（報告出品方/作者：安信證券，王哲宇，張正陽）

1.“短期陣痛”與“美好遠景”并存，風電行業在曲折中前行

1.1.2022復盤：風電板塊業績兌現低于預期，板塊大幅回調

2020-2022 年風電板塊連續三年跑輸電力設備行業整體漲幅。2020-2022 年申萬風電設備板 塊累計漲幅為 71%，跑輸電力設備板塊 43%，在各個子板塊中排名倒數第三，僅優于電網設 備和電機板塊。分年度來看，無論是在電力設備行業大幅上漲的 2020-2021 年還是整體回調 的2022年，風電設備板塊表現均難言出色，2021/2022年風電板塊整體漲幅為+39.8%/-25.5%， 分別跑輸同期電力設備板塊 8.1%/0.1%，在各個子板塊中排名倒數第一/倒數第二。

業績兌現度低是導致風電板塊走勢偏弱的重要原因。復盤近三年風電板塊的走勢，我們認為 業績預期的持續落空是導致風電板塊漲幅落后的主要原因，2021 年后板塊已經歷了兩輪“業 績預期上移-業績兌現落空”導致的大幅波動。自 2020 年的搶裝時期的業績高點后，2021 年 起風電板塊營收及歸母凈利潤同比增速呈逐季下滑趨勢，2022 前三季度板塊整體收入/歸母 凈利潤分別同比下滑 13%/20%，為電力設備行業中唯一業績下滑的子版塊。

目前風電板塊估值處于過去五年均值水平附近，2023 年板塊有望同時實現業績兌現與估值上 修。截至 2022 年底，風電板塊整體 PE（TTM）約為 24.5 倍，位于 2017-2022 年均值水平（25 倍）附近。雖然表觀上看板塊估值并無明顯吸引力，但我們認為當前估值是建立在較低的業 績基數上，若板塊 2023 年業績得到較好兌現，行業整體估值水平仍有較大提升空間。因此， 隨著行業逐步走出 2021-2022 年“陣痛期”，我們看好風電板塊 2023 年的投資機會，“EPS 提 升+估值上移”的雙擊邏輯或可期待。

1.2.短期陣痛：2022年海內外風電項目推進偏慢，行業盈利承壓

風電項目開發建設周期長，2021-2022 年國內風電行業尚處于搶裝過渡期，終端裝機需求啟 動速度偏慢。風電項目從前期選址、測風、核準到后期招標、建設、并網通常需要 2-3 年左 右的開發周期，2020/2021 年陸上/海上風電搶裝期間大量成熟項目集中并網，而新的平價項 目大多仍處于前期開發階段，因此 2021-2022 年國內風電裝機存在一定的“真空期”。根據 國家能源局的統計，2022 年 1-11 月國內新增風電裝機僅為 22.5GW，同比下滑近 9%，低于此 前預期。

疫情、供應鏈等因素進一步拖累 2022 年海內外風電項目建設進度。就國內而言，“十四五” 期間陸上風電主要集中在三北大型清潔能源基地，2022 年前三季度西北、東北、華北地區合 計新增風電裝機占比達到 75%，而 2022 年下半年起新疆、內蒙古等風電裝機大省疫情形勢較 為嚴峻，導致運輸、安裝進度普遍受到影響。海外市場方面，2022 年俄烏沖突導致能源價格 大幅上行，風電供應鏈成本隨之明顯上漲，同樣對設備交付與項目建設造成較大沖擊，2022 年前三季度海外風機廠商交付量普遍同比下滑 20%以上。

原材料價格上漲侵蝕產業鏈利潤空間，2022 年風電產業鏈盈利普遍承壓。在裝機滯后的同時， 2021-2022H1 高企的原材料價格進一步壓縮了風電產業鏈整體的利潤空間，以成本占比較高 的鋼材為例，2020-2021 年北美/歐洲/亞洲鋼鐵價格指數分別上漲 138%/80%/31%。2022 年上 半年國內鋼材價格雖較 2021Q2 的峰值有所回落，但整體仍處于較高區間，歐美鋼材價格則 由于俄烏沖突進一步沖高，直到 2022 年下半年才步入明顯的下行通道。因此，在原材料成 本的沖擊下，2021 年下半年起風電產業鏈盈利持續承壓，風電零部件板塊毛利率逐季下滑， 直到 2022Q3 才觸底企穩。

1.3.美好遠景：2023年行業否極泰來，景氣度有望明顯提升

短期陣痛無礙美好遠景，風電行業仍具備長期成長空間。根據國際能源署（IEA）最新的《世 界能源展望 2022》，為實現 2050 年凈零排放的目標，2050 年全球可再生能源裝機占比需超 過 80%，其中光伏與風電將貢獻主要增量。根據 IEA 的測算模型，2030/2050 年全球累計風 電裝機規模將達到 3072/7795GW，對應 2021-2030 年年均裝機超過 230GW，而 2021 年全球新 增風電裝機規模僅為 94GW，行業長期成長空間巨大。

“至暗時刻”已過，2023 年風電行業否極泰來。無論是從“量”的角度還是“利” 的角度，2022 年風電行業均面臨較大壓力，但站在當前的時間節點，我們認為行業最艱難的 時刻已經過去，2023 年景氣度有望明顯提升。一方面，經過 2021-2022 年的鋪墊，2023 年 起全球風電裝機將重回上升軌道，其中國內啟動速度快于海外；另一方面，隨著大型化的持 續推進以及大宗商品價格的回落，當前全球陸上/海上風電的經濟性已較為突出，2023 年風 機零部件環節盈利有望迎來修復，風電場開發則有望成為國內風機廠重要的盈利來源。

2.2023年國內裝機提速，2024年海外需求接力

2.1.國內：“十四五”后半程裝機加速，2023年需求高景氣

2.1.1.招標規模預示2023年國內裝機高景氣

“十四五”后半程國內風電裝機亟待提速。我們統計大陸 31 個省份“十四五”新增風電裝 機規劃超過 300GW（新疆、陜西、重慶三地未分拆風光裝機規模，假設風光裝機比例為 1:1）， 而 2021-2022 年預計僅完成不到 100GW，進度明顯偏慢。因此，為完成規劃目標，2023-2025 年國內新增風電裝機規模需達到 200GW 以上，對應年均裝機規模為 65-70GW，“十四五”后半 程國內風電裝機有望加速。

當前國內陸上風電項目經濟性突出。自 2020 年陸風國補退出后，國內風電行業大型化降本 的速度持續加快，目前已順利完成從補貼到平價的過渡。根據西勘院的測算，2021 年國內陸 上風電初始裝機成本處于 5.1-7.1 元/W 的區間。考慮到 2022 年國內風機招標價格進一步大 幅下降，預計目前三北平地風電初始成本可低至 5 元/W 以下，在不考慮配套儲能成本的前提 下，我們測算當前陸上風電項目的資本金 IRR 超過 11%，在考慮 20%/2h 的儲能配置要求后（假 設配套儲能完全無收益），項目的 IRR 仍可達到 7.5%。因此，我們認為當前國內陸上風電項 目的經濟性已經較為突出，投資業主的積極性無須憂慮。

國內海上風電平價進程快于預期。2020-2021 年國內海風搶裝期間無論是設備供應還是施工 資源均較為緊張，根據水規總院的統計 2021 年國內海上風電單位造價高達 18.5-23.5 元/W， 因此此前市場普遍預期國補退出后國內海風仍需一段較長時間的平價過渡期。但隨著海風機 型的快速升級以及搶裝結束后施工成本的大幅下行，目前國內海風初始投資成本已有大幅下 行，2022 年廣東平價海風項目的 EPC 招標價格基本落在 12-15 元/W 的區間，江蘇、浙江、 山東則為 9-12 元/W。在單位投資成本 12.5 元/W、年發電 3000 小時、上網電價 0.40 元/kWh 的假設下，我們測算國內海風項目資本金 IRR 接近 7%，已具備平價條件（短期內平價海風項 目配儲要求較低）。

2022 年國內風機招標規模可觀，2023 年有望迎來集中交付。綜上，我們認為在“雙碳”目 標以及項目自身經濟性的驅使下，國內風電行業已步入成長新周期。復盤過去十年國內風機 招標規模以及新增裝機規模的變化趨勢，可以發現風機招標量可作為新增裝機的前置指標， 前一年的高招標量通常預示著下一年的高裝機規模。而根據金風科技的統計，2022 年前三季 度國內風機公開招標規模已達到 76GW，預計全年將接近百 GW 量級，因此我們對于 2023 年國 內風電裝機持樂觀態度，隨著疫情、供應鏈問題的逐步緩解，此前延期的項目將重新啟動， 預計 2023 年國內新增風電裝機規模有望達到 80GW，同比增長超過 60%。

2.1.2.海上風電將為國內風電裝機貢獻重要增量

國內沿海省份積極推動海上風電發展，“十四五”新增海風并網規劃接近 60GW。對于用電負 荷較高、陸上風光資源相對匱乏的東部沿海省份而言，發展海上風電是實現雙碳目標的重要 途徑，2021 年以來各省相繼發布海風發展規劃，十四五期間目標新增裝機規模接近 60GW。若考慮各省公布的中長期裝機規劃目標，我們預計“十四五”期間國內海上風電實際開工建 設規模將遠超于此。

考慮潛在的消納問題后，國內海上風電裝機確定性高于陸上風電。“十四五”期 間國內陸上風電將集中在三北等大型清潔能源基地，客觀上與電力需求端存在較遠的距離， 后續消納問題可能成為限制裝機的潛在瓶頸，需要特高壓輸電線路、調峰火電、儲能等配套 設施進行保障。相較而言，廣東、江蘇、山東、浙江等沿海用電大省自身均有較大的發用電 量缺口，因此海上風電短期內基本無需考慮消納問題。同時，對于沿海經濟發達地區而言， 支持海風發展的財政手段也更為豐富，目前廣東、山東、浙江、上海已經明確給予符合條件 的海風項目一定程度的補貼。

國內平價海風項目快速推進，2023 年并網規模有望超過 10GW。此前國內海風項目的開發建 設周期一般為 2-3 年，而在投資業主與地方政府的積極推動下，2022 年以來國內平價海風項 目的推進速度大幅提升，部分項目甚至實現了當年規劃、當年核準、當年開工、當年并網發 電的“奇跡”。根據我們的不完全統計，目前已有超過 18GW 的平價海風項目進行了風機招標 （不包括框架性集采），其中 5GW 左右的項目已在 2022 年完成風機交付（部分項目能源局并 網口徑或有所延后）。雖然個別項目由于軍事、用海審批、安全事故等原因進度略有推遲， 但從已完成招標及待招標項目的規模來看，我們預計 2023 年國內海風裝機規模將超過 10GW， 較 2022 年實現翻倍以上增長。

2.1.3.分散式風電及老舊風場改造潛在裝機空間可觀

分散式場景有望成為國內風電裝機的重要補充。目前國內風電裝機形式主要為大型集中式風 電場，截至 2021 年底全國分散式風電的累計裝機規模僅為 10GW，占比不到 3%，其中大部分 來自 2021 年補貼退出前的集中搶裝。《“十四五”可再生能源發展規劃》提出積極推進風電 分布式就近開發，創新風電投資建設模式和土地利用機制，實施“千鄉萬村馭風行動”，以 縣域為單位大力推動鄉村風電建設，推動 100 個左右的縣、10000 個左右的新行政村鄉村風電開發。此前較為繁瑣的審批手續是限制國內分散式風電發展的重要原因，隨著鄉村清潔能 源建設的深入以及項目審批流程的優化，未來分散式風電有望成為國內風電裝機的重要補充。

老舊風場的改造需求逐漸顯現。2021 年底國家能源局發布《風電場改造升級和退役管理辦法》 征求意見稿，鼓勵并網運行超 15 年的風電場開展改造升級和退役，而 2006-2010 年間國內 新增風電裝機規模超過 40GW，“十四五”開始這部分機組將逐步進入運行周期的中后段，潛 在改造需求可觀。長期來看，目前國內 2MW 以下的存量機組超過 100GW，且大多位于風電資 源豐富的地區，后續“以大換小”有望成為提升存量風電場運營效率的重要手段。

綜上所述，我們認為 2021-2022 年為國內風電行業的蓄力調整期，2023 年起裝機規模有望明 顯提升。結合各省公布的風光裝機目標，我們預計 2025 年國內新增風電裝機規模有望突破 90GW，對應 2023-2025 年平均復合增速接近 25%。其中，海上風電將成為重要的結構性增量， 2025 年裝機規模有望達到 20GW，2023-2025 年年均增長近 60%，占比則由 2022 年的 10%左右 提升至 20%以上。

2.2.海外：2023年裝機仍受一定壓制，2024年起需求有望復蘇

2.2.1.歐美能源轉型加速，新興市場方興未艾

當前陸上風電為全球范圍內度電成本最低的可再生能源發電形式，未來發展空間廣闊。根據 國際可再生能源署（IRENA）的測算，2010-2021 年間全球陸上風電的平均度電成本由 0.102 美元/kWh 下降至 0.033 美元/kWh，雖然下降幅度不及光伏，但仍為當前成本最低的可再生能 源發電形式。與此同時，海風的度電成本在過去十年中亦有明顯降低，目前已達到與化石能 源基本相當的水平。因此，從經濟性的角度出發，我們認為全球風電行業已步入可持續成長 的平價時代。

近年來海外風電市場整體趨勢向上。海外風電市場起步較早，但經過 21 世紀頭十年的快速 成長后，2010-2019 年海外新增風電裝機規模始終在 20-35GW 的區間內震蕩，成長性并不突 出。而隨著全球碳中和目標的逐漸明確，2020 年后海外風電市場已迎來新一輪發展機遇，2020 年裝機規模首次突破 40GW，2021 年則達到 46GW，增速較此前明顯抬升。

俄烏沖突加速歐洲能源轉型進程，風電裝機中樞有望大幅上移。2022 年俄烏沖突加劇導致歐 洲能源價格大幅上行，歐洲能源轉型腳步進一步加快，歐盟委員會于 2022 年 3 月 8 日發布 旨在加強歐盟能源安全與可持續性的 REPower EU 行動方案，計劃在 2030 年前部署 480GW 風 電與 420GW 光伏裝機。2022 年 5 月，歐盟進一步將 2030 年可再生能源占比由原 Fit for 55 計劃的 40%提升至 45%，2030 年可再生能源裝機規模則由 1067GW 上修至 1236GW。從經濟性 的角度出發，歐洲天然氣與電力價格的上行亦為可再生能源留下了更大的發展空間，根據 LevelTen Energy 的統計，2022Q3 歐洲風電項目的 PPA 電價指數達到 78.5 歐元/MWh，較 2021 年初水平提升超過 60%。

IRA 政策明確未來十年高額度補貼，美國風電行業有望步入平穩發展期。從歷史上看，美國 風電裝機具有較強的周期性，補貼政策的不穩定是重要原因，自 1992 年針對風電的生產稅 收抵免（PTC）首次提出后，相關的補貼政策已有多次“到期-延期”的過程，導致美國風電 行業出現了多輪搶裝。2015 年底美國政府將風電 PTC 延期五年，2020 年底后開工的風電項 目將無法享受 PTC（后由于疫情原因延期至 2021 年底），因此大量項目集中在 2020 年開啟建 設，此前市場普遍預期 PTC 退出后美國風電裝機將面臨較大壓力。而 2022 年 8 月正式生效 的《通脹削減法案》（IRA）明確 2032 年前滿足條件的美國風電項目均可享受 2.6 美分/kWh 的 PTC 或 30%的 ITC 補貼，無論是政策延續的長度還是補貼的額度均較此前大幅提升，我們 預計穩定的補貼政策將助力美國風電行業進入平穩快速的新發展期。

新興風電市場潛力巨大，未來有望貢獻重要增量。長期以來中國、歐洲、美國在全球新增風 電裝機中的占比超過 80%，隨著風電成本的進一步降低以及各地區清潔能源轉型的腳步進一 步加快，未來風電有望在更多地區得到大規模應用。整體上看，近年來日韓、澳洲、拉美、 東南亞等地區均加快了風電裝機的部署速度，2021 年中美歐以外地區新增風電裝機規模超過 15GW，達到歷史最高水平，未來新興風電市場有望貢獻更多增量。

海上風電將成為海外地區的重點發展方向。考慮到海外發達地區電力負荷同樣主要集中在沿 海地區，且陸上可開發土地資源相對緊張，因此海上風電成為了當前許多海外地區的發展重 點。截至 2021 年底海外地區海上風電累計裝機規模不到 30GW，而根據我們不完全統計 2030 年歐盟、英國、美國、日韓、澳洲、越南、印度等地區海上風電裝機規劃已達到 200GW 左右， 未來海外海風裝機有望迎來成倍增長。

2.2.2.供應鏈擾動導致2023年海外風電裝機仍受一定壓制

海外風電項目開發周期相對較長，從規劃到落地需要一定時間。我們對于海外風 電的長期發展空間持樂觀態度，但同時也需考慮到風電項目的開發有其客觀規律，從紙面上 的規劃數字落實到最后的實際裝機絕非一日之功。尤其是對于歐美等發達地區，用地用海、 環保、供應鏈等方面的限制相對較多，大型風電項目（尤其是海上項目）的開發建設流程往 往長達數年。以英國為例，2015 年起共進行了四輪可再生能源差價合約（CfD）拍賣，累計 共有 16 個海上風電項目入選，總容量達 16.8GW，但項目從完成拍賣到最終全部并網基本需 要 4-5 年，2023 年預計并網的項目基本上來自 2017 年的拍賣。因此，雖然 2021 年海外完成 競標的風電項目規模已有明顯提升，但大多對應 2024 年之后的裝機，短期內實際落地的項 目規模可能并不會有明顯躍升。

2023 年海外風電行業供應鏈問題有望緩解，但仍對裝機存在一定影響。2022 年 海外能源、大宗商品價格的飆升對風電供應鏈造成了極大擾動，導致大量項目延期，隨著近 期大宗、海運價格的調整，我們預計 2023 年供應端的擾動將有所緩解，但負面影響仍然難 以完全消除。從海外風機價格的變化趨勢來看，2022 年前三季度海外風機廠商新簽訂單的均 價較 2021 年普遍上漲 15%以上，額外增加的裝機成本或讓部分項目業主繼續保持觀望態度。以美國為例，根據美國清潔能源協會（ACP）的統計，截至 2022Q3 美國延期的風電項目規模 達到 8.4GW，較 2021 年底增加一倍以上。

2023 年海外新增風電裝機前低后高，2024 年起有望明顯加速。綜上所述，我們認為 2023 年 很難成為海外風電裝機的大年，2022 年前三季度 Vestas/SGRE/GE 三大頭部風機廠商的新簽 訂單規模分別同比下滑 37%/33%/49%，2023 年交付規模難言樂觀。但從更長的時間維度來看， 我們認為隨著供應鏈狀況的持續改善，2023 年下半年開始海外風電行業景氣度有望逐步提升， 2024 年之后裝機或將明顯加速。

2.2.3.海外本土產能存在瓶頸，國內廠商迎來出海機遇

海外本土風電產能相對有限，或成為未來限制風電裝機的瓶頸。從需求端來看，我們認為海 外風電發展的空間已經充分打開，但與此同時供給端的瓶頸或將長期存在，尤其是對于需求 增速更快、供應鏈要求更高的海上風電領域。即便是海風產業鏈發展最為成熟的歐洲，目前 本土海上風機、樁基、海纜等環節的產能已經較為緊張，部分頭部廠商的訂單甚至已經排到 2025 年之后，而對于此前海風發展相對較慢的美國、日韓、澳洲等地區，供應鏈保障問題或 將更為突出。

國內風電產業鏈在供應穩定性以及成本上均有明顯優勢，未來潛在出海空間巨大。從現有產 能及未來規劃來看，歐美本土風電產業鏈難以支撐其宏大的裝機規劃，而國內廠商可作為填 補供需缺口的重要補充。此外，無論是在擴產的速度和幅度、供應的穩定性還是制造成本上， 國內風電產業鏈均具備明顯優勢，尤其是在供應鏈動蕩加劇的 2021-2022 年，海內外風電產 業鏈之間的成本差距正進一步擴大。以風機環節為例，2021 年起海外風機廠商價格明顯調升， 但盈利能力仍然大幅下滑，而國內廠商在風機價格快速下降的背景下仍然保持了較好的盈利 水平，塔筒/樁基環節的情況也較為類似。

雖然目前歐美均提出了重振本土制造的目標，并 采取關稅、反傾銷等各種形式的貿易壁壘對國內廠商加以限制，但從自身競爭力和供需缺口 的角度來看，我們認為未來國內廠商未來的出海空間仍然值得期待。綜上，我們認為在經歷 2022-2023 年短期的動蕩后，2024 年起海外風電裝機將重新迎來快速 發展，屆時國內風電產業鏈也將迎來難得的出海機遇，未來行業有望實現“海外風電市場擴 大+海外市場份額提升”的共振。

3.產業鏈：海風產業鏈成長屬性更強，2023年零部件回歸強勢地位

3.1.風機大型化是行業長期的發展方向

大型化是風電降本的主要途徑，進入平價時代后國內風機大型化進程明顯加速。此前國內風 電補貼退坡節奏相對平緩，產業鏈并無太強降本訴求，風機大型化進程較為緩慢，根據 CWEA 統計，2020 年陸風補貼最后一年國內新增陸上風機功率約為 2.6MW，僅相當于德國 2013 年 水平，2021 年海風補貼最后一年國內新增海上風機功率約為 5.6MW，相當于歐洲 2017 年水 平。隨著平價時代的到來，近年來國內風機大型化的進程明顯加速，CWEA 統計 2021 年國內 新增陸上風機平價功率大幅提升至 3.1MW，2022 年主流陸上機型則進一步由 4MW+提升至 5-6MW，2022 年平價海風項目的主流機型為 7-8MW，2023 年進一步提升至 10MW+。

對于風電產業鏈而言，大型化既是挑戰也是機遇。一方面，大型化將帶動風電成本持續下降， 從而有效刺激下游裝機需求；另一方面，大型化意味著單瓦裝機對應的風機及零部件價值量 顯著攤薄，行業呈現出較強的“通縮”屬性。因此，我們認為在大型化的趨勢下，風電行業 整體的市場規模或將保持基本穩定，“量增價減”將是未來的主旋律。而對于產業鏈各環節 而言，大型化將進一步提升行業門檻，充分順應大型化趨勢的廠商有望實現市場份額的持續 提升。從投資的角度，我們建議重點關注以下幾條主線：1）成長屬性更強的海風產業鏈；2） 市占率持續提升，盈利有望修復的頭部零部件廠商；3）具備核心競爭優勢，利潤來源逐步 拓寬的優質風機廠商。

3.2.海風產業鏈：成長屬性更強，區位布局為核心競爭要素

海上風電發展空間更為廣闊，成長屬性更強。根據 GWEC 的統計，截至 2021 年底全球累計海 上風電裝機容量約為 57GW，在全球風電裝機中的占比僅為 6.8%，雖較 2020 年不到 5%的水平 明顯提升，但整體上仍處于較低水平。從環保、用地、消納等角度出發，目前 無論是國內還是海外均將海上風電作為重點發展的方向，我們預計未來海上風電的裝機占比 有望持續提升，海風產業鏈具備更強的長期成長屬性。

海纜與基礎在海上風電初始投資成本中占據重要比例，充分受益海風裝機放量。相較于陸上 風電，海上風電的增量投資主要體現在海纜、基礎以及更高的安裝成本，一般而言海上風電 初始投資成本中風機及塔筒的占比大概為 30%-40%（陸上風電一般達到 60%-70%），海纜占比 為 10%左右，基礎占比約 10%-15%（包括海上升壓站），安裝工程（基礎安裝、風機吊裝、海 纜敷設）則為 20%左右。因此，海上風電裝機的放量將帶動海纜、基礎等配套環節的需求快 速增長。

隨著海上風電逐步走向深遠海，海纜、樁基環節的單位價值量有望保持基本穩定。就海上風 電而言，“風機功率提升”與“風電場離岸距離提升”是兩個最為重要的發展趨勢，前者主 攻“降本”（降低單瓦初始投資成本），而后者意在“增效”（提升發電小時數）。以海風發展 較早的歐洲為例，2012 年前海上風電場的離岸距離基本在 50km 以內，平均水深不超過 20m， 而近年來已有大量海上風電場的離岸距離達到 50km 甚至 100km 以上，平均水深亦逐步提升 至 30m-60m。因此對于海纜和樁基環節而言，海上風電場離岸距離與水深的提升將有效對沖 風機大型化帶來的攤薄效應，從而使兩者成為風電產業鏈中少數能夠保持單位價值量基本穩 定的環節。

海風產業鏈競爭格局相對穩定，項目經驗與區位布局是核心競爭要素。一方面，海上風電的 安裝與運維成本顯著高于陸上風電，投資業主與 EPC 承包商通常更傾向于項目經驗更多、產 品性能更有保障的設備供應商，以降低故障概率以及維護成本；另一方面，目前海上風電的 裝機區域相對集中（主要為歐洲與中國），同時葉片、海纜、樁基等大型零部件的運輸難度 普遍較大，離風電場距離更近的當地化廠商具有明顯的區位優勢。因此，與陸上風電相比， 長期以來海風產業鏈的競爭格局始終保持穩定且更為集中，2021 年底全球海上風機累計裝機 規模的 CR1/CR3/CR5 分別達到 34%/64%/82%，明顯高于陸上風電的 18%/42%/59%，近年來海 內外海纜、樁基環節的市場參與者及份額也基本保持穩定，歐洲 2013-2020 年間海風基礎、 送出海纜市場的 CR3 高達 74%/92%。

3.2.1.海纜：國內一線廠商壁壘深厚，二線廠商承接外溢訂單

國內海纜市場格局清晰，三大頭部廠商優勢明顯。海纜（尤其是送出纜）在海風項目中承擔 著輸送電能的重要作用，因此項目業主對于海纜供應商的選擇通常較為慎重，起步較早、工 藝領先、項目經驗豐富的頭部廠商具備明顯的先發優勢。長期以來國內海纜市場的競爭格局 較為穩定，中天、亨通、東方三家一線海纜廠商占據絕大多數市場份額，漢纜、寶勝、萬達 等二線海纜廠商與一線廠商之間的差距較為明顯。

隨著國內海風項目朝高壓、直流方向進一步升級，短期內一線海纜廠商壁壘仍然深厚。此前 國內海上風電項目的集流/送出海纜主流電壓等級一般為 35kV/220kV，而隨著海上風電項目 離岸距離的提升，高電壓等級（220kV 以上）以及直流海纜有望逐步得到應用，例如廣東陽 江的多個平價海風項目均采用了高電壓等級送出方案。雖然部分二線海纜廠商已在 220kV 的 送出海纜上實現了從零到一的突破，但對于更高電壓等級的方案，目前僅有三家一線廠商具 備實際項目經驗，因此我們預計短期內一線廠商的競爭壁壘仍較為深厚。

高壁壘疊加區位優勢，目前一線海纜廠商訂單飽滿，同時有望維持高毛利水平。綜合來看， 我們認為進入平價時代后海纜環節較好的競爭格局仍將延續，一線海纜廠商將率先受益國內 海風裝機起量，目前中天、亨通、東方三大廠商海纜訂單均較為飽滿，新產能建設亦穩步推 進。與此同時，雖然搶裝結束后國內海風產業鏈面臨較大的降本壓力，但頭部海纜廠商仍有 望憑借自身的區位優勢（率先布局重點海風裝機區域）以及產品結構的優化（向高壓產品傾 斜）維持較好的盈利能力。

海外訂單外溢國內，國內一線海纜廠商出海腳步加快。如前所述，未來海外海上風電市場同 樣將保持快速增長，而 Prysmian、NKT、Nexans 等傳統海外本土供應商海纜訂單已較為飽滿 且擴產速度相對較慢，因此國內海纜廠商正迎來出海良機。我們認為國內一線海纜廠商無論 是在技術工藝還是在成本控制上均有一定優勢，此前相對匱乏的海外項目經驗是主要的制約 因素，2022 年以來國內頭部海纜廠商先后斬獲多個海外項目訂單，后續隨著項目經驗的積累， 國內廠商在海外市場的拓展有望持續加速。

二線海纜廠商承接一線廠商外溢訂單，需求高景氣階段無需過度擔憂競爭格局惡化。綜上， 雖然近年來國內海纜市場參與者數量有所增加，但整體來看具備高電壓等級項目經驗以及優 質區位資源的頭部廠商產能仍然較為有限，在需求高景氣的情況下無需過度擔憂行業競爭格 局與盈利能力的惡化。而在一線廠商訂單趨于飽和的狀態下，部分二線廠商亦將承接部分外 溢訂單，2022 年漢纜、寶勝、萬達、起帆等廠商均在平價海風項目中有所斬獲，未來將同樣 受益于海風需求的高景氣。

以明陽陽江青洲四項目為例，在 2022 年 2 月公布的海纜中標候 選人中寶勝的報價較東方電纜低 10%以上，但最終東方電纜仍然獲得了兩個標段的全部份額， 充分體現了一線廠商的綜合競爭優勢；而最終該項目因多種因素由 2022 年延期至 2023 年交 付，出于整體生產統籌計劃的考慮，2022 年底東方電纜與開發商友好協商將部分訂單重新釋 放，充分體現了 2023 年一線海纜廠商排產端的飽滿以及由此導致的訂單外溢。

3.2.2.樁基：頭部廠商“跑馬圈地”腳步加快

2023 年國內海風樁基廠商出貨量及盈利有望強勢反彈。隨著 2021 年搶裝結束后國內海風裝 機步入短暫“真空期”，2022 年國內海風基礎需求大幅下滑，加工費與單噸盈利亦持續承壓， 2022 年行業遭遇“量利雙殺”。如前所述，我們預計 2023 年國內海風裝機將重回高速增長， 而基礎作為海風項目建設中的前端環節有望率先起量，相關公司業績有望觸底反彈。

區位布局為核心競爭要素，國內頭部樁基廠商積極“跑馬圈地”。相較于海纜，樁基的產品 同質化程度相對較高，在滿足性能要求的前提下，價格與交付能力是項目業主與施工方主要 的考量因素。因此，海風樁基廠商的區位布局是決定其競爭力的核心要素，當地化的產能布 局一方面能夠有效降低運輸成本，另一方面也能與政府、投資業主形成更強的綁定關系，從 而在訂單獲取上占據優勢。考慮到優質的區位資源（碼頭、場地、政府關系等）具有一定的 排他性，因此我們認為率先完成“跑馬圈地”的樁基廠商將具備明顯優勢，目前各家上市公 司均加快了產能布局的速度。

國內海風樁基廠商加速開拓海外市場，頭部廠商已取得較大突破。雖然歐盟于 2021 年底對 進口自中國的鋼制風塔作出反傾銷終裁裁決，但即便考慮 7.2%-19.2%的反傾銷關稅后（暫不 涉及海風樁基），我們預計國內廠商仍具有一定的價格優勢。2022 年大金重工已公告中標多 個海外海風項目訂單，充分印證了國內頭部廠商在全球范圍內的競爭力，與此同時天順德國 海工基地建設亦處于穩步推進狀態，后續同樣有望充分受益歐美海風建設加速。

3.3.風機：國內市場競爭激烈，風場開發與海外市場有望貢獻更多盈利

2020-2021 年搶裝潮期間國內風機市場集中度有所分散。在中國風電行業十余年來的發展歷 程中，風機廠商已經歷了多輪整合出清，活躍風機廠商的數量由最初的二十余家減少到目前 的十家以內，前十風機廠商的合計份額則由 2013 年的 80%以下提升至 2021 年的 95%左右。但是在前十風機廠商內部，行業的格局卻始終未能固定，尤其是在 2020-2021 年陸上/海上 風電搶裝期間，由于頭部風機廠商訂單與產能較為飽和，二線廠商抓住機會實現了吊裝量與 市場份額的快速提升，短期內行業格局趨于分散。

“內卷”加劇導致國內風機價格持續下行，2023 年風機廠商盈利能力有所承壓。根據金風科 技的統計，2020 年陸風搶裝結束后國內風機月度公開投標均價由 3000 元/kW 以上一路下行 至 2000 元/kW 以下，除了大型化帶來的降本效應以外，風機廠商之間的激烈競爭也是導致價 格持續下滑的重要原因。2022 年風機廠商交付的訂單中仍有較大比例為 2021 年簽訂的價格 相對較高的訂單，因此毛利率仍可維持較好水平，但隨著 2022 年中標的低價訂單逐步進入 交付期，2023 年風機毛利率水平或將面臨一定壓力。

風機廠商積極向下游延伸，未來風電場開發有望成為重要利潤來源。風機價格的下行某種程 度上意味著上游設備供應商向下游項目運營商讓利，目前國內風機廠商正加速向下游風電場 開發環節延伸。一方面，目前國內風電項目的 IRR 水平已較為可觀，無論是自持還是轉讓均 可帶來豐厚收益；另一方面，地方政府在大型風電項目的競配過程中往往會把配套產業作為 重要的評價指標，風機廠商可通過產能投資實現當地項目資源的獲取，“投資換資源、資源 換訂單”已成為當前行業的普遍現象。因此，對于風機廠商而言，未來風電場開發帶來的收 益將有效彌補風機設備毛利率水平的下滑，以起步較早的金風和明陽為例，近年來發電收入 與風電場轉讓帶來的投資收益已成為公司整體利潤中的重要組成部分。

海上風機和海外市場將成為國內風機廠商尋求突破的重要方向。在國內陸上風機競爭激烈、 盈利承壓的背景下，門檻更高、利潤空間更大的海上風電與海外市場正成為國內風機廠商重 點布局的方向。此前國內海上風電市場參與者相對較少，截至 2021 年底僅有六家風機廠累 計裝機超過 1GW，其中電氣風電、明陽智能兩家廠商累計裝機份額合計超過 50%，而據我們 不完全統計目前已有 7 家國內風機廠商拿到了平價海風項目的訂單，合計規模接近 18GW，其 中明陽智能憑借在廣東省內的優勢占據 1/3 以上份額。

海外市場方面，2020 年前國內風機廠 商在技術與產品上與 Vestas、Siemens Gamesa、GE 等海外風機龍頭存在一定差距，出口規 模相對較小，而隨著國內風機大型化的快速推進，國內廠商已逐步實現了對海外風機巨頭的 趕超。尤其是在海外風機廠商受困于供應鏈擾動的情況下，我們看好海外市場將成為國內主 機廠突破“內卷”的重要方向，尤其是在亞太、拉美、非洲等對價格更為敏感的新興市場， 國內廠商在成本與交付能力上的優勢將更為凸顯。根據 CWEA 的統計，截至 2021 年底國內累 計風機出口規模尚不到 10GW，而 2022 年以來金風、遠景、明陽等國內頭部廠商已斬獲多個 海外市場大單，國內風機廠商出海腳步明顯加快。

3.4.風機零部件：大型化提升行業門檻，2023年盈利有望修復

3.4.1.長期趨勢：大型化攤薄單位用量但同時提升行業門檻，零部件市場朝頭部集中

風機大型化對單瓦零部件用量有明顯的攤薄作用。如前所述，風機大型化是風電行業降本增 效的主要途徑，隨著風機功率的提升，單瓦裝機對應的零部件用量將持續減少。以三一重能 的陸上雙饋機型為例，根據招股說明書中的披露，2.5MW 機型的機艙重量約為 86 噸，而 5.0MW 機型的機艙重量約為 115 噸，在單機功率提升一倍的情況下機艙重量僅提升了約 1/3，對應 單兆瓦的機艙重量下降超過 30%。海上風機的發展趨勢也較為類似，明陽 11MW 海上半直驅機 型的單兆瓦機艙重量約為 33 噸，較 5.5MW 半直驅機型下降超過 20%。

未來零部件環節整體市場規模增長或相對有限，但行業門檻提升，市場格局有望持續優化。考慮到當前無論是陸上機型還是海上機型的大型化進程都遠未結束，我們認為未來單瓦裝機 對應的平均零部件用量將繼續下降，因此雖然 2023 年起全球風電裝機將保持平穩較快增長， 但考慮單瓦用量的攤薄后零部件環節整體的市場規模增速或將相對有限。與此同時，隨著風 機單機功率的增加，零部件的尺寸與性能要求也將同步提升，行業整體門檻有望變高，市場 有望向競爭優勢更強的頭部廠商集中。我們測算 2021 年國內葉片/陸上塔筒/鑄件/主軸/軸 承環節龍頭上市公司的全球市占率分別為 12%/12%/18%/26%/6%，均存在進一步提升的空間。

綜上，對于風機零部件環節，站在中長期的角度我們建議更加關注供給側的變化，只有具備 提升市場份額能力的廠商才能實現超越行業的成長。具體而言，不同環節的核心競爭要素存 在差異，頭部廠商提升市場份額的方式也有所不同，我們簡單總結如下。1） 產能布局：對于塔筒、葉片等運輸半徑較短的零部件，生產基地的區位是決定競爭力的 重要因素，整體來看規模實力領先的頭部廠商在產能布局上更具優勢。2） 成本控制與資金體量：對于鑄件等同質化程度較高的零部件而言，成本與資金是核心競 爭要素，僅有少數成本控制優秀、規模體量領先的頭部廠商具備擴張的能力與意愿。

3） 進口替代：對于主軸軸承、齒輪箱軸承等國產化比例仍然較低的環節而言，部分優秀的 國內廠商可憑借更低的成本與更好的交付能力搶占外資廠商的份額。4） 海外拓展：長期以來海外風機零部件廠商產能擴張速度較慢，國內零部件廠商有望在海 外風機客戶中占據更多份額，例如鑄件、制動器、定轉子等環節。5） 技術迭代：對于某些存在技術迭代的環節而言，在新技術上布局較早的廠商有望實現市 場份額的快速提升，例如鑄造主軸替代鍛造主軸、滑動軸承替代滾動軸承等。

3.4.1.短期展望：交付規模提升疊加原材料價格回落，2023年零部件盈利空間有望修復

2021-2022 年風機交付規模偏低導致零部件廠商議價空間收縮，2023 年供需形勢有望反轉。回顧過去幾輪風電行業的發展周期，不難發現零部件與主機廠的盈利能力通常呈現此消彼長 的特點，在搶裝帶來的上行周期中（例如 2014-2015 年以及 2019-2020 年）零部件廠商通常 更為強勢，毛利率呈上行趨勢，而在搶裝結束后的下行周期中（例如 2017-2018 年以及 2021-2022 年），風機廠則往往重拾強勢地位，零部件廠商的毛利率有所承壓。展望 2023 年， 我們預計國內風電裝機將重回上行周期，主機廠交付規模的大幅提升將使得供應鏈的保障更 為重要，零部件廠商的議價能力有望回升。

2022 年下半年起原材料成本下降明顯，2023 年風機零部件廠商盈利能力有望修復。除了價 格端面臨主機廠的較大壓力以外，2021 年起鋼材、樹脂等原材料價格的持續上漲也是壓制風 機零部件廠商盈利能力的重要因素。2022 年下半年以來，各類大宗原材料價格已有明顯回落， 因此我們預計 2023 年風機零部件廠商成本端的壓力也將有所減輕，整體盈利能力有望得到 一定修復。

（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。）

獲取精品報告請登錄【未來智庫官網】www.vzkoo.com。

立即登錄請點擊下方“閱讀原文”。