（报告出品方/作者：川财证券，孙灿）
一、风电产业链介绍
1.1、风力发电概述
风力发电主要是利用风动能来进行转化，使其成为机械动能，最后再把机械动能转换为 电能。风力发电机是实现上述能源转变的电力设备，一般由风机、叶片、塔筒、基座、 传动系统、控制系统等组成。叶片从底部到尖端均有许多不同尺寸和形状的翼型界面组 成，简易的翼型技术使得涡轮叶片转动，当流体流过叶片时将产生升力，产生最基本的 旋转。
一般情况下，风速达到3-5m/s时即可开始发电。叶片在风力的作用下旋转产生动 能，通过传动系统提升转速，达到发电机的转速后带动发电机工作，得到的电力通过电 缆输送到基站的升压变压器中。机组中的测量工具用于测量风速与风向，风向偏差时电 子控制器向偏航机构发送信号以矫正误差，偏航马达将转动机舱使得风机始终正对风向 获取最大发电功率。风能作为自然资源的一种，储量丰富，分布广泛，属于可再生的清 洁能源，借助于风能进行发电成为当前新能源发电的主流方法之一。
1.2、风电产业链梳理
风电产业链由上游原材料、零部件和整机制造，中游风电场建设及运营，下游风力发电 及运维组成。风电机组制造所需的上游原材料包括钢、铝、铜、玻璃纤维、碳纤维、环 氧树脂、永磁材料、混凝土等，其中钢材的用量占到整个机组总重量的90%。风机的核心 零部件包括齿轮箱、叶片、轴承、控制系统、发电机、变流器、轮毂、电缆、塔筒等， 零部件细分市场的专业化程度较高，技术壁垒突出，整机厂商一般会采取定制化采购。 而整机制造厂商向上连接众多零部件供应商，向下直接参与风电场上的招标工作，中标 后将风电机组出售给下游风电运营商。中游风电场运营的参与者以国有企业为主，建设 业务由施工建设公司负责。下游环节包括了风力发电、风电上网以及风电运维等环节。 目前行业产生多种业态模式，部分整机厂商下沉产业链布局风电场建设及运维等领域， 呈现混合业态模式。
1.3、风电成本拆分
风电场全寿命周期成本主要包括建设成本、资本成本、运行成本、维护成本、故障成本 以及报废残值等。建设成本属于固定成本，包括设备及安装工程费、建筑工程费以及其 他成本项，固定资产的折旧费用占到风电运营期成本的比例约为65%-70%。资本成本主 要包括长期借款、短期借款利息等。运行维护成本，包括运行成本、维护成本、故障成 本，约占风电总成本的15%-20%。
风电整机设备占到整风电场建设成本的比例较高，规模效益是降低单位投资成本提升投 资回报率的核心要素。对于陆上风电，在施工难度较低的平坦地形中，风电机组占到整 体建设成本的比例达到54.90%，塔筒的占比达到13.73%；在施工难度较高的山地中，风 机机组在成本结构中的占比降低至39.44%，塔筒的成本占比为14.08%。对于海上风电，由于海上的施工成本较高，基础及施工的成本占比较高；且不同地区受到海床地质、水 文条件的影响基础及施工的成本占比有所差异，如广东、福建等省的海域礁石较多，且 基岩较浅，上述地区海上风电的基础及施工成本的占比达到33%，高于江浙地区的24%； 风电机组和塔筒等整机设备仍占到整体风电建设成本的较高比例，约50%左右。整体上 看，风电整机设备占到风电整体成本的比例较高，在其他条件不变的情况下，风电项目 规模越大，单位投资金额会相对降低，进而会相应地提高风电场的投资回报率。
二、风电产业发展情况
2.1、我国风电装机容量和发电量稳步增长
经过40多年的发展，我国风电产业逐步发展成熟。回顾过去，我国风电产业经历了从摸 索起步到逐步成熟的过程，大致可划分为四个阶段：1）科技性示范应用阶段（“六五” 到“七五”），离网型风力发电设备研制成功，在政府的支持下多个省份建设了一系列 示范性风电场；2）商业化探索阶段（“八五”到“十五”），为改善电力供给严重依赖 煤电的情况，我国开启风电场商业化的探索，风电设备制造业整体处在技术追赶阶段；
3）规模化建设阶段（“十一五”到“十三五”），自2006年《可再生能源法》开始实施， 我国相继推出多项政策和规划，推动我国风电产业进入到规模化发展阶段，期间风电产 业体系日趋完善，风电技术不断升级，发电设备趋于国产化；4）风电电价平价阶段（“十 四五”至今），得益于过去十多年风电设备普及带来的规模经济效应，我国风电发电成 本大幅下降，2021年新核准的陆上风电全面实现平价上网，未来我国将形成更大规模海 上风电，东西部风电装机的分布将更加均衡，陆上和海上风电全面实现平价。
自2006年以来，我国风电装机呈现爆发式增长趋势，现阶段风电已成为我国第三大电源， 正逐步向主力能源发展。2010年之后，我国风电建设共经历两轮抢装潮，分别在2015年 补贴退坡带来的陆上风电抢装潮，2019年至2020年的陆上风电抢装潮以及2021年的海上 风电抢装潮。2020年我国新增陆上风电装机量达到6826.50万千瓦，2021年新增海上风 电装机量达到1690万千瓦，这两项数据分别是陆上风电和海上风电历史最高的年度新增 装机量。截止到2022年底，我国风电发电装机容量达到36544万千瓦，风电整体装机量保 持稳定增长；风电设备平均利用小时累计数达到2008小时，预计2022年全年将超过2200 小时。在装机量稳步提升，利用小时数保持稳定的情况下，风电发电量在我国电力结构 的占比亦提升明显，截止到2022年11月，我国风电发电量占比首次突破8%，达到8.05%， 是我国第三大电源，覆盖全国31个省、市、自治区，风电正逐步向主力能源发展。
2.2、国内陆上风电已实现平价上网，海上风电正过渡到平价时代
国内陆上风电已实现平价上网，项目IRR表现乐观。在经历了两轮补贴退坡引发的抢装 热潮、电网完善降低弃风率以及消纳政策逐步实施后，我国陆上风电已实现平价上网。 随着风电项目装机规模的不断提升，叠加风电平均利用小时保持稳定，我国风电项目全 投资IRR能够达到9%以上的水平，且随着单机容量的提升以及项目整体装机规模的提升， 陆上风电项目的IRR将有所提升，平准化度电成本有所下降，这在一定程度上能够提升 我国陆上风电的投资积极性。
国内海上风电处在平价时代过渡期。从项目收益率角度看，以粤西地区某海上风电场为 例，装机规模为300MW，离岸距离约为31千米，建设总成本为54.10亿元，年利用小时数 为2890小时，基准电价为0.453元/千瓦时，补贴电价为0.397元/千瓦时，补贴小时数为 2600小时（20年），贷款比例为70%，还款年限为15年。在考虑补贴的情况下，该项目的 投资收益率为8.36%，若不考虑补贴的情况下，该项目的投资收益率则降至3.29%。现阶 段国补虽然退潮，但地方性补贴的接力（广东、浙江、江苏、山东等地）可助力部分海上风电项目平价上网，如2022年底中广核汕尾甲子-50万千瓦海上风电项目顺利实现全 场78台风机并网发电，是国内首个平价海上风电项目实现全容量并网发电。我国沿海各 省市的海上风能资源以及海上风电建设进程存在差异，预计到2025年福建、广东、浙江、 江苏等省的海上风电基本可以实现平价上网，与煤电价格具备一定的竞价空间。
海上风电地方补贴仍存在，国补退坡后将发挥承上启下的作用。在国补全面退补后，上 海市是首个推出地方海上风电补贴的省市，将对2026年之前投产的深海风电项目基于项 目规模予以奖励。广东省和山东省则对2022年至2024年省并网海上风电项目予以补贴。 浙江省的海上风电补贴政策是按照项目规模直接补贴电价。
2.3、“十四五”风电装机目标明确
双碳目标明确，风电战略地位提升。我国提出到2025年非化石能源比重达到20%，为实 现碳达峰、碳中和奠定坚实基础；到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，风电、 太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，二氧化碳排放量达到峰值并实现稳中有降； 到2060年，非化石能源消费比重达到80%以上，碳中和目标顺利实现。风电作为现阶段发 展较为成熟且具有一定性价比的清洁能源，有望逐步发展成为我国主力能源之一。 风电光伏大基地建设进程稳步推进。根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四 个五年规划和2035年远景目标纲要》，我国将建设雅鲁藏布江下游水电基地，建设金沙 江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等清洁能源 基地，建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。
目前，第一批大型风电光 伏基地已全面开工，部分已建成投产，涉及23个沙漠戈壁荒漠地区以及35个其他地区， 建设总规模达到97.05GW。第二批大型风电光伏基地处在陆续开工阶段，2030年规划建 设风光基地总装机约455GW,其中库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装 机284GW,采煤沉陷区规划装机37GW,其他沙漠和戈壁地区规划装机134GW，其中"十四五" 时期规划建设风光基地总装机约200GW,包括外送150GW、本地自用50GW;“十五五"时期 规划建设风光基地总装机约255GW,包括外送165GW、本地自用90GW。第三批风电光伏大 基地以源网荷储、离网制氢以及100%消纳项目为重点，目前处在项目审查阶段。 各省市“十四五”规划的风电装机规模超300GW，海上风电装机规模超100GW。目前国内 31个省市已公布“十四五”期间风电、光伏等新能源的装机规划，合计达到约316.974GW。 沿海10个省、市也均出台海上风电的相关装机规划，预计“十四五”期间合计新增装机 规模达到约111.78GW。
2022年陆上风电招标重心重回“三北”地区，海上风电集中在粤鲁浙三地。2022年我国 已开标风电项目603个，总规模达到103.27GW，其中陆上风电项目555个，规模为85.36GW， 海上风电项目48个，规模为17.91GW。为提高风电的消纳能力和降低弃风率，我国风电装机在“十三五”向中东南地区倾斜，“三北”地区新增装机量占比从2009年的86%下滑到 2018年43%。随着电网端的建设以及就地消纳项目启动，我国“三北”地区弃风率得到有 效控制。2022年全年风电开标项目中，“三北”地区的占比达到55.45%，未来风电特别 是陆上风电的重心逐步回归“三北”地区。海上风电方面，开标项目规模位居前三的分 别是广东省、山东省和浙江省。
2.4、老旧风电场改造升级提供增量空间
预计“十四五”我国风电场改造市场需求达到20GW，“十五五”约40GW。截止到2022年 我国风电装机容量已达到365.44GW，装机规模巨大。如今早期建设的风电场可能面临设 备老化引发的运行安全风险大、运行效率低、运维成本高等问题，在陆上风电平价上网 的背景下，部分老旧风电场面临较为严峻的经营压力。
为了充分利用优质风能资源，提 升风电场的运营效率，规范风电场改造升级和退役工作，国家能源局在2021年底推出《风 电场改造升级和退役管理办法（征求意见稿）》，目前该管理办法已结束征求意见，预 计年内完成发布程序；此外，辽宁、宁夏、内蒙古等地已出台相关政策，全国老旧风电 场“以大代小”的改造升级工作逐步展开。根据国家发改委能源研究所的预测，直接退 役的情况集中在运行超过20年的风电机组，“十四五”改造升级需求集中在运行在15-20 年的风电机组，以及运行时间小于15年但机型落后的风电机组。预计“十四五”期间我 国将退役1.26GW并改造20GW的老旧风电机组，“十五五”退役或改造40GW的老旧风电机 组（以改造为主）。
2.5、分散式风电引领行业新趋势
预计“十四五”期间我国分散式风电年均贡献装机容量10-15GW。《“十四五”可再生能 源发展规划》指出坚持集中式与分布式并举，在东中南部地区积极推进分布式风电的开 发。2022年1月，国家能源局、农村农业部发布了《加快农村能源转型发展助力乡村振兴 的实施意见》以及5月中共中央发布的《乡村建设行动方案》中，均指出实施乡村清洁能 源建设工程，在适宜地区推进分布式风电建设，我国分布式风电行业迎来重大发展机遇。 根据风能委员会CWEA的统计，截止到2021年底，我国分散式风电总装机接近10GW，2021 年分散式风电（包括分散式、分布式、智能微网）新增装机容量802.7万千瓦，总装机规 模和新增装机数量均同比大增。根据2021年底的《风电伙伴行动具体方案》，118个城市 与600多家风电企业共同发起了“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”计划，“十四五” 期间在全国100个县，优选5000个村，安装1万台风机，总装机规模达到50GW。预计“十 四五”期间我国分散式风电年度贡献装机容量约10-15GW。
2.6、海外风电规划加速推进
全球多个国家对风电建设的规划处在加速推进的进程中，全球风电装机需求旺盛。为保 障能源安全，2022年5月欧盟公布并开启REPower EU行动计划，将可再生能源比例提升 至45%，同时计划到2030年风电累计装机达到480GW；同年5月的北海能源峰会上，德国、 荷兰、丹麦和比利时签署宣言，约定共同达成在2030年前海上风电联合安装至少65GW的 目标。美国在2021年公布计划2035年实现100%清洁电力目标，宣布2030年完成30GW海上 风电场的建设并投入使用的计划，并于2022年下半年提出其中15GW将在2035年前建设为 漂浮式海上风电场。
亚洲国家中，日本在2021年下半年批准第六次能源基本计划，规划 2030年前建设10GW的海上风电项目，2040年前达到40GW；韩国计划在2030年前新增12GW 海上风电装机容量；印度确定在2030年前完成安装30GW海上风电装机容量的目标；越南通过本国第八个电力规划草案，规划海上风电装机容量到2030年达到10GW。根据GWEC的 预测，海外陆上风电年度新增装机容量将从2022年的45.6GW增长到2026年的52.4GW，海 外海上风电年度新增装机容量将从2022年的2.8GW增长到2026年的15.9GW，未来海外陆 上风电和海上风电将共同支撑全球风电需求。
我国作为风机生产大国，度电成本优势处在全球前列，出口业务有望受益于海外风电项 目的稳步推进。在全球风电市场蓬勃发展的大背景下，我国每年新增出口容量从2017年 的641MW提升至2022年的2288MW，出口累计的装机规模达到11930MW。涉及到的机组出口 企业中金风科技、远景能源在出口规模上领先。2022年，金风科技和远景能源的机组出 口规模分别是612MW和1153MW，占比分别为26.75%和50.39%。
2.7、风电行业周期属性弱化
影响周期性变化的因素逐步减弱，我国风电行业周期属性弱化，2022年已开标风电项目 总规模达到103.27GW，有望支撑2023年风电行业装机量高增。陆上风电补贴已完全退坡， 政策时间节点对行业周期的影响已逐步消除；此外，三北地区风电消纳问题自2019年得 到有效解决，在装机量大幅提升的背景下，我国风电弃风率维持历史低位，弃风限装对 风电行业的限制作用明显减弱。2022年我国已开标风电项目603个，总规模达到103.27GW， 其中陆上风电项目555个，规模为85.36GW，海上风电项目48个，规模为17.91GW。风电交 付周期多在一年左右，当年中标量在年内和次年执行的比例约为3:7，当年的中标量在 一定程度上决定次年的新增装机量。我们预计2023年我国风电新增装机规模为65GW，其 中陆上风电新增装机规模为55GW，海上风电新增装机规模为10GW，我国风电行业有望开 启新一轮的上行周期。
三、风电整机行业概况
3.1、机组大型化有效降低度电成本
风电机组大型化是降低风电成本有效的途径之一，助力风电项目开源节流。风电机组大 型化使用更大的叶片，进而获取更高的扫风面积，切入的风速更低，在同样的地理位置 上，能够捕获更多风能，提升单机容量，提升全寿命周期内发电机组的发电量；其次， 机组大型化可有效摊低单位容量的原材料、基础、吊装、线路、土地等投资成本，并降 低后续的运营、维修等成本和难度，降低度电成本，提升风电场收益率。
机组大型化可有效降低度电成本，提升风电项目投资收益率，在大型化的趋势下，过去 十年国际上陆上风电和海上风电度电成本的降幅超过60%。假设项目总容量是100MW，采 用25台单机容量为4MW机组的度电成本是0.3108元/千瓦时，而采用50台单机容量为2MW 机组的度电成本则为0.3451元/千瓦时，前者的投资收益率为10.97%，高于后者的9.28%。 根据IRENA的统计数据，随着风电机组的大型化不断推进，国际上陆上风电和海上风电 的安装成本不断降低，进而带动度电成本有效较低。陆上风电的安装成本和度电成本分 别从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，海上风电的安装成本和度电成本分别从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，过去10年陆上风电和海上风电度电成本的 降幅均超过60%。
过去十年我国风电机组大型化趋势明显，风电机组采购价格则不断下探，下游风电场回 报率企稳后风机价格有望保持平稳。根据风能委员会的统计，我国陆上风电和海上风电 新增机组的平均单机容量分别从2011年的1.5MW和2.7MW提升至2021年的3.1MW和5.6MW。 陆上风电方面，截止到2021年底占比最大的已装机的机组容量为2.0-2.9MW，比例为 50.76%，2021年新增装机中容量在3.0MW以上的机组占比已达73.10%。
海上风电的运输、 安装和维护成本相比于陆上风电更高，因此海上风电对于更大的叶片机组的需求更大， 以更大幅度地降低单位容量的发电成本。截止到2021年占比最大的已装机的海上风电机 组容量为4.0-4.9MW，2021年新增装机中容量在6MW以上的机组占比已达58%。大型化发 展趋势有效地带动了风电整机市场的规模效应，我国陆上风电和海上风电的机组价格在 过去十年间不断下探，2023年1月陆上风电机组的中标价格基本稳定在1500-1800元/kW， 海上风电机组的采购价格则下探至2400元/kW左右的水平。随着下游陆上风电场回报率 不断提升，陆上风机价格有望保持平稳，而海上风机价格中短期内仍处在下降通道。
为提高海风资源和海域资源的利用效率，海上风电对大型化需求更为明显。海上风电场 相比于陆上风电场，相同高度的风速更高、湍流强度低、年利利用小时数更高，但受到 海床地形复杂、远离陆地等因素影响导致海上施工难度大、安装成本高。在同样规模的 海上风电场中，采用单机容量更大的机组所需的风机数量大大减少，意味着所需的基座、 海缆将同样减少，同时对优质风机点位的需求也将大大减少，降低整体风电场的设计与 施工难度，因此海上风电对大容量机组的需求远远超过陆上风电。海上风电已进入10MW 时代，我国海上风电机组整机厂商能够提供10MW以上的机组，在单机容量上与国际领先 企业的水平相当，基本能够满足市场对机组大型化的需求。
3.2、风机技术工艺进步助力大型化发展
风机发展涵盖了恒速恒频异步到变速恒频双馈式异步，再到直驱/半直驱式永磁同步式 等阶段。风电技术的大规模工业化应用始于上世纪90年代，早期阶段以定桨距机组为主。随着技术水平和生产工艺的不断提升，风电技术从恒速恒频鼠笼式异步风机发展为变速 恒频的高速传动双馈式异步风机，随后出现直驱式和半直驱式永磁同步风机。双馈、直 驱和半直驱机组是现阶段主流的风电机组传动型式，三者在结构部件的差异主要体现在 发电机、齿轮箱、变流器等的不同。
对于双馈异步发电系统，“双馈”的含义在于定子和转子均可以和电网进行功率交换， 转子侧变流器通过控制转子电流分量控制有功功率和无功功率，电网侧变流器控制直流 母线电压并确保变流器运行在统一功率因素，因此双馈异步发电系统可以做到通过励磁 变换器控制转子电流的频率、相位和幅值间接调节定子侧的输出功率，从而具备了调速 范围较宽、有功和无功功率可独立调节等优点。
为了输出额定频率的电能，发电机转子 的转速通常需要达到1500r/min左右，因此风轮机需要通过增速齿轮箱与转速较高的双 馈异步发电机转子相连接。随着风电机组额定功率不断上升，风轮桨叶长度逐渐增加而 转速降低，如大型海上风电机组的风轮转速通常在5-25r/min，使得转速比通常需要达 到100:1甚至更高，齿轮箱转速比的增加，大大提升了大容量风电机组变速箱的设计和 制造难度，同时齿轮箱是风机传动系统中易过载、损坏率较高的部件，直接影响风机系 统的可靠性。此外，双馈机组是通过双向变流器进行励磁，需要定期对发电机进行清理 碳粉和灰尘、更换电刷等维护工作，在一定程度上降低了发电机组的可靠性，且随着机 组容量的不断增加，双馈机组对齿轮箱技术、滑环、碳刷等技术的要求提升，使得双馈 机组的总体优势性有所降低。
永磁同步发电机是转子采用永磁体励磁的同步发电机，相比于双馈式发电系统其结构更 加简单。对于永磁直驱发电系统，风轮机与永磁同步发电机直接相连，省去增速齿轮箱； 转子的转速较低，但发电机的极对数很多，因此发电机体积较大；定子绕组通过定子侧 和网侧变换器连接至电网。对于永磁半直驱发电系统，与直驱发电系统的不同体现在风 轮机通过低变速比的齿轮箱与永磁同步发电机相连接，减少了永磁发电机的极对数，从 而降低发电机的体积重量。永磁直驱/半直驱发电机组具有通过永磁体励磁，不会产生 励磁损耗，提高了发电效率；不需要吸收电网无功率建立磁场，改善电网的功率因数； 采用全功率变流器，变换器容量与发电机额定容量相当，低电压穿越能力较强；转子无 滑环、电刷等结构，维护量降低等优点。
双馈式异步发电机系统早期在性能、技术难度和成本上具有一定的比较优势，因此发展 速度较快，现阶段仍是我国主流风电机组类型之一，市场份额占比约为55%，在陆上风电 有着较为广泛的应用。在风电机组大型化的趋势下，高转速比齿轮箱增加了双馈机组的 设计及技术难度，叠加机组可靠性较低、维护次数较多等特点，其发展空间受到一定程 度的限制。相比于双馈机组，直驱/半直驱机组具备发电效率较高、维护偏少等特点， 在风电机组大型化的趋势下具备更加广阔的发展空间。
近年异步双馈机组基本退出大型海上风电，永磁直驱和半直驱成为最主要的传动型式。 海上风能资源丰富，但海上风电的运输吊装难度较高、可达性较差、维护难度较高，因 此海上风电对于机组的可靠性、稳定性的需求更为强烈。目前海上风电已经进入10MW+ 时代，永磁直驱和半直驱基于其优势能够更好地适配机组大型化的发展趋势，且机组的 可靠性相对较高，维护量较少，虽然不能有效降低运输吊装、维护的难度，但整体上更 加契合海上风电的需求。国内外主要风电整机厂商推出的大型海上风电机组基本均采取 永磁直驱或半直驱的传动型式。
国外风电整机厂商的技术路线多由双馈过渡到直驱/半直驱永磁机组，国内风电整机厂 商技术路线的区别度较高。分具体风电整机企业看，维斯塔斯、GE、运达股份、远景能 源、电气风电等企业涉及双馈机组，技术发展情况均已较为成熟，其中运达股份和远景 能源主要采用了异步双馈技术路线。而维斯塔斯和GE早期将双馈异步风电机组的技术路 线应用到海上风电场，单机容量小于4MW，后分别改为采取半直驱和直驱永磁风电机组 的技术路线发展海上风电。西门子歌美飒和金风科技主要采取永磁直驱技术发展陆上和 海上风电机组。明阳智能则主要采取永磁半直驱技术发展风电机组。
3.3、整机行业头部效应明显，有望迎来盈利拐点
风电整机市场集中度较高，整体市场集中度有进一步提高的趋势。伴随着2019年开始的 风电抢装潮，以及国外厂商如维斯塔斯、GE等企业逐渐淡出我国风电装机市场，我国风 电整机企业集中度不断提升，前十大整机厂商的市占率在2019-2022年分别是92.2%、 91.5%、95.1%和98.59%。随着第二、第三梯队整机企业的规模不断上升，头部企业整体 市占率有所下降，2019-2022年风电整机行业CR3分别是62.6%、49.5%、47.4%和50.96%， 头部厂商的集中度仍维持在较高水平。在海上风电领域，截止到2021年底，我国海上风 电总装机量达到2535.1万千瓦，占到整体风电装机量的比例仅为7.89%，规模仍相对较 小，导致头部整机厂商市占率的变动幅度较大。此外由于行业的进入壁垒较高，海上风 电整机厂商的数量相对较少，导致市场集中度相比于陆上风电更高，CR3在近三年维持 在70%以上。
陆上风机价格有望保持平稳，整机企业的毛利率2023年有望迎来拐点。我国陆上风电和 海上风电对大型化的需求均较为强烈，大型化的趋势在降本方面效果明显，风电项目中 标价格不断下探。2023年1月最新开标的1GW海上风电招标项目中，10家整机厂商的平均 报价为2900元/kW，最低报价为2335元/kW，海上风机首次达到2400元/kW以下，海上风机 价格仍处在下降通道。2023年1月和2月陆上风机开标项目中，6MW以上的风机价格基本 稳定在1400-1800元/kW，与2022年三北地区1400-1700元/kW的报价情况基本一致，陆上 风电价格有望企稳。在风机价格不断下探的趋势下，2022年H1我国部分风电整机厂商的 毛利率出现小幅下降。2023年随着下游陆上风电场的回报率企稳，陆上风机价格有望保 持平稳，叠加风电单机容量的不断提升，我国风电整机企业的毛利率有望迎来拐点。
四、风电零部件行业概况
4.1、塔筒
塔筒是满足风机运行的重要结构性部件。风机塔筒一般为采用钢板卷制、焊接等形式组 成的柱体或者锥体结构，作为风电机组和基础环间的连接构件，在风机中主要起支撑作 用，能够承受上方机舱、轮毂、叶片等的重力荷载、风轮引起的振动载荷及环境风荷载， 是实现风电机组维护、输变电等功能所需重要部件。塔筒的性能直接关系风机运行的安 全稳定性，塔筒发生故障需要停机检修从而影响风机效率。目前流行的塔筒结构形式有 锥筒型钢制塔筒、混凝土塔筒和钢-混复合型塔筒。较为常见的钢制塔筒为薄壁型变直 径高耸结构，由多段筒节经法兰螺栓连接而成，与基础相连的底部筒节设有门洞，塔筒 内部设有爬梯、平台等装置。
大型化趋势下，塔筒重量增加幅度远远大于高度增加幅度。随着风电机组功率的增大， 需采用更大直径的叶片，机组的轮毂高度将增加，进而带动塔筒的高度也相应增加。随 着高度的增加，为保持塔筒强度与刚度不变，需要额外增加塔筒的直径和壁厚，使得塔 筒重量增加的幅度远远大于高度增加的幅度。
钢混塔具有更高的发电效率，大型化趋势下成本优势突出。钢混塔基于其纯刚性，机头 振幅较小，叶轮迎风的入流角更加稳定，因此风能的吸收效果更佳。在相同高度、机型 和风速下，钢混塔的发电量相比于全钢塔架提高约2.78%。此外，钢混塔能够适用更为复 杂的风况地区，且具备良好的防水性能。通过对比不同机组钢塔和钢混塔的成本构成， 叶轮直径为140m时，钢塔成本远低于混塔成本；叶轮直径为165m时，分片塔与混塔成本 基本一致（未考虑钢混塔的拼接成本）；叶轮直径为185m时混塔更具有经济性。钢混塔 在结构、发电效率、成本上的优势使得其更加匹配机组大型化的趋势。
塔筒产能集中分布在“三北”地区和沿海省市。受到运输半径以及码头港口等因素限制， 塔筒的产能多紧靠在陆上风电大基地和海上风电基地。截止到2022年H1天顺风能的塔筒 产能合计约90万吨/年，产能扩充集中在“三北”和中原地区。在海上风电方面，天顺风 能正推进德国和射阳的海工基地，同时在江苏、广东/广西及福建等地规划塔筒工程规 划。大金重工的设计产能达到100万吨/年，其中海上风电蓬莱基地的产能达到50万吨/ 年，同时在阜新、兴安盟、尚义等地拥有陆上风电的产能。天能重工的产能布局在塔筒 厂商中最为分散，陆上风电基地共9个，海上风电基地共4个，总产能超83万吨/年（含在 建项目）。泰胜风能在东台、包头、哈密拥有陆上风电基地，在上海、启东兼具海上风 电产能。
4.2、铸件
风电铸件是专用于风机的高端铸件，种类多样，主要包括风力发电设备的底座、装置叶 片的轮、齿轮箱、箱体、扭力臂、壳体、行星架、主框架、定动轴、主轴套等，需满足 20年不更换的高可靠性要求。中国铸造协会测算每MW风电整机大约需要20-25吨铸件， 其中轮毂、底座、轴及轴承座、梁等合计约需15-18吨，齿轮箱部件约需5-7吨，约占风 电整机成本的10%。 风电球墨铸铁件要求高铁素基体的球墨铸铁。
风力发电机铸件要求很高的铁素体球墨铸 铁件，其材质为高规格的球墨铸铁，应有良好的抗拉强度、伸长率和刚度，而且还要求 在-20℃，甚至-40℃夏氏V型缺口的冲击韧度平均值≥10J。随着风力发电设备大型化的 发展，要求形状更为复杂的大型球墨铸铁件。因此相较于普通球墨铸铁件，要求具有在 低温下的高冲击强度、更高球化率和铁素体体积分数、附铸试块要求以及构成部件必须 经过严格的超声波探伤、磁粉探伤且不允许焊补修理。
行业集中度较低，日月股份在产能规模和布局上优势明显。风电铸件作为高端铸造件， 技术壁垒较高，建设产线所需的资金规模较大，且周期较长，这决定了风电铸件产能具 备一定的稀缺性，因此行业的集中度相对较低。目前国内铸件年产能超过15万吨的企业 仅包括日月股份、永冠集团和吉鑫科技，其他未上市企业的产能规模较小。日月股份的 铸件产能在国内排名前列，现有产能48万吨，产能规模优势明显，且具有最大重量130吨 的大型球墨铸铁件铸造能力。公司年产18万吨海装关键铸件项目已在2022年初开始爬坡， 陆上风电和海上风电大型风电铸件的布局已达成。此外，公司在建产能合计23.2万吨， 分别位于浙江宁波和甘肃酒泉，目前已开工建设，在建产能投产后日月股份的产能规模 优势将进一步扩大。
4.3、主轴
风电主轴是风机传动系统的核心部件，大兆瓦主轴具有高溢价。与轮毂、齿轮箱、发电 机等共同构成了风机发电机组传动系统，连接叶片轮毂和齿轮箱，承受轮毂处传来的周 期性载荷与随机载荷以及传动链自身的扭转振动等载荷,并将扭矩传递给齿轮箱,将轴 向推力和气动弯矩传递到机舱和塔架，起到传递动能的作用。风电主轴作为风机中的主 要受力部件，长期服役在低温等恶劣环境中，极易发生韧脆转变，造成断裂，从而引发 事故，且更换难度较大、成本较高，故主轴质量要求高，要求具备良好的调心性能、抗 振性能和运转平稳性。
主轴支撑方式有“两点式”、“三点式”、“一点式”和“内置 式”四种，其中两点式较为典型。风电主轴的铸造难度和成本随着单机功率的提升而增 长，1.5MW主轴锻件毛坯约10吨，3MW主轴锻件毛坯达到约25吨；价格方面，小兆瓦主轴价格约5-20万元，4-6MW主轴的价格约30万元，6-8MW主轴的价格达到250-270万元，由于 工艺难度的增加，大兆瓦级的主轴享有较高的溢价水平。
风电主轴分为锻造主轴和铸造主轴两种。目前市场上的主轴以锻造主轴为主，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、一定形 状和尺寸锻件的加工方法，其工艺流程包括锻造、热处理、机加工和涂装几大工艺流程。 锻造能保证锻件内部金属纤维组织的连续性，使锻件具有良好的力学性能与更长的使用 寿命，适用于受力要求高、条件恶劣的工作环境，但在锻造过程中反复加热锻压会伴随 一定的材料损耗，使得锻造法的生产效率和材料利用率与铸造法相比较低。
铸造指通过 熔炼金属，制造铸型，将熔融金属浇入与零件形状相适应的铸造空腔中，待其冷却凝固 后获得一定形状、尺寸、成分、组织和性能铸件的成形方法。铸造主轴的生产流程与铸 件类似，包括工艺设计与模具制造、毛坯铸造、机加工、表面处理。铸造能够使铸件快 速一次成型，生产效率和材料利用率都较高，适合用于大型或者结构复杂的部件生产， 但其力学性能低于同材质的锻件力学性能。
风电主轴行业行业准入门槛高，优质产能稀缺。风电主轴制造需经过长时间的技术研究、 经验积累，且技术创新快，产品换代周期短，风电主轴定制化程度较高，产品规格、材 质等方面有特殊要求，在主轴厂商持续提供高质量产品情况下，下游客户粘性高，同时 风电主轴生产过程需要巨大的资本投入和经验丰富的技术人才，因此新进入者难以快速 发展和抢占市场。在风机大型化的趋势下，大兆瓦风电主轴对钢锭锻压、空心锻造、热 处理及机械加工等方面的要求更高，国内掌握大兆瓦主轴核心技术的企业数量不多。
金雷股份和通裕重工是国内两家领先的风电主轴制造商，均可供应锻造主轴和铸造主轴。 金雷股份已全面掌握风电主轴生产各环节的核心技术，拥有全流程模铸生产线和三条全 流程锻件生产线，其主轴产品覆盖1.5MW至8MW多种主流机型，与多家全球高端风电整机 制造商保持稳定的合作关系。通裕重工作为装备制造领域的综合加工平台，已形成风电 锻件（锻造主轴）、风电铸件（铸造主轴、轮毂、轴承座等）和风电结构件三大产品系 列，公司具备适配大型产品的铸造产能，已为部分客户批量提供铸造主轴。在风机大型 化的趋势下，两家公司基于产品质量和产能优势有望占据更多大兆瓦主轴市场空间。
4.4、轴承
风机轴承是风机运行的关键部件，每台风机需配备多套轴承。风机轴承是一个风机运转 的最关键组成部分之一,连接机组中传动、偏航和变桨等系统转向，其主要功能是支撑 旋转轴或其它运动体，引导转动或移动运动并承受由轴或轴上零件传递而来的载荷，具 备良好的密封性能和润滑性能、耐冲击、长寿命和高可靠性，轴承结构、材料、制造润 滑及密封都需要进行专门设计。
风机轴承主要包括主轴轴承、偏航、变桨轴承、增速器 和发电机轴承。主轴轴承主要用于支撑风机主轴，需要同时承担风力载荷、主轴、增速 器的重力载荷；偏航、变桨轴承属于特大型转盘轴承，通常由套圈、滚动体、密封件、 保持架、隔离组成，内圈及外圈多数带有传动齿，利用与主机配套的小齿轮啮合来传递 扭矩，主要用于准确适时地调整风机朝向和叶片桨距角，保证风机垂直迎风、输出功率 稳定在安全高效的范围内；由于风电机组主轴的转速较低，需要增速器进行增速以达到 发电所需转速，风电机组增速器是大传动比的齿轮箱。每台风力发电机组用偏航轴承1 套、变桨轴承3套、发电机轴承3套、主轴轴承2套，共计9套。
滑动轴承具备承载能力强和维护成本低的优势，风机大型化趋势下其渗透率有望提升。 传统滚动轴承为点接触或线接触，滑动轴承为面接触，单位尺寸或重量的情况下承载能 力更强；传统轴承的维修需在机头吊下塔筒的情况完成替换，而滑动轴承可以设计为分 块式，灵活安装降低维修难度和成本。2021年10月，金风科技采取新型轴系的样机实现 并网，采用滑动轴承替代滚动轴承，实现了轴承载密度提升超过20%，运行可靠性提高， 维护成本降低超过60%。在风电机组大型化的趋势下，滑动轴承有望基于其自身的优势 在风电轴承中的渗透率逐步提高，特别是对于风力载荷更大的主轴轴承。
风机轴承整体国产化率较低。全球轴承市场70%以上的市场份额由八大海外厂商占据(瑞 典SKF、德国Schaeffler、日本NSK、日本NTN、日本NMB、日本NACHI、日本JTEKT、美国 TIMKEN)，高端轴承市场更是被上述企业所垄断，国内轴承制造商约占全球市场份额的 20%，目前主要占据轴承行业的中低端市场。我国轴承行业对高端轴承的进口市场需求 较大，进口依赖程度较高。叶片、塔筒、齿轮箱等其他零部件国产化率皆已超过70%，而 风机轴承领域的国产化水平仍相对较低。
风电平价背景下，高端主轴轴承进口有望加速替代，新强联等企业引领高端轴承国产化 进程。2021年在平价政策刺激下轴承行业处在加速进口替代的进程中，新强联作为行业 龙头，拥有大尺寸风电轴承的全套加工工艺，目前3MW主轴轴承实现了国内的大批量供 应，近年来增长势头较快。瓦轴、洛轴等企业也都开始了小批量供应。根据2021年北京 风能展上的相关介绍，瓦轴已具备风电全系列轴承的生产能力，十四五目标完全实现主 轴轴承、齿轮箱轴承、发电机轴承的国产化；天马轴承在传统的偏航变桨轴承之外，也 展览了8MW主轴轴承、三排圆柱变桨轴承新产品。风机轴承属于高附加值产品，新强联作 为行业龙头，近几年轴承业务的毛利率稳定在30%以上，在风机大型化的趋势下，看好业 内企业在大型轴承批量生产后利润得到释放。
4.5、叶片
叶片长度不断提升促成风电机组大型化趋势。叶片是风电机组转换风能的关键部件，其 设计技术和发展状况直接决定了风电机组的发电效率与成本。更大的风轮和更高的轮毂 高度可以使机组在较低风速的地区捕获更多的风能，提升有效利用小时数，进而提高机 组的功率，风电机组大型化成为降低度电成本的有效途径。根据CWEA的统计，我国新增 风电机组的平均风轮直径从2010年的78米提升至2020年的136米，叶片大型化提升明显。
碳纤维的应用是实现叶片轻量化的有效途径。叶片的重量随着长度的增加呈现几何级增 长，进而推高整机重量，为确保风机系统安全稳定运行，叶片需具备更高的强度、刚度 等性能。叶片由增强纤维、树脂基体、芯材等构成，其中增强纤维用于提高叶片的刚度， 现阶段以玻璃纤维为主。与玻璃纤维相比，碳纤维的拉伸模量更高，具有更强的抗疲劳 性能，可延长叶片寿命，但密度低了30%-35%，碳纤维的应用能够有效提升叶片性能的同 时降低叶片重量。碳纤维在叶片中的主要应用部位是主梁，与同级别的高模玻璃纤维主 梁叶片相比，可实现减重20%-30%。
目前风电碳纤维供应商集中在日本东丽、三菱、德国SGL等，未来几年国内碳纤维厂商的 新增产能将超22万吨/年，其中大丝束碳纤维的产能超12万吨/年，碳纤维的供应能力将 明显提升。此外，维斯塔斯在拉挤板主梁相关技术的专利保护在2022年7月19日到期，其 他企业开发碳纤维主梁叶片的限制消除，国内叶片厂商降碳纤维应用到叶片的规模有望 大幅增长，叠加碳纤维供应能力的提升，供需两端同时提升的情况碳纤维价格有望下降， 使得碳纤维叶片的经济性逐步凸显。
叶片大型化、轻量化趋势下，看好龙头企业市占率进一步提升。时代新材是全球少数具 备聚氨酯叶片批量制造的企业，公司全力推进叶片大型化的研发工作，产品快速迭代， 公司自主研发的TMT110A海上叶片首次采用碳纤维拉挤板，可较大程度的降低叶片和整 机载荷，降低项目成本。公司聚氨酯叶片工艺日趋成熟，缩短了聚氨酯叶片成型周期。 在海上风电领域，公司的百米级海上叶型SR220、D225均实现了市场突破。中材科技拥有 90余款叶片产品，可适用多种不同运行环境，2022年迭代出90米级别型号产品，践行叶 片大型化趋势，公司现有12GW以上的叶片产能。在叶片大型化和轻量化的趋势下，看好 叶片研发实力强劲的龙头企业的市占率进一步提升。
4.6、海缆
海底电缆是陆地和岛屿以及海岛之间电力传输不可或缺的核心部件，是用绝缘材料包裹 的敷设在海底的电缆，用于电信传输，包括海底电力电缆和海底通信电缆两大类。海底 电力电缆主要用于在海洋中输送交流或直流电流，传输电流电压的类型取决于海洋输电 线路的容量、长度及成本等，可用于连接智能电网，为岛屿、海洋平台和海底观测站等 供电，或将海洋发电装置产生的电能输送到陆上变电站等。海缆输送系统是跨海联网工 程建设的关键领域，在区域电网形成互联中起到举足轻重的作用。
大兆瓦、长距离传输电力需选取高电压海缆，国内龙头海缆企业均具备高电压海缆交付 能力。海上风电的输电方式取决于海上风电场的类型和风电场到电网连接点的距离。一 般情况下，高压交流输电受交流电缆充电电流影响，只适用于近海小规模风电场；高压 直流输电较为适用于电能远距离输送。目前国内主流交流海缆电压等级为220kV，输电 能力能够达到18-35万kW，受到技术与绝缘要求，大截面220kV和500kV海缆单回需铺设 3-4根，对海缆的需求量大幅提升。对于超过60km的深水海上风电场，大多采用柔性直流 海缆输电，对于装机规模在50-100万kW的项目，电压等级选取±200kV-±320kV；对于装 机规模大于100万kW的项目，电压等级选取±320kV-±800kV。国内海缆龙头东方电缆、 中天科技、亨通光电均具备500kV交流海陆缆系统、±535kV直流海陆缆系统的交付能力。
漂浮式海上风电与动态电缆有望成为未来的主流。近年近海固定式风电平台的开发趋于 饱和状态，且近海空间资源有限，约80%的海上风能资源在60m以上水深的海域中，海上 风电的发展将从浅近海走向深远海。水深增加，风力更强，固定式的支撑结构难度更大， 海上风机支撑结构形式需转变为漂浮式支撑结构。同时，漂浮式海上风电在远离海岸线 的水域安装，便于消除视觉的影响，可降低噪声、电磁波对环境的不利影响。因此漂浮 式海上风电平台作为远海风能的获取系统，有望成为未来海上风电发展的主流。
动态海 联系统分为静态海缆端和动态海缆端。静态海缆端敷设于海床，为常规海底电缆。动态 海缆系统的动态海缆端为浮式海上风电平台的重要组成部分，由动态海缆及相关附件 (浮体单元、锚固终端以及防弯器等)组成，也是浮式风机与静态海底电缆间的连接设备， 是该输电系统的关键装备。目前，国际上已有多条动态电缆项目投入运营，国内的动态 电缆项目处在科研或小规模示范阶段。根据全球风能协会、探索浮动风能以及欧洲风电 等机构的预测，全球漂浮式风机数量将从2022年的50座提升至2030年的1500座。漂浮式 海上风电项目的建设将有效带动对动态电缆的需求。
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