备加速 大型化应用，预计漂浮式海风商业化将加速到来。

3.4. 催化剂三：消纳体系持续完善，大基地建设与风电下乡贡献规划外增量

十四五期间，预计风电消纳问题将得到妥善解决，为装机规模超预期打好基础。从政策端来 看，2021 年 5 月，国家能源局发布“保障性并网”政策；10 月再发文推动新能源发电项目“能 并尽并、多发满发”；12 月，第二批大基地申报通知明确，并网利用率低于 95%的项目由省 级能源主管部门按承诺利用率保障消纳，展现对消纳问题的重视。① 陆上风电核心矛盾在 于风资源优质区域与用电地域的空间关系。十四五期间规划新增 15 条特高压线路，仅国家 电网就被核准开工 10 交 10 直线路，特高压总投资 3002 亿元；2025 年前，8 大输电通道建设 完工，解决大基地电力输送问题。 ②海上风电可直接消纳，主要系沿海经济发达省份均为 用电大省，部分省份外购电力占全省用电量比重超过30%，沿海各省积极参与海风建设规划， 优化本省电力结构，力争实现自给自足。

十四五规划提出建设九大集风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地以及五大海上风电基地，一、二批合计申报规模超过 550GW。2021 年 11 月，首批大基地项目清单下发，涉及 19 个省份，总规模 97.05GW，2021 年底已经开工约 75GW，其余项目将在 2022 年一季度开工； 2021 年 12 月，第二期大基地项目开始申报，目前规划已经基本完成，总规模超过 450GW， 将在十四五、十五五期间落地。本着坚持集约整装开发的原则，规定项目单体规模不低于 1GW， 同时要求已核准（备案）且能够在 2022 年开工建设，原则上能在 2023 年内建成并网。 “千乡万村驭风计划”定调风电下乡，蓝海空间大有可为。2021 年 10 月，由 118 个城市与 600 多家风电企业共同发起的风电伙伴行动方案落地，该方案提出：力争 2021 年底前启动首 批 10 个县市 5GW 示范项目；十四五期间在全国 100 县优选 5000 个村安装 1 万台风机，惠及 300 万以上农村人口，总规模将达 50GW。

3.5. 催化剂四：老旧风场改造政策激活存量市场，预计“十四五”改造需求约 20GW

国家政策鼓励，地方试点响应。目前我国大量风电场运行时间已达 10-15 年，老旧机组普遍 存在发电能力差、故障率高、安全隐患多等问题。2021 年 2 月 26 日，国家能源局发布文件， 启动老旧风电项目技改升级，重点针对 1.5MW 及以下风机机组；8 月 30 日，宁夏发布试点 政策，提出“等容更新”和“扩容更新”两种模式。以往限制老旧风场改造的因素：第一， 改造更新项目的补贴标准不明确；第二，项目审批流程不明确。从宁夏政策来看，痛点均得 到解决：①“等容更新”项目补贴延续：严格按照《财政部 发展改革委 国家能源局关于＜ 关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见＞有关事项的补充通知》有关要求，延续 原项目电价补贴政策执行到期。②保障措施到位：简化“等容更新”项目流程、规范增容风 电项目管理、项目其他要素办理、延续电价补贴、推动多元创新、加大配套支持、建立循环 机制等。

宁夏老旧风机改造试点目标在“十四五”期间实现容量翻倍，有望对其他省市起到带头作用。 宁夏试点通知提到，到 2025 年，力争实现老旧风电场更新规模 200 万千瓦以上、增容规模 200 万千瓦以上，充分释放存量项目资源潜力，要求更新及增容风电场单机容量达到 3.0 兆瓦 及以上，年等效利用小时数达到 2000 小时以上，总投资达到 260 亿元以上。2021 年 10 月， 第一个“等容更新”项目（宁夏华电宁东一、二期）已经落地，68 台 1.5MW 设备改为 25 台 4- 4.5MW 设备，规模保持 102MW。截至 2020 年底，宁夏累计风电装机规模约 13.8GW，占 全国风电装机比重约 5%，在全国各省排名第 8 位。预计三北及华中区域是老旧风场改造重 点区域，如内蒙、新疆、河北、山西、山东等。

综合考虑累计装机、机型占比和运行时间，我国老旧风场潜在替换空间接近 100GW，改造需 求较为迫切的存量空间约 60GW。根据 CWEA，2020 年底，全国风电累计装机 291GW；其中 潜在具有改造升级需求的存量风场包括 1.5MW 及以下风机机组，二者分别装机占比约为 30.0%、3.9%，累计装机量分别约为 87.3、11.3GW，合计约为 98.6GW（1.5-1.9MW 区间，绝 大部分为 1.5MW 机组，估计 1.5MW 占总装机比重 30%）。我们认为，运行超过 10 年的风机 都具备等容/扩容的更新需求，根据 CWEA，2011 年，我国新增装机平均单机容量 1.53MW（超 过 1.5MW），意味着大部分 1.5MW 及以下风机机组于 2010 年以前装机，运行时间超过 10 年。 从历史累计装机数据来看，运行超过 15 年（截至 2006 年）的装机规模约 2.5GW，运行超过 10 年（截至 2011 年）的装机规模约 62.4GW。

“扩容更新”有望推动存量改造市场超预期。根据国家发改委能源研究中心（ERI）统计， 预计“十四五”期间累计退役装机容量超过 1.2GW，1.5MW 及以下老旧风机改造需求超过 20GW，“十五五”期间风电机组退役、改造需求将达到 40GW。若将 1.5MW 及以下风机（平 均单机容量为 1MW）全部臵换成 4MW 以上大功率机型，则等容更新需求 60GW，扩容更新 需求最大将达到 240GW，意味着最大可增加 4 倍风电场装机容量。 备注：2006-2011 年，累计装机平均单机容量由 0.77MW 提升到 1.31MW，推断运行 10-15 年 的风场平均单机容量约 1MW；

3.6. 未来装机量判断：预计 2022 是吊装大年，“碳达峰”目标大概率提前完成

从招标规模来看，我们判断 2022 年是国内风电吊装大年。①2021 年陆风招标创历年新高： 根据金风科技官网，2021 年，全国风电公开招标规模 54.2GW，在海风招标仅 2.8GW 背景下， 陆风招标达到 51.4GW，超过此前历史招标规模最大的 2019 年（2020 年要抢装并网，因此 2019 年集中招标，招标规模 49.6GW）。考虑到交付、建设周期（从招标到吊装完成大概经历 7-10 个月，交付 6-8 个月，施工 1-2 个月，金风、明阳、运达营业周期基本处于 200-250 天区间）， 2021 年Q2-Q3 全国风电公开招标规模为39.9GW，则预计在2022 年进行吊装的规模接近40GW。 ②2022 年招标量有望进一步提升：一方面社会总用电量不断增加、新能源占比不断提升的背 景下，五大四小等主力电力企业积极布局新能源，公开市场招标规模有望保持正增长；另一 方面，平价时代风电 LCOE 稳步下降，发电侧投资回报水平稳定，我们预计将吸引越来越多 的民营资本投资（非公开市场招标）。设备招标意味着项目前期准备工作完成，在施工建设 阶段，招标完成后即进入边交付边吊装阶段，因此综合考虑公开市场与非公开市场招标，2022 年新增吊装规模有望保持正增长。

“碳达峰”目标有望提前完成，我们预计“十四五”平价时代年均新增装机有望达到 65GW （并网口径下推算）。2021 年 10 月，国务院《2030 年前碳达峰行动方案》提出 2030 年风光 累计并网 1200GW 目标，根据当前公开的各省规划，该目标大概率提前完成。2020 年末，全 国累计风光并网规模 535.2GW，距目标缺口约 664.8GW；根据已明确的 16 省“十四五”新 能源规划累计并网将达到 701.7GW，按 2020 年末16 省风光合计并网装机规模占全国比重59.3% 计算，预估 2025 年全国风光累计并网规模将达到 1183.1GW，其中新增约 648GW。按新能源 新增装机中风电占比 50%进行粗略估计，十四五期间风电新增并网约 324GW，年均新增约 65GW。 对比 2010-2015 年和 2016-2020 年两个时间段，年均新增装机分别为 20、29GW，平 价时代年均新增装机显著提升。

4. 零部件：大型化未必降低零部件需求量，把握结构性投资机会

大型化降本导致风电设备产值通缩，而零部件端进行有侧重的降本，具备一定抗通缩属性。 以陆风为例，2021 年，陆风新增吊装装机量 41.6GW，预计 2025 年新增 60GW（“十四五”年 均新增 65GW，处于 60-70GW 区间，我们假设 2025 年处于区间上限，并减去海风 10GW 装 机），对应 4MW 机型 2021 年招标均价 2500 元/kw，预计 8MW 机型 2025 年招标均价 1400 元 /kw（不高于 1500 元/kw），则 2021 年、2025 年对应陆上风机产值分别为 1040 亿、840 亿元， 复合增速为-5.2%。在产值通缩背景下，零部件不一定会等比例通缩，而是有侧重的降本，我 们认为其抗通缩属性来自：①技术升级：价值量占比相对提升；②国产替代：持续成长能力 相对较强；③价格刚性：由格局稳定、产能瓶颈、单独议价等特征带来；④专精特新：产业 新增的配套型产品。

4.1. 风机零部件种类众多，技术难度、商业属性、市场格局各不相同

风力发电机组是一个由大量关键零部件紧密结合而成的大型机械系统，按照各部分作用可被 分为三大子系统：风轮系统、传动及发电系统、支撑系统。以常见的变桨距双馈风电机组为 例，风轮系统包括了叶片、变桨系统及轮毂；传动及发电系统包括了主轴系统、增速系统、 制动系统及发电系统；支撑系统包括了偏航系统以及塔架；此外，还有机舱罩、升降机、监 控传感器、海缆等配套部件。从价值量占比来看，风电机组中各零部件成本占比最高的是叶片（23.5%），其次是塔筒（18.8%）、齿轮箱（16.0%）、发电机（6.3%）、轮毂（含变桨系统， 6.3%）、主轴（3.5%）等；从竞争要素来讲，主要有两大维度，分别为技术水平和产能布局， 叶片、齿轮箱、轴承等部件更看重供应商技术水平，塔筒、铸锻件等部件更考验供应商产能 布局。

4.1.1. 以技术水平为核心竞争力的环节：叶片、齿轮箱、轴承

叶片：材料和设计是关键，在风电机组中价值量占比最高，碳纤维技术的应用有望进一步提 升其价值占比。叶片是风电机组中捕获自然界风能以供转换为发电机组电能的核心部件，是 衡量风电机组设计和技术水平的主要依据之一。风电叶片在运行周期内不断受到周期载荷及 随机载荷的冲击，需要在减轻重量的同时保证强度与刚度，对叶片材料和整体设计提出极高 要求。目前，以玻纤为主材的叶片技术正面临大型化趋势下材料创新的需求。随着功率需求 增加，叶轮直径不断提升，但由于整机重量、轮毂尺寸等因素限制，叶根直径无法与长度成 比例增加，叶尖摆幅会超过安全边际，因此玻纤叶片存在理论长度极限（百米以上长度为减 少摆幅需增加叶体强度，导致重量显著增加）。碳纤维刚度可达到玻纤 3 倍以上，其比强度 和比模量大大优于玻纤，是百米级叶片主梁理想材料，达到同等强度的材料重量仅为玻纤的1/3 或 1/4。虽然碳纤维叶片成本较高，但由于较好的材料性能以及轻量化效果，降低整机载 荷，有利于实现整机减重降本。

齿轮箱：技术难度、成本占比、故障率三高，产品可靠性最关键，新型半直驱机型有望简化 齿轮箱结构。风电齿轮箱主要功用是将风轮在风力作用下所产生的动力传递给发电机并使其 得到相应的转速，占整机价值量高达 16%。通常风轮的转速很低，远达不到发电机发电所要 求的转速，必须通过齿轮箱齿轮副的增速作用来实现。高转速持续工作，齿轮箱故障高发且 维修停机时间长，更换成本极高，因此产品的高可靠性最为关键。直驱风力发电机的传动结 构并不需要齿轮箱介入，齿轮箱主要应用于双馈与半直驱机型上；根据转速比的大小，齿轮 箱又分为高速齿轮箱（一般在 100:1 左右）与中速齿轮箱（一般 k<40，多应用于半直驱机型）， 而低转速比的齿轮箱传动级数较少，顺应大型化趋势下高可靠性和轻量化要求。

轴承：类似齿轮箱，设计能力、设备能力、工艺稳定性要求偏高，是所有风电产业环节中国 产化率最低的。风电机组中使用了大量不同种类的轴承，包括变桨轴承、偏航轴承和传动系 统轴承（主轴、齿轮箱及电机轴承），精度、性能和寿命被称为轴承的三大特征质量指标。 目前我国风电轴承生产制造设备相对落后，轴承钢的热处理工艺不成熟，产品质量不稳定， 精密轴承对进口产品依赖度较高。轴承的难点主要在于轴承的材料、锻造以及热处理，其中 热处理是核心难点。锻造和热处理过程具有高温、高压、非稳态成型、影响因素多、变化大 等特点，很难检测控制，必须采用高科技检测手段，经过长期的理论分析与试验研究才能掌 握核心技术及核心工艺。

①变桨轴承：是连接轮毂和叶片的锻件组件，内圈连接叶片并与变桨齿轮箱啮合，外圈固定 在轮毂上，当风速过高或过低时，通过调整桨叶桨距改变气流对叶片攻角，从而改变风力发 电机组获得的空气动力转矩，使功率输出保持稳定。每台采用独立驱动变桨系统的风力发电 机组需要用三套变桨距轴承，主要承受径向负荷、轴向负荷和倾覆力矩。变桨轴承作为风电 机组的核心零部件，直接影响整个变桨动作的连贯性稳定性以及精准度。

②偏航轴承：位于塔筒上方、主机座下方，承担重量的同时与偏航电机啮合，实现风电机组 的水平转动。偏航轴承必须在风力涡轮机运行期间应对巨大的静态和动态载荷和力矩，并在 所有天气条件下为机舱的定位提供平稳的旋转特性，还必须具有耐腐蚀和耐磨性。

③主轴轴承、增速器轴承、发电机轴承：属于传动系统轴承，在传动系统中的不同位臵高速 运转，制造难度最大。风电主轴轴承工况特点表现为低转速、宽温、重载且变化大、振动大， 研发、生产流程复杂，需要充足的技术积累和长期的反复试验。锻造和热处理过程具有高温、 高压、非稳态成型、影响因素多、变化大等特点，很难检测控制，必须采用高科技检测手段， 经过长期的理论分析与试验研究才能掌握核心技术及核心工艺。

从市场格局角度看，根据前瞻产业研究院数据，世界轴承市场 70%的份额，被八大跨国轴承 集团公司所分享，包括五家日企 NSK 等、瑞典 SKF、德国 SCHAEFFLER、美国 TIMKEN。 中国的轴承制造商拥有 20%的全球市场份额，其中 80%销往亚洲，10%销往欧洲，不到 7%的 轴承销往美洲。分类型来看：

①偏航变桨轴承：中小兆瓦偏航变桨轴承国产化率相对较高，我国轴承主要厂商有新强联、 洛轴、瓦轴等。根据新强联招股书，2016~2018 年，新强联变桨轴承销售数量占当年我国新 增风电装机所用变桨轴承数量为 7.18%、6.69%、5.79%。此外，德枫丹、罗泰艾德等外资厂 商，主要为海外风机厂家供货。

②主轴轴承：全球风电主轴轴承生产商主要为舍弗勒、SKF、NTN 等企业，根据 Wood Mackenzie 数据，主轴承市场集中度 CR3 达 65%，国产品牌以洛轴、瓦轴、新强联为代表占 据少量市场份额，国产替代水平亟待提升。2021 年 10 月，瓦轴集团研制的我国首个陆上 4 兆瓦级风力发电机组的单列圆锥结构主轴轴承正式亮相，代表了我国大功率风力发电装备技 术取得的关键性进展，但与国际一流水平仍有较大差距；而目前全球最大的风机产品所使用 的主轴轴承，全部出自舍弗勒、SKF、NTN 等厂家之手。未来，风机大型化趋势衍生出对大 尺寸主轴轴承的需求，高端主轴产能愈加紧张，尽快实现国产替代是缓解主轴轴承采购成本 压力的最重要方式。

4.1.2. 以产能供给为核心竞争力的环节：塔筒塔架、铸锻件、主轴

塔筒塔架：风电塔筒在风力发电机组中主要起支撑作用，同时吸收机组震动，约占整个风电 机组成本的 18.8%。风电塔筒有全钢塔架（柔性、传统刚性）、钢混式塔架、桁架式塔架等类 型。在低风速高切变地区，提升风机高度是有效开发风能资源的重要途径，可有效优化发电 小时数、提升发电量，柔性高塔是主流选择。从大型化发展角度看，塔筒高度、厚度、单重 均相应增加，对应运输安装成本上升；从海风发展角度看，近海风机由于需要桩基，整体塔 筒支撑造价有望有所提升，远海漂浮式风机塔筒成本占比则有所下降。

从市场格局角度看，我国风塔制造企业较多，产品较同质化，市场格局较为分散（CR5≈30%）。 风电塔筒生产工艺相对简单，技术门槛较低，但目前市场格局相对稳定，一方面，由于其上 游钢厂相对强势，对塔筒供应商资金实力要求较高；另一方面，大重量塔筒运输困难、运费 高，因此厂商产能布局能力相对关键。根据海力风电招股书，我国主要塔筒供应商天顺风能、 泰胜风能、大金重工、天能重工和海力风电的塔筒市占率分别为 10%、6%、6%、4%、3%。

从市场格局角度看，①我国集中了全球大部分铸造产能，国内代表性铸造企业包括日月股份、 龙马重工、吉鑫科技、大连重工等。据上市公司公告，2020 年，日月股份实现铸造产品销量 46 万吨，吉鑫科技实现销量 15 万吨；②全球风电法兰产能多集中于中国，国内头部企业包 括恒润股份、伊莱特（西班牙合资）、大连重锻、派克新材等。2020 年，风电法兰龙头恒润 股份毛坯产能为 18.04 万吨。

主轴：主要受力部件，强度要求高，同时要平衡产业链减重降本的诉求。风电主轴是传动系 统中最关键的部件之一，连接轮毂和齿轮箱，高速运转的同时承受着叶轮传导的周期载荷和 巨大的随机冲击力，在风电机组中价值量占比约 3.5%。主轴有锻造和铸造两种技术路线，锻 造工艺工序更多，质量控制更好，但成本相对更高，且受锻造压机能力限制，在 6MW 级别， 铸造已取代大部分锻造工艺。随着风机大型化发展，铸造主轴将依靠其成本优势成为主流， 目前大型主轴锻、铸造产能存在瓶颈，具有一定交付压力。（报告来源：未来智库）

4.2. 按市场应用划分：前瞻性布局海风的企业在未来市场竞争中占据主动

我们根据不同企业针对海风产品研发进度和产能布局，将各个零部件供应商划分为三大类： ①已实现深度布局；②侧重海陆并举；③从收入结构上看，仍以陆风为主。

已实现深度布局的海上风电零部件重要供应商主要包括法兰龙头恒润股份，铸件龙头日月股 份和海风塔筒企业海力风电等。该类公司已具备一定海风产品产能，主要发展方向为拓宽销 售范围和提高市占率，通过实施“两海战略”积极抓住海上风电和海外风电两大广阔市场， 通过丰富产品结构提高服务质量。

① 恒润股份：公司是目前全球较少能制造 7.0MW 及以上海上风电塔筒法兰的企业之一。截 至 2021 年 6 月，已量产 9MW 海上风电塔筒法兰，并募资投入 12MW 海风机组用锻件， 已成为海上风电塔筒法兰的重要供应商，处于全球领先地位。

② 海力风电：专攻海上风电塔筒及桩基， 2021 年上半年，塔筒收入 8.7 亿元，几乎全部来 自海风领域；根据公司招股书，预计 2021 年公司年产能塔筒 360 台，桩基 240 台，正积 极建设海力装备生产基地项目，达产后将新增年产 400 套风电塔筒、150 套桩基的产能。

③ 日月股份：公司是海上风电铸造产品的主要供应商，2020 年，现有 40 万吨铸造产能利用 率趋于饱和，现有产能无法满足全部客户需求，正积极释放产能提高市占率；针对海上 风电，2020 年起陆续开工或投产的项目包括“年产 18 万吨海装关键铸件项目（二期 8 万 吨）”和“年产 12 万吨海装关键铸件精加工项目”，未来公司海风产品铸造及精加工产 能将持续提升。

海陆并举的零部件供应商包括专用高空安全作业设备企业中际联合，塔筒企业天能重工、大 金重工、泰胜风能等。该类公司已具备较为成熟的海风零部件技术，关键在于产能布局和释 放速度。

① 中际联合：公司与排名前 15 名的风机制造商中的 14 家均有合作，其高空安全升降设备 在风电领域市占率领先，其中已推出的成熟海风产品包括升降机及海上吊机，预计其海 风应用将取得较快增长。

② 塔筒供应商：大金、泰胜、天能三家塔筒企业规模相近，均在积极推进完善海工基地的 空间布局，其中大金重工和泰胜风能业务重心已逐步转向海风领域。（i）大金重工已布 局 4 个生产基地：蓬莱生产基地（50 万吨）、阜新（20 万吨）、兴安盟（10 万吨）和张家 口（20 万吨），设计产能共计 100 万吨，其中蓬莱基地是公司两海战略的实施主体，同时 也是风电行业内单体产能最大，资质最全的海风塔筒和桩基设备生产基地；（ii）泰胜风 能共有陆上产能 33 万吨，海上风能 15-20 万吨，主要由泰胜蓝岛基地供应，2021 上半年 海上风电装备收入为 8.75 亿元，占总收入的 65.45%；（iii）天能重工共有 12 个生产基地， 合计产能 63.05 万吨，其中海工三大生产基地产能合计 28 万吨，包括大连 8 万吨、江苏 10 万吨、广州 10 万吨。新产能在东营整体规划 30 万吨，一期 20 万吨预计 2022/2023 年 投产。截止 2021 年 6 月 30 日，公司在手订单约 31.22 亿元，其中海风占比 21.17%。

4.3. 按采购策略划分：战略型和杠杆型零部件具备更强投资属性

出于对整机质量、性能和使用寿命的考量，风电整机厂采购更看重收益影响高的零部件品类。 根据卡拉杰克模型，客户采购策略牵涉到两个重要维度，分别是：①收益影响：指采购项目 对总成本、产品增值以及产品收益等方面的影响；②供应风险：指供应链端的市场条件因素， 包括市场格局、市场壁垒、技术创新及原材料更替节奏、运输条件等。基于以上两个维度， 模型将供应链划分为四大类型，分别为战略型、杠杆型、瓶颈型和一般型，其中收益影响大 的是战略型和杠杆型。

（1）典型的战略型风机零部件包括：叶片、齿轮箱、主轴承、电机以及 IGBT 模块，其价值 比例、产品技术和性能的要求通常较高，设计研发是关键点之一。①叶片：整机厂倾向自制， 目前具备自制能力或正在试制的主机厂主要包括金风、远景、明阳、三一重能以及东方电气。 因为生产制造的固定资产投入少，难点主要在于设计，作为成本占比最高的零部件，自制将 显著降低整机成本，根据三一重机招数书，2020 年，叶片及主材在整机成本占比仅 17.7%， 显著低于行业平均 29%的占比水平（不含塔筒）。②齿轮箱：整机厂倾向自主研发自主装配。 齿轮箱成本占比较高，易发生故障影响整机运行，且具有较高技术壁垒，其中应用到的齿轮 和轴承由于较高的可靠性要求，热处理工艺难度大，整机厂通过外采齿轮、轴承等配件进行 自主装配，替代了齿轮箱供应商的部分职能，同时有利于保障产品适配性并降低成本。③轴 承：整机厂倾向同供应商联合开发形成紧密的战略合作关系。一方面，同齿轮箱类似，因为 轴承持续运动易损坏，更换成本高，出于可靠性要求，其技术壁垒较高，另一方面，大 MW 级产品具有一定的升级难度，在风机大型化趋势下，供应链可能会产生交付瓶颈问题。因此， 整机厂、轴承供应商均有意愿达成深度绑定关系，例如明阳和新强联通过定增进行相互持股， 加深双方合作。

（2）典型的杠杆型风机零部件包括：塔筒、铸锻件、升降设备以及电控系统，通常具有标 准化的产品质量标准，对于部分类别来说，如何布局产能相对关键。①塔筒与铸锻件：均采 用成本加成定价方式，受原材料成本波动影响有限。对于采购方来说，可选供应商较多；对 于头部供应商来说，其核心优势往往在于产能布局，以及规模化效应下带来的成本优势，为 客户提供更多降本空间。以陆风塔筒龙头供应商天顺风能为例，其布局 6 大陆风塔筒生产基 地，积极配合清洁能源产业在三北及华中地区的发展，预计 2023 年塔筒生产能力由目前的 70 万吨增至 120 万吨/年。②升降设备：属于较为特殊的风机配套设备，价值量占比不高， 但高空作业涉及人身安全，采购方看重项目经验及品牌声誉，供应关系较为稳定，例如中际 联合作为头部主机厂金风、远景、明阳的主要供应商，其客户粘性较高。

4.4. 如何把握风机零部件投资主线

综合考虑以上因素，我们认为抗通缩属性凸显，竞争力较强的零部件环节值得长期关注： （1）轴承：成长性较强，高技术壁垒有利于龙头企业取得高市占率。成长性由价值量和市 场空间两方面体现：①技术升级促进价值量相对提升：一方面，由于独立变桨轴承的高技术 附加带来的价值增量，新技术的应用有利于降低轮毂、主轴、轴承、齿轮箱等连接部件强度 要求，进而实现整机降本，另一方面，随着直驱半直驱新机型的应用，其他部件的简化/减 重，大 MW 级轴承价值量占比有望相对提升。②国产替代背景下成长天花板高：受益于主机 厂提高零部件国产化率诉求，国产厂商技术持续进步，偏航变桨轴承已逐步实现国产替代， 主轴轴承则正以上下游联合研发模式推进国产化进程，国产替代进入加速阶段，国产轴承未 来成长空间较大。从竞争格局角度看，国产龙头企业在设计能力、制造工艺方面均具备一定 先发优势，形成较为深厚的技术护城河，有望率先受益于行业高景气与国产替代加速，获取 较高的市占率。

（2）塔筒：格局稳定，价格刚性在长期有利于保证盈利能力。海上风电快速发展趋势明确， 应用于海风的塔筒、塔架、桩基等产品趋于多样化，产品性能要求亦有所提高，相比于其他 零部件环节，头部塔筒供应商针对海风的布局较为前瞻；同时，在成本定价规则下，围绕原 材料价格进行年度议价，毛利率可能出现季度波动，但长期来看有效保证塔筒企业盈利水平。 当前头部塔筒供应商积极布局海、陆风对应产能，有望充分受益于行业景气红利。

（3）铸锻件：大 MW 产品存在产能瓶颈，头部企业产能优势明显，成本控制各显神通凸显α 属性。铸锻件环节降本是整机降本的重要组成部分，头部企业成本控制能力更强：①产能领 先，规模化优势明显；②较大的业务规模有利于工艺持续优化，节能省料；③铸/锻造配合 精加工能力向高附加值产品延伸。在产业链整体降本趋势下，适配大 MW 机型产品产能紧张， 头部企业积极扩产，适应能力更强，市场份额有望向头部集中。

（4）海缆：不受风机大型化带来的设备产值通缩影响，伴随海风向深远海发展，海缆市场 规模有望长期向上。海缆产品在结构、材料方面对抗腐蚀、抗高压、防水阻水要求高，具有 一定技术壁垒；成本占比方面，根据《海上风电项目全寿命周期的成本构成及其敏感性分析 》， 海缆在海上风电项目投资中的占比达 7%，未来随着海风项目离岸距离增加、风机设备成本 降低，海缆相价值量占比仍有望相对提升。

（5）配套环节：包括专用高空安全作业设备、设备监测与故障检测系统等具备较强专精特 新属性。这类产品投资收益比较高，一方面，价值量占比不高，对整机成本影响有限；另一 方面，对风电场安全性、运维效率等方面有显著贡献。风电应用渗透率提升使得该环节有超 越行业的成长性潜力。从公司层面来看，产品迭代节奏较快，定制化 Know-How 意味着龙头 公司往往能获得较高市占率。

5. 重点公司分析

5.1. 天顺风能：多元化发展盈利稳健，海陆并进稳固风电塔筒龙头地位

天顺风能是国内风电塔筒龙头供应商，多元化业务有望推动公司持续增长。公司成立于 2005年，深耕新能源装备制造业，主营业务风电塔筒优势突出，凭借质量可靠、交期保证、快速 响应，领先全球，与海内外风电整机头部企业 Vestas、 GE、SGRE、金风、远景、明阳等保 持紧密合作关系。2020 年，风塔业务营收 50.53 亿元，占总营收比重 62.4%，居国内四大风电 塔筒供应商之首；叶片制造收入 21.61 亿元，占比 26.7%，公司 2017 年切入高价值量大型叶 片制造领域，2017-2020 年收入复合增速达 136.19%，占营收比重由 5%提升到 27%；风电运 营业务收入 7.1 亿元，占比 8.8%，旨在与风电零部件制造业务产生良好协同效应。天顺风能 凭借产业链延伸，覆盖风电零部件价值量占比提升，同时进一步发挥多元化业务上下游协同 效应，有望持续支撑业绩增长。

收入规模稳步提升，盈利能力保持稳健。天顺风能近十年增长稳健，营收和归母净利润始终 保持正增长。2010-2020 年，公司总营收由 5.09 亿元增长至 81.00 亿元，CAGR 达 31.88%；归 母净利润由 0.87 亿元增长至 10.50 亿元，CAGR 达 28.28%；公司毛、净利率自 2016 年高点逐 步回落，顺应行业降本趋势，分别保持在 25%、13%左右的合理区间，基本稳定，并仍高于 行业平均水平，主要系规模化效应优势明显。2020 年，毛利率同比下滑 2.85pct，主要系原材 料价格上涨影响叶片毛利率，而塔筒业务采用成本加成法，受成本影响有限。未来，风电板 块景气延续，公司龙头地位稳固，随着公司产能释放，规模效应显现，成本把控能力有望进 一步提升，整体表现出“业绩增长迅速、盈利能力稳健”的特征。

5.2. 大金重工：业务结构持续优化，码头资源加持“两海”战略发展

深耕塔筒领域二十年，积极拓宽产业链布局。大金重工成立于 2000 年，公司专注于电力重型 钢结构领域，上市初期主要业务为火电钢结构产品及风电塔架产品。2018 年，公司暂停了盈 利性较差的火电钢结构业务，大力加码陆、海风塔筒业务，2018 年以来，其塔筒业务收入占 比高达 99%。公司在深耕主业的同时，还积极寻找风电全产业链的业务拓展和延伸机会。2021 年，公司定增预案披露，拟募投 7.47 亿元建设叶片生产基地，预计达产后可生产 7-13MW 风 电叶片 320 套。同时，公司进军下游风电开发领域，截至 2020 年底，公司签署风资源开发协 议 3GW，取得可开发建设指标 300MW，其中辽宁阜新 250MW，河北张家口 50MW。大金重 工不断深化完善风电全产业链布局，未来塔筒、叶片和风场三大业务协同发展为公司业绩增 长持续提供动力。

业务结构优化完成，公司业绩加速释放。2016-2017 年，由于火电钢结构业务的拖累，净利润 呈负增长；2018 年，公司开始聚焦风电领域，由于暂停了火电钢结构业务，营收呈负增长。 但得益于公司业务和管理的优化，2018-2020 年，公司营业收入由 9.70 亿增长至 33.25 亿，CAGR 达 85.2%；归母净利润由 0.63 亿增长至 4.65 亿，CAGR 达 172.2%，收入快速增长，盈利能力 持续增强。毛、净利率由 2017 年低点的 15%、4%提升至 2020 年的 25%、14%。未来随着公 司塔筒业务产能进一步释放提升规模化效应，叠加高盈利能力的海上风电业务占比提升，公 司综合盈利水平仍有提升空间。

优质码头资源禀赋，助力两海战略深化发展。码头资源具有稀缺性，其高效的物流能力和发 运能力，可节约运输成本并提升运输效率。从泊位数量和规模看，大金重工的自有码头相对 优势较大。大金在 2010 年就筹建的蓬莱生产基地的基础设施及码头资源，有力地支撑了公司 海上风电及海外业务的发展，该基地已被打造成为风电行业内单体产能最大（50 万吨），资 质最全的海上风电塔筒和桩基设备生产基地，2021 年，公司同蓬莱区政府签订风电母港战略 合作协议，进一步提升了产业集聚效应和区域竞争力。公司凭此扎实推进两海战略：①海风 业务方面：公司较早就涉足了国内海上风电产品的生产，产品布局全面，包括单桩、群桩、 导管架、吸力筒等，2015 年交付首批海风产品；②海外业务方面：根据公司官网信息，公司 产品远销近 20 余个海外国家，与 Vestas、GE 等海外风机巨头建立了长期合作关系。2018-2020 年，公司海外营收由 2.36 亿增长至 6.04 亿，CAGR 达 60%。两海战略的不断推进，为公司规 模扩张和业绩突破奠定了坚实的基础。（报告来源：未来智库）

5.3. 新强联：大型风电轴承国产替代龙头，产能扩张打开成长空间

研发高端化，大 MW 主轴轴承技术国内领先，有望持续受益于国产替代。公司是国内风电轴 承主要供应商，也是三排滚子主轴轴承国内唯一制造商。2005 年，公司成立初期专注于通用 回转支承的研发生产，并开始研发 2MW 风机和盾构机主轴承；2011 年，首台风机主轴承供 应湘电；此后，公司逐步与下游合作，迈向高端化研发：①新技术方面：其三排滚子、双列 圆锥滚子等主轴承技术实现差异化竞争，率先打破国外品牌长期垄断；②大型化方面：公司 目前风电轴承产品已主要集中在 3.0MW 及以上型号，且 5.5MW 风电轴承产品已向核心客户 批量供应，处于国内领先地位。公司的主要产品包括风电主轴轴承、偏航轴承、变桨轴承， 盾构机轴承及关键零部件，海工装备起重机回转支承和锻件等。2020 年，风电类产品收入 18.21 亿，同比增长 440%，占总营收比重提高至 88%，已成为公司收入来源的绝对核心，未来由 于大型化风机核心零部件国产化动力强，公司有望持续受益于国产替代进程。

产品、成本、客户、产能多维度竞争优势明显。①产品差异化：不同于同行业其他上市公司 生产标准化的汽车、工程机械类轴承，公司大型设备轴承具备定制化属性，在工艺、结构方 面具有明显差异化，也因此能保证毛利率水平稳定；②布局供应链，控制成本：公司通过内 生外延陆续布局锻件产能、锁紧盘、轴承保持器等核心部件，成本管控能力持续提升；③绑 定核心客户联合研发：在风电领域，公司与明阳智能（战略合作互相持股）、远景能源、东 方电气、三一重能等行业头部客户具有长期稳定合作关系，2020 年前五大客户收入占比高达 84%，市场认可度高；④加码大 MW 风电轴承产能，打开成长空间：2021 年实施的非公开发 行，募集 14.6 亿元，其中 9.35 亿元投向“3MW 及以上大功率风力发电主机配套轴承生产线 建设项目”，根据公司公告，项目达产后可年产风电主轴轴承 1500 个，偏航变桨轴承 5400 个， 预计 3 年达产后对应产值约为 16.3 亿元。

5.4. 中际联合：兼具高成长与高盈利的风电高空安全作业设备龙头

公司是国内领先的专用高空安全作业设备和服务解决方案提供商，现阶段公司业务主要聚焦 于风电领域，兼具高成长性和高盈利性。从盈利性上讲，2012-2021 年公司毛利率与净利率分 别维持在 47%/26%上下水平，从成长性来讲，2012-2021 年，公司营收由 0.57 亿元增长至 8.83 亿元，CAGR 达 35.6%，归母净利润由 0.13 亿增长至 2.32 亿，CAGR 达 37.7%，过去 10 年， 尽管风电行业装机量有所波动，公司业绩从未出现负增长。我们认为公司靓丽财务数据的核 心原因是：利基性、定制化、高附加、高回报四大产品属性决定公司高盈利，市场扩容与多 元化助力公司高成长。

核心产品间的替换迭代趋势有望实现量价齐升。现阶段中际联合提供的产品与服务 90%以上 集中于风电领域，主营的专用高空安全作业设备收入占比在 96%以上，包括升降设备和防护 设备。2019-2021 年，公司升降设备收入占比分别为 78.01%、66.71%、72.36%，，是公司最大 的收入来源，产品主要包括塔筒升降机、免爬器、助爬器三大类，产品间具有明显替换迭代 属性，作为 2016 年以来才逐步在风电领域应用的新式配套产品，助爬器已经逐渐被免爬器所 替代，而免爬器和升降机有望长期共存。在全球能源结构持续优化的背景下，随着新增市场 的需求升级以及存量市场的加速渗透，公司高空安全升降设备业务有望实现量价齐升。

多元化助力公司高成长。①风电领域产品多元化：产品线日趋完善，由陆风向海风延伸，向 全方位高空作业配套发展，大到叶片检修平台、海上平台吊机，小到速差器、爬梯、防坠落 系统、逃生包等均已在应用，配套价值量持续提升。②新增市场向存量市场延伸：高空安全 升降设备由于其安全性、便利性以及高投入回报比，在风电新增市场渗透率已接近 90%，但 由于应用较晚，在存量市场渗透率仍有较大升级空间。③国内向海外延伸：公司积极拓展印 度、美国、欧洲等海外市场，平滑单一市场带来的不确定风险。2019-2021 年，公司实现境外 销售收入分别为 0.52、0.79、1.49 亿元，分别占总营收比重为 9.6%、1.5%和 16.9%。2021 年免 爬器产品在美国市场快速突破，随着公司品牌认知度及产品力的提升，海外市占率有望进一 步提升。④应用领域多元化：除了风电领域外，公司产品可广泛应用于电网塔架、火电厂锅 炉、高层建筑等多种工作场所。公司在风电领域的成功经验，与高空安全作业设备产品底层 技术的良好延伸性，有望打开公司未来发展空间。

5.5. 恒润股份：国内风电法兰锻件龙头，积极打造轴承/齿轮第二增长极

风电法兰龙头供应商，具备稀缺性的大 MW 部件量产能力，客户基础深厚。公司成立于 2003 年，主要从事辗制环形锻件、锻制法兰及其他自由锻件和真空腔体的研发、生产和销售，2021 年，三项业务分别收入 12.7、3.2、0.84 亿元，分别占总营收比重的 55.4%、14%、3.7%。下游 应用领域广泛，包括风电、石化、金属压力容器、机械、船舶、核电、半导体、OLED 显示 器、太阳能等多种行业，其中风电为最大下游应用领域，2021 年，风电应用收入占比达到 72.2%， 公司也是国内风电法兰的龙头供应商，具备 7.0MW 陆风及 9MW 海风塔筒法兰量产能力，在 全球范围内具有一定稀缺性。凭借设计、锻造、精加工一站式服务能力，和世界行业巨头公 司达成深度合作，根据公司官网信息，公司客户包括德国西门子、美国 GE、美国艾默生、 丹麦维斯塔斯以及上海电气、烟台万华、中广核、中石化等。

公司规模稳步上升，盈利能力增强。2019-2021 年，公司营收由 14.3 亿增长至 22.9 亿元，CAGR 达 26.5%；归母净利润从 0.83 亿上升到了 4.41 亿，CAGR 达 131%，2020 年受陆风抢装影响， 公司业绩创历史新高。从盈利水平来看，2018 年以来公司毛利率稳步提升，主要系风电领域 景气回升，公司产品结构优化，集中产能、资金向风电领域产品倾斜；净利率方面，2019 年， 销售净利率仅 3.93%，主要系公司当年计提 1.03 亿资产减值损失（包括存货跌价和商誉减值）， 2021 年，外部需求饱满，内部资产质量改善、内控管理优化等多重因素驱动下，公司净利率 快速回升至 19.2%。未来，随着公司募投产能的释放，一方面加强规模化效应，另一方面， 向风电领域高附加值产品轴承、齿轮延伸，预计公司盈利水平将保持稳定。

锻造技术行业领先，深化风电产业链布局。2021 年，公司通过非公开发行募集 14.7 亿元，用 于扩大海风锻件精加工能力，并拓展风电轴承和齿轮深加工业务，总计划投资 22.53 亿元。 恒润作为风电零部件上游精加工锻件制造企业，向下游高附加值产品延伸具备一定先天优势： ①成本优势：公司具备规模化生产能力，2021 年，公司碾制、锻制法兰产量分别达到 7.5、 0.86 万吨；②设备优势：公司拥有大型油压机和数控辗环机，又引进了一流加工中心、车铣 复合等高端精密设备和检测设备；③技术优势：公司掌握成熟的中大型环锻件的锻造、辗环、 热处理技术，可生产直径 8 米以下的各类环形锻件；④补强研发设计能力：公司已吸收大批 轴承制造专业人才，负责对轴承结构设计与承载能力进行验证。未来，公司产品品种进一步 丰富，有利于形成公司整体产品规模和配套优势，成为公司业绩增长新动力。

5.6. 日月股份：“一站式”风电铸件龙头，积极扩产扩大规模优势

深耕铸件领域三十余年，成就风电铸件行业龙头。日月股份 1984 年成立，致力于大型重工装 备铸件的研发生产，产品包括风电铸件、塑料机械铸件和柴油机铸件、加工中心铸件等其他 铸件。2009 年涉足风电领域铸件业务，和 Vestas、GE、西门子歌美飒等国际一流主机厂商建 立深度合作关系。2012-2020 年，公司铸件业务营收占比高达 90%以上，其中风电铸件营收占 比最大，超过 50%，2020 年最高达到 87%，收入规模为 44.5 亿元。面对海上风电和风机大型 化的行业发展趋势，公司产品能力覆盖了全系列大小风机，快速的适应市场需求的变化，解 决大型化风电铸件产能不足的行业痛点；2020 年海上风电铸件交货已经逾 5 万吨，正力争成 为国内海上风电铸件产品主力供货方。同时，公司正向多元化业务领域发展，布局核电、火 电关键基础件的研发，在继续做大做强风电和注塑机类产品的同时，进一步优化和丰富公司 产品线，增强企业的抗风险能力。

产品结构优化，盈利能力提升。2012 年-2020 年，公司业绩整体呈增长态势，营业收入由 8.89 亿增长至 51.11 亿，CAGR 为 24.44%；净利润由 0.87 亿增长至 9.79 亿，CAGR 为 35.33%，期 间盈利水平有较为明显波动，鉴于公司两大核心主业风电、注塑机铸件毛利率变化趋势基本 一致，我们判断，公司毛利率波动主要系外部因素影响。2016-2017 年，毛利率下滑原因：① 供给侧改革去产能，加剧行业竞争；②经济增长迈入“新常态”，新旧动能切换期，下游重 工装备需求处于低位运行，对应公司收入规模相对 2015 年下滑；③主要原材料生铁、废钢、 树脂采购价格上涨带来成本端压力。2018 年起公司进入盈利修复期，毛、净利率分别由 21.39%、 11.94%增长至 2020 年的 28.45%、19.16%，我们认为，一方面系风电行业景气度回升，公司订 单饱满，2019 年产能利用率达到 110%；另一方面，精加工产能的释放增加公司产品附加值， 同时高附加值的大型化产品及海风产品订单比重提升。随着公司海风铸件产能与精加工配套 产能的陆续释放，高附加值产品的出货有望持续优化产品结构，公司盈利能力仍有增长空间。

产能规模优势显著，完善的铸造、精加工产业链满足客户“一站式”的交付需求。大型重工 装备铸件行业是较为典型的规模行业，具有扩产周期长、资本投入高的特点。公司是国内规 模最大的铸件厂商，至 2020 年底，公司拥有铸造年产能 40 万吨，配套精加工年产能 10 万吨 （IPO 募投项目）。为了进一步发挥规模化优势，增强海上风电产品供应能力以及精加工配 套能力，公司积极进行产能扩张，自 2020 年起，共新增 4 个产能扩充项目，包括①年产 12 万吨海风部件精加工项目、②新日星二期 8 万吨海装铸件项目、③年产 22 万吨大型铸件精加 工项目、④年产 13.2 万吨海风铸件项目，2021 年起部分项目陆续进入产能爬坡期，预计到 2023 年底全部达产，形成 61.2 万吨铸造产能（其中 31.2 万吨针对海上风电）和 44 万吨精加 工产能（其中 12 万吨针对海上风电）。产能优势将保证公司集采议价能力、稳定的研发投入 以及工艺的持续优化升级，不断巩固公司铸件龙头地位。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。未来智库 - 官方网站

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