2023年01月07日

电力设备及新能源

四行业深度分析

风电行业2023年度投资策略报告好风凭借力，景气终有时

目需求端：2023年风电行业否极泰来，景气度有望明显提升

“至暗时刻”已过，2023年风电行业否极泰来。2020-2022年风电板块连续三年跑输电力设备行业整体涨幅，业绩兑现度低是导致风电板块走势偏弱的重要原因。2022年疫情、供应链等因素拖累海内外风电项目建设进度，产业链整体盈利承压，但站在当前的时间节点，我们认为行业最艰难的时刻已经过去，2023年景气度有望明显提升。

证券研究报告

2023年国内装机提速，2024年海外需求接力。1）国内：在双碳目标以及项目自身经济性的驱使下，国内风电行业已步入成长新周期，2022年国内风机招标规模接近百GW量级，预计2023年国内新增风电装机规模有望达到80GW，同比增长 60%以上，其中海上风电10GW+，较2022年实现翻倍增长。2）海外：能源价格上涨加速欧美能源转型进程，与此同时新兴市场有望贡献较大增量，海外风电长期装机空间已经打开。在经历2022-2023年供应链扰动带来的短期动荡后，2024年起海外风电装机有望重回快速增长轨道，同时国内风电产业链也将迎来较好的出海机遇。

目产业链：海风产业链成长属性更强，2023年零部件回归强势地位

海风产业链：成长属性更强，市场格局清晰。一方面，从环保、用地、消纳等角度出发，目前无论是国内还是海外均将海上风电作为重点发展方向，预计未来海上风电的装机占比将持续提升；另一方面，随着海上风电逐步走向深远海，离岸距离与水深的提升将有效对冲风机大型化带来的摊薄效应，从而使海缆、桩基成为风电产业链中少数能够保持单位价值量稳定甚至提升的环节。从供给端来看，长期以来海风产业链竞争格局相对稳定，项目经验与区位布局是核心竞争要素，头部海缆、桩基厂商竞争壁垒深厚。

风机零部件：大型化提升行业门槛，2023年盈利有望修复。长期来看，风机大型化对单瓦零部件用量有明显的摊薄作用，未来零部件环节整体市场规模增长或相对有限，但与此同时行业整体门槛变高，市场有望向竞争优势更强的头部厂商集中。短期来看，2021-2022年风机交付规模偏低导致零部件厂商议价空间收缩，2023交付大年供需形势有望反转，零部件厂商将掌握更多话语权，盈利能力有望明显修复。

风机：国内市场竞争激烈，风场开发与海外市场有望贡献更多盈利。2020-2021年抢装结束后风机环节行业格局趋于分散，“内卷”加剧导致国内风机价格持续下行，预计2023年主机厂盈利能力有所承压。目前风机厂商正积极向下游环节进行延伸，未来风电场开发有望成为重要的利润来源，与此同时盈利空间更大的海上和海外市场将成为国内风机厂商突破“内卷”的重要方向，2022年国内头部厂商已斩获多个海外市场大单，出海脚步明显加快。

投资评级领先大市-A

维持评级

首选股票目标价（元）评级

行业表现

资料来源：Wind资讯

升幅%	1M	3M	12M
相对收益	-0.2	-2. 0	3.6
绝对收益	0.1	2.7	-13.7

王哲宇分析师

SAC 执业证书编号：S1450521120005

wangzy9@essence.com.cn

张正阳联系人

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目投资建议：2023年重点关注海风产业链与风机零部件环节

2023年国内风电交付规模的大幅提升将带动产业链业绩逐步兑现,行业有望迎来业绩与估值双升，建议重点关注以下几条投资主线。

1）成长属性更强的海风产业链：建议重点关注国内海缆龙头东方电缆，以及产能布局领先的海风桩基厂商大金重工、天顺风能、海力风电。

2）2023年盈利修复的风机零部件环节：建议重点关注日月股份（铸件）、金雷股份（主轴）、新强联（轴承）、时代新材（叶片）、华伍股份（制动器）等头部风机零部件厂商。

3）海上/海外布局领先的头部风机厂商：建议重点关注估值较低、利润来源多元化的头部风机厂商金风科技、明阳智能、运达股份、三一重能。

目风险提示：风电装机低于预期、地缘政治及贸易冲突、原材料价格波动、行业竞争加剧、模型假设及测算结果与实际情况存在误差等。

目内容目录

1．“短期阵痛"与"美好远景"并存，风电行业在曲折中前行， 6
1.1．2022复盘：风电板块业绩兑现低于预期，板块大幅回调， 6
1.2．短期阵痛：2022年海内外风电项目推进偏慢，行业盈利承压 7
1.3．美好远景：2023年行业否极泰来，景气度有望明显提升， .9
2．2023年国内装机提速，2024年海外需求接力．， 11
2.1．国内：“十四五"后半程装机加速，2023年需求高景气. 11
2.1.1．招标规模预示2023年国内装机高景气． 11
2.1.2．海上风电将为国内风电装机贡献重要增量. 13
2.1.3．分散式风电及老旧风场改造潜在装机空间可观. 15
2.2．海外：2023年装机仍受一定压制，2024年起需求有望复苏.， 17
2.2.1．欧美能源转型加速，新兴市场方兴未艾． 17
2.2.2．供应链扰动导致2023年海外风电装机仍受一定压制 20
2.2.3．海外本土产能存在瓶颈，国内厂商迎来出海机遇 22
3．产业链：海风产业链成长属性更强，2023年零部件回归强势地位 24
3.1．风机大型化是行业长期的发展方向： 24
3.2．海风产业链：成长属性更强，区位布局为核心竞争要素. 24
3.2.1．海缆：国内一线厂商壁垒深厚，二线厂商承接外溢订单 27
3.2.2．桩基：头部厂商"跑马圈地"脚步加快. 30
3.3．风机：国内市场竞争激烈，风场开发与海外市场有望贡献更多盈利. 31
3.4．风机零部件：大型化提升行业门槛，2023年盈利有望修复， 34
3.4.1．长期趋势：大型化摊薄单位用量但同时提升行业门槛，零部件市场朝头部集
中. .34
3.4.1．短期展望：交付规模提升叠加原材料价格回落，2023年零部件盈利空间有望
修复. 36
4．投资建议.. 38
5．风险提示.. 38

目图表目录

图1．2020-2022年申万电力设备子板块年度涨幅对比.， 6
图2．2020-2022风电板块涨跌幅复盘.. 6
图3．2020-2022Q3申万电力设备子版块归母净利润同比增速对比 7
图4．申万风电设备板块PE（TTM）变化情况. 7
图5．2020-2022年国内累计新增风电并网装机规模情况（GW) 8
图6．2022年前三季度国内新增风电装机分布. 8
图7．2022年前三季度海外风机厂交付量明显下滑（GW) 8
图8．国际钢材价格指数变化情况（1994=100) 9
图9．风电零部件板块季度毛利率变化情况． 9
图10．2050年净零排放假设下全球风光装机预测（GW) .9
图11．全球年均新增风电装机中枢持续上移（GW) .9
图12．2023年风电行业否极泰来. 10
图13．国内各省"十四五"风光装机规划情况（GW) 11
图14．国内年度风机招标量及新增风电装机容量对比（GW) 13
图15．2021年国内各省发电/用电量情况（亿千瓦时） 14
图16．国内分散式风电累计装机规模及占比情况 16
图17．2006-2010年国内新增风电装机超过40GW 16
图18．2021年国内不同容量风电机组累计装机占比， 16
图19．国内新增风电装机规模预测（GW) 17
图20．全球风电光伏平均度电成本变化情况(\$/kWh) 17
图21．海外风电装机规模变化情况. 18
图 22．未来十年欧盟风电装机规划大幅上移（GW) 18
图23．欧洲风光项目 PPA电价指数持续攀升 (€/MWh) 18
图24．历史上美国风电装机具有较强周期性 19
图25．美国风电PTC 补贴变化情况（美分/kWh） 19
图26．全球风电新增装机地区分布（GW） 19
图27．海外风电项目拍卖中标规模统计（GW) 21
图28．2022年海外风机新签订单单价明显上升(E/W) 21
图29．2022年美国延期新能源项目规模持续扩大（GW) 21
图30．2021年起海外风机厂商新签订单量持续下滑（GW) 22
图 31．2021年全球海上风机产能分布.. 22
图32．2022年欧洲本土海风桩基产能情况（万吨） 22
图33．2021年后海外风机厂商净利润率大幅下滑. 23
图 34．中德新增陆上风机平均功率对比（MW) 24
图 35．中欧新增海上风机平均功率对比（MW) 24
图36．风机大型化趋势展望.. 24
图37．全球陆上/海上风电累计装机容量（GW) 25
图38．陆上风电装机成本构成． 25
图39．海上风电装机成本构成 25
图 40．欧洲海上风电项目离岸距离逐渐提升 26
图 41．欧洲海上风电项目平均水深逐渐提升 26
图42．2013-2020 年欧洲海风基础市场份额情况. 27
图43．2013-2020 年欧洲送出海缆市场份额情况， 27
图44．2019-2021年国内海缆厂商海洋业务收入情况（亿元） 27
图45．海力风电2022年收入及毛利率大幅下滑 30
图46．泰胜风能 2022年海风收入大幅下滑 30
图47．中国、德国中厚板价格对比 (万元/吨） 31
图48．泰胜风能与Sif海风产品单吨价格对比(万元/吨) 31
图49．国内风机市场集中度变化情况......... 32
图50．国内风机月度公开投标均价快速下行（元/kW) 32
图51．2022年风机厂商毛利率水平维持相对稳定... 32
图 52．金风科技风电场开发业务毛利情况... 33
图53．明阳智能电站运营业务毛利情况， 33
图54．金风科技投资净收益与归母净利润对比 (亿元) 33
图55．明阳智能投资净收益与归母净利润对比 (亿元） 33
图56．国内风机出口情况.. 34
图57．2021年底国内风机累计出口区域分布.. 34
图58．三一重能不同型号陆上风机单MW机舱重量对比 35
图 59．明阳智能不同型号海上风机单MW机舱重量对比 35
图60．风机零部件环节需要更加关注供给侧的变化．. 36
图61．历史上主机厂与零部件毛利率呈现周期性波动， 37
图62．2022年下半年起国内钢材价格明显回落. 37
图63．2022年以来环氧树脂价格大幅回落.. 37
表1：国内陆上风电项目IRR测算. 11
表2：国内陆上风电项目资本金IRR敏感性测算 12
表3：国内海上风电项目IRR测算. 12
表4: 国内海上风电项目资本金IRR敏感性测算 12
表5：国内沿海省份海上风电发展规划． 13
表6：国内部分省份海上风电补贴政策. 14
表7：已进行风机招标的国内平价海上风电项目 15
表8：海外部分地区2021年底海风累计装机及中长期规划（GW) .20
表9：英国历次CfD拍卖海风中标项目情况. 20
表10: 2021年底全球海上/陆上累计装机规模前十风机厂商， .26
表11: 国内采用220kV以上电压等级的海上风电项目 .28
表12: 目前国内仅有三家海缆厂商具备500kV海底电缆项目经验 28
表13: 国内一线海缆厂商2022年订单情况及生产基地布局 28
表14: 2022年国内海缆厂商海外项目中标情况. 29
表15：明阳阳江青洲四海上风电项目220KV、35KV海缆招标情况 29
表16：二线海缆厂商2022年平价海风项目中标不完全统计 29
表17：上市公司海风桩基/塔筒产能布局情况.. .30
表18：国内企业欧盟钢质风塔反倾销税率情况.. 31
表19：2022年大金重工公告海外项目中标情况.， .31
表20：国内风机厂平价海风项目中标不完全统计 34
表21：不同零部件环节龙头厂商市占率情况. 35

1．“短期阵痛”与“美好远景”并存，风电行业在曲折中前行

1.1.2022复盘：风电板块业绩兑现低于预期，板块大幅回调

2020-2022年风电板块连续三年跑输电力设备行业整体涨幅。2020-2022年申万风电设备板块累计涨幅为71%，跑输电力设备板块43%，在各个子板块中排名倒数第三，仅优于电网设备和电机板块。分年度来看，无论是在电力设备行业大幅上涨的2020-2021年还是整体回调的2022年，风电设备板块表现均难言出色,2021/2022年风电板块整体涨幅为+39.8%/-25.5%，分别跑输同期电力设备板块8.1%/0.1%，在各个子板块中排名倒数第一/倒数第二。

图1.2020-2022年申万电力设备子板块年度涨幅对比

资料来源：Wind，安信证券研究中心

业绩兑现度低是导致风电板块走势偏弱的重要原因。复盘近三年风电板块的走势，我们认为业绩预期的持续落空是导致风电板块涨幅落后的主要原因，2021年后板块已经历了两轮“业绩预期上移-业绩兑现落空”导致的大幅波动。自2020年的抢装时期的业绩高点后，2021年起风电板块营收及归母净利润同比增速呈逐季下滑趋势，2022 前三季度板块整体收入/归母净利润分别同比下滑13%/20%，为电力设备行业中唯一业绩下滑的子版块。

图2.2020-2022风电板块涨跌幅复盘

资料来源：Wind，安信证券研究中心

图3.2020-2022Q3申万电力设备子版块归母净利润同比增速对比

资料来源：Wind，安信证券研究中心

目前风电板块估值处于过去五年均值水平附近,2023年板块有望同时实现业绩兑现与估值上修。截至2022年底，风电板块整体PE（TTM）约为24.5倍，位于2017-2022年均值水平（25倍）附近。虽然表观上看板块估值并无明显吸引力，但我们认为当前估值是建立在较低的业绩基数上，若板块2023年业绩得到较好兑现，行业整体估值水平仍有较大提升空间。因此，随着行业逐步走出2021-2022年“阵痛期”，我们看好风电板块2023年的投资机会，“EPS 提升+估值上移”的双击逻辑或可期待。

图4.申万风电设备板块PE（TTM）变化情况

资料来源：Wind，安信证券研究中心

1.2.短期阵痛：2022年海内外风电项目推进偏慢，行业盈利承压

风电项目开发建设周期长，2021-2022年国内风电行业尚处于抢装过渡期，终端装机需求启动速度偏慢。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年左右的开发周期，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”。根据国家能源局的统计，2022年1-11月国内新增风电装机仅为22.5GW，同比下滑近9%，低于此前预期。

图5.2020-2022年国内累计新增风电并网装机规模情况（GW)

资料来源：国家能源局，安信证券研究中心

疫情、供应链等因素进一步拖累 2022年海内外风电项目建设进度。就国内而言，“十四五”期间陆上风电主要集中在三北大型清洁能源基地，2022年前三季度西北、东北、华北地区合计新增风电装机占比达到75%，而2022年下半年起新疆、内蒙古等风电装机大省疫情形势较为严峻，导致运输、安装进度普遍受到影响。海外市场方面，2022年俄乌冲突导致能源价格大幅上行，风电供应链成本随之明显上涨，同样对设备交付与项目建设造成较大冲击，2022年前三季度海外风机厂商交付量普遍同比下滑20%以上。

图6.2022年前三季度国内新增风电装机分布

资料来源：国家能源局，安信证券研究中心

图7.2022年前三季度海外风机厂交付量明显下滑(GW)

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

原材料价格上涨侵蚀产业链利润空间,2022年风电产业链盈利普遍承压。在装机滞后的同时，2021-2022H1 高企的原材料价格进一步压缩了风电产业链整体的利润空间，以成本占比较高的钢材为例，2020-2021年北美/欧洲/亚洲钢铁价格指数分别上涨138%/80%/31%。2022年上半年国内钢材价格虽较2021Q2的峰值有所回落，但整体仍处于较高区间，欧美钢材价格则由于俄乌冲突进一步冲高，直到 2022 年下半年才步入明显的下行通道。因此，在原材料成本的冲击下，2021年下半年起风电产业链盈利持续承压，风电零部件板块毛利率逐季下滑，直到2022Q3才触底企稳。

图8.国际钢材价格指数变化情况(1994=100)

资料来源：Wind，安信证券研究中心

图9.风电零部件板块季度毛利率变化情况

资料来源：Wind，安信证券研究中心

1.3.美好远景：2023年行业否极泰来，景气度有望明显提升

短期阵痛无碍美好远景，风电行业仍具备长期成长空间。根据国际能源署（IEA）最新的《世界能源展望 2022》，为实现2050 年净零排放的目标，2050 年全球可再生能源装机占比需超过 80%，其中光伏与风电将贡献主要增量。根据IEA 的测算模型，2030/2050 年全球累计风电装机规模将达到3072/7795GW，对应2021-2030年年均装机超过230GW，而2021年全球新增风电装机规模仅为94GW，行业长期成长空间巨大。

图10.2050年净零排放假设下全球风光装机预测（GW)

资料来源：IEA，安信证券研究中心

图11.全球年均新增风电装机中枢持续上移 (GW)

资料来源：GWEC，IEA，安信证券研究中心

“至暗时刻”已过，2023年风电行业否极泰来。如前所述，无论是从“量”的角度还是“利”的角度，2022年风电行业均面临较大压力，但站在当前的时间节点，我们认为行业最艰难的时刻已经过去，2023年景气度有望明显提升。一方面，经过2021-2022年的铺垫，2023 年起全球风电装机将重回上升轨道，其中国内启动速度快于海外；另一方面，随着大型化的持续推进以及大宗商品价格的回落，当前全球陆上/海上风电的经济性已较为突出，2023 年风机零部件环节盈利有望迎来修复，风电场开发则有望成为国内风机厂重要的盈利来源。

图12.2023年风电行业否极泰来

资料来源：安信证券研究中心

2.2023年国内装机提速，2024年海外需求接力

2.1.国内：“十四五”后半程装机加速，2023年需求高景气

2.1.1.招标规模预示2023年国内装机高景气

“十四五”后半程国内风电装机亟待提速。我们统计大陆31个省份“十四五”新增风电装机规划超过300GW（新疆、陕西、重庆三地未分拆风光装机规模，假设风光装机比例为1：1)，而2021-2022年预计仅完成不到100GW，进度明显偏慢。因此，为完成规划目标，2023-2025年国内新增风电装机规模需达到200GW以上，对应年均装机规模为65-70GW，“十四五”后半程国内风电装机有望加速。

图13.国内各省“十四五”风光装机规划情况（GW)

资料来源：各省能源局/发改委，安信证券研究中心

当前国内陆上风电项目经济性突出。自2020 年陆风国补退出后，国内风电行业大型化降本的速度持续加快，目前已顺利完成从补贴到平价的过渡。根据西勘院的测算，2021年国内陆上风电初始装机成本处于5.1-7.1元/W的区间。考虑到2022年国内风机招标价格进一步大幅下降，预计目前三北平地风电初始成本可低至5元/W以下，在不考虑配套储能成本的前提下，我们测算当前陆上风电项目的资本金IRR超过11%,在考虑20%/2h的储能配置要求后（假设配套储能完全无收益)，项目的IRR仍可达到7.5%。因此，我们认为当前国内陆上风电项目的经济性已经较为突出，投资业主的积极性无须忧虑。

表1：国内陆上风电项目IRR测算

	单位	不考虑储能	考虑20%/2h储能
测算假设
风电场初始投资成本	元/W	5	5
储能配置比例	%	-	20%
储能配置时长	h	二	2
储能投资成本	元/Wh	二	1.8
风电场年发电小时数	h	2500	2500
弃风率	%	5%	5%
上网电价	元/kWh	0.25	0.25
资本金比例	%	20%	20%
贷款利率	%	4.0%	4.0%
测算结果
全投资IRR	%	6.9%	5.5%
资本金IRR	%	11.4%	7.5%

资料来源：安信证券研究中心

表2：国内陆上风电项目资本金IRR敏感性测算

陆上风电场初始投资成本（元/W）
配储比例	6.0	5.8	5.6	5.4	5.2	5.0	4.8	4.6	4.4	4.2	4.0
0%	6.4%	7. 2%	8.1%	9.0%	10.1%	11.4%	12.8%	14.4%	16.2%	18.3%	20.7%
5%	5.7%	6.4%	7.2%	8.2%	9.2%	10.3%	11.5%	12.9%	14.5%	16.4%	18.5%
10%	5.1%	5.8%	6.5%	7.3%	8.2%	9.3%	10.4%	11. 6%	13.1%	14.7%	16.6%
15%	4.5%	5.1%	5.8%	6.6%	7.4%	8.3%	9.4%	10.5%	11.8%	13.2%	14.9%
20%	3.9%	4.5%	5.2%	5.9%	6.7%	7.5%	8.4%	9.5%	10.6%	11.9%	13.4%
25%	3.4%	4.0%	4.6%	5.3%	6.0%	6.7%	7. 6%	8.5%	9.6%	10.7%	12.1%
30%	2.9%	3.5%	4.0%	4.7%	5.3%	6.0%	6.8%	7.7%	8.6%	9.7%	10.9%
35%	2.5%	3.0%	3.5%	4.1%	4.7%	5.4%	6.1%	6.9%	7.8%	8.7%	9.8%
40%	2.0%	2.5%	3.0%	3.6%	4.2%	4.8%	5.5%	6.2%	7.0%	7.9%	8.8%
45%	1. 6%	2.0%	2.6%	3.1%	3.6%	4.2%	4.9%	5.5%	6.3%	7.1%	8.0%
50%	1.1%	1.6%	2.1%	2.6%	3.1%	3.7%	4.3%	4.9%	5.6%	6.4%	7.2%

资料来源：安信证券研究中心

国内海上风电平价进程快于预期。2020-2021年国内海风抢装期间无论是设备供应还是施工资源均较为紧张,根据水规总院的统计2021年国内海上风电单位造价高达18.5-23.5元/W，因此此前市场普遍预期国补退出后国内海风仍需一段较长时间的平价过渡期。但随着海风机型的快速升级以及抢装结束后施工成本的大幅下行，目前国内海风初始投资成本已有大幅下行，2022年广东平价海风项目的EPC 招标价格基本落在12-15元/W的区间，江苏、浙江、山东则为9-12元/W。在单位投资成本12.5元/W、年发电3000小时、上网电价0.40元/kWh的假设下，我们测算国内海风项目资本金IRR接近7%，已具备平价条件（短期内平价海风项目配储要求较低)。

表3：国内海上风电项目IRR测算

	单位	数值
测算假设
风电场初始投资成本	元/W	12.5
风电场年发电小时数	h	3000
弃风率	%	0%
上网电价	元/kWh	0.40
资本金比例	%	20%
贷款利率	%	4.0%
测算结果
全投资IRR	%	5.3%
资本金IRR	%	6.9%

资料来源：安信证券研究中心

表4：国内海上风电项目资本金IRR敏感性测算


年发电小时	15.0	14.5	14.0	13.5	海上风电场初始投资成本（元/W） 13.0	12.5	12. 0	11.5	11.0	10.5	10.0
2500	-0.4%	0.1%	0.7%	1.3%	1.9%	2. 6%	3.4%	4.2%	5.0%	6.0%	7.1%
2600	0.3%	0.9%	1.5%	2.1%	2.8%	3.5%	4.3%	5.1%	6.0%	7.1%	8.2%
2700	1.1%	1.6%	2.2%	2.9%	3.6%	4.3%	5.1%	6.0%	7.0%	8.1%	9.4%
2800	1.8%	2.4%	3.0%	3.7%	4.4%	5.2%	6.0%	7.0%	8.0%	9.2%	10.6%
2900	2.5%	3.1%	3.8%	4.5%	5.2%	6.0%	6.9%	7.9%	9.0%	10.3%	11.8%
3000	3.2%	3.8%	4.5%	5.2%	6.0%	6.9%	7.8%	8.9%	10.1%	11.5%	13.0%
3100	3.9%	4.6%	5.3%	6.0%	6.8%	7.7%	8.8%	9.9%	11.2%	12.6%	14.3%
3200	4.6%	5.3%	6.0%	6.8%	7.7%	8.6%	9.7%	10.9%	12.3%	13.8%	15.6%
3300	5.3%	6.0%	6.8%	7.6%	8.5%	9.6%	10.7%	12.0%	13.4%	15.1%	17.0%
3400	6.0%	6.7%	7.5%	8.4%	9.4%	10.5%	11.7%	13.1%	14.6%	16.4%	18.4%
3500	6.7%	7.5%	8.3%	9.3%	10.3%	11.4%	12.7%	14.2%	15.8%	17.7%	19.9%

资料来源：安信证券研究中心

2022年国内风机招标规模可观，2023年有望迎来集中交付。综上，我们认为在“双碳”目标以及项目自身经济性的驱使下，国内风电行业已步入成长新周期。复盘过去十年国内风机招标规模以及新增装机规模的变化趋势，可以发现风机招标量可作为新增装机的前置指标，前一年的高招标量通常预示着下一年的高装机规模。而根据金风科技的统计，2022年前三季度国内风机公开招标规模已达到76GW，预计全年将接近百GW量级，因此我们对于2023年国内风电装机持乐观态度，随着疫情、供应链问题的逐步缓解，此前延期的项目将重新启动，预计2023年国内新增风电装机规模有望达到80GW，同比增长超过60%。

图14.国内年度风机招标量及新增风电装机容量对比（GW)

资料来源：国家能源局，金风科技，安信证券研究中心

2.1.2.海上风电将为国内风电装机贡献重要增量

国内沿海省份积极推动海上风电发展，“十四五”新增海风并网规划接近60GW。对于用电负荷较高、陆上风光资源相对匮乏的东部沿海省份而言，发展海上风电是实现双碳目标的重要途径，2021年以来各省相继发布海风发展规划，十四五期间目标新增装机规模接近60GW。若考虑各省公布的中长期装机规划目标，我们预计“十四五”期间国内海上风电实际开工建设规模将远超于此。

表5：国内沿海省份海上风电发展规划

省份	海上风电累计装机规模（GW)			十四五新增海风装机规模（GW）	中长期规划
省份	2020	2021	2025E	十四五新增海风装机规模（GW）	中长期规划
广东	1.0	6.2	18.0	17.0	打造粤东、粤西千万千瓦级海上风电基地，加快建设阳江海上风电全产业链以及粤东海工、运维及配套组装基地建设
江苏	5.7	11.8	15.0	9.3	推进近海风电集中连片、规模化开发，加快建设近海千万千瓦级海上风电基地，规划研究深远海千万千瓦级海上风电基地
山东	1	0.6	8.0	8.0	聚焦渤中、半岛北、半岛南三大片区，全力打造千万千瓦级海上风电基地，规划总规模 3500万千瓦
浙江	0.5	1.9	5.0	4.6	在宁波、温州、舟山、台州等海域，打造3个以上百万千瓦级海上风电基地
福建	0.8	2.3	4.9	4.1	“十四五”期间增加并网装机410万千瓦，新增开发省管海域海上风电规模约1030万千瓦，力争推动深远海风电开工480万千瓦
河北	0.3	0.3	4.3	4.0	到 2035年，唐山累计新开工建设海上风电项目7-9个，装机容量 1300万千瓦以上
辽宁	0.3	1.1	4.1	3.8	推进海上风电集中连片、规模化开发，加快推进大连海上风电场建设，开展深远海海上风电技术创新和示范应用研究。
广西	1	1	3.0	3.0	在北部湾打造若干个百万千瓦级海上风电基地，“十四五”期间，力争核准开工海上风电装机规模不低于750万千瓦
海南	、	1	2.0	2.0	“十四五”期间规划11个场址作为近期重点项目，总开发容量为 1230万千瓦
上海	0.2	1.0	2.0	1.8	风电发展海上为主、陆上为辅，近海风电重点开发奉贤、南汇、金山三大海域，深远海风电重点布局在崇明以东海域
合计	8.8	25.2	66.2	57.5

资料来源：CWEA，各省能源局/发改委，安信证券研究中心

考虑潜在的消纳问题后，国内海上风电装机确定性高于陆上风电。如前所述，“十四五”期间国内陆上风电将集中在三北等大型清洁能源基地，客观上与电力需求端存在较远的距离，后续消纳问题可能成为限制装机的潜在瓶颈，需要特高压输电线路、调峰火电、储能等配套设施进行保障。相较而言，广东、江苏、山东、浙江等沿海用电大省自身均有较大的发用电量缺口，因此海上风电短期内基本无需考虑消纳问题。同时，对于沿海经济发达地区而言，支持海风发展的财政手段也更为丰富，目前广东、山东、浙江、上海已经明确给予符合条件的海风项目一定程度的补贴。

图15.2021年国内各省发电/用电量情况 (亿千瓦时）

资料来源：能源局，安信证券研究中心

表6：国内部分省份海上风电补贴政策

省份	海上风电补贴政策
广东	2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元
山东	对2022年至2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，省财政分别按照每千瓦800元、500 元、300元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦
浙江	2022年和2023年，全省享受海上风电省级补贴规模分别按60万千瓦和150万千瓦控制，补贴标准分别为0.03元/千瓦时和0.015元/千瓦时，项目补贴期限为10年，从项目全容量并网的第二年开始按等效年利用小时数 2600 小时进行补贴
上海	对深远海风电和场址中心离岸距离大于等于50公里近海风电，按每千瓦500元奖励。单个项目年度奖励金额不超过 5000万元。

资料来源：各省发改委，安信证券研究中心

国内平价海风项目快速推进，2023年并网规模有望超过10GW。此前国内海风项目的开发建设周期一般为2-3年，而在投资业主与地方政府的积极推动下，2022年以来国内平价海风项目的推进速度大幅提升，部分项目甚至实现了当年规划、当年核准、当年开工、当年并网发电的“奇迹”。根据我们的不完全统计，目前已有超过18GW的平价海风项目进行了风机招标（不包括框架性集采)，其中5GW左右的项目已在2022年完成风机交付（部分项目能源局并网口径或有所延后)。虽然个别项目由于军事、用海审批、安全事故等原因进度略有推迟，但从已完成招标及待招标项目的规模来看，我们预计2023年国内海风装机规模将超过10GW,较2022年实现翻倍以上增长。

表7：已进行风机招标的国内平价海上风电项目

省份	平价海风项目	装机规模（GW）	预计并网时间
广东	中广核汕尾甲子一	0.50	2022年
	中广核汕尾甲子二	0.40	2022年
	国家电投揭阳神泉二	0.50	2022年
	粤电阳江青洲一	0.40	2023年
	明阳阳江青洲四	0.51	2023年
	中广核惠州港口二PA	0.45	2023年
	中广核惠州港口二PB	0.50	2023年
	中广核阳江帆石一	1.00	2023年
	国家电投广东湛江徐闻海上风电场增容项目	0.30	2023年
	华能汕头勒门 (场址二)	0.59	2023年
	大唐南澳勒门\|扩建		2023年
	粤电阳江青洲二	0.60	2024年
	三峡阳江青洲五	1.00	2024年
	三峡阳江青洲六	1.00	2024年
	三峡阳江青洲七	1.00	2024年
浙江	华润电力苍南1号	0.40	2022年
	华能苍南2号	0.30	2023年
	中广核象山涂茨	0.28	2023年
	华能岱山1号	0.30	2023年
	浙能台州1号	0.30	2023年
	国电象山1号二期	0.50	2023年
山东	三峡昌邑莱州湾一期	0.30	2022年
	莱州市海上风电与海洋牧场融合发展试验项目	0.30	2022年
	山东能源渤中海上风电A场址	0.50	2022年
	山东能源渤中海上风电B1 场址	0.40	2022年
	国家能源渤中海上风电B2 场址	0.50	2022年
	国家电投山东半岛南海上风电基地V场址	0.50	2022年
	国家能源集团国华渤中丨场址海上风电项目	0.50	2022年
	国家电投山东半岛南海上风电基地U场址一期	0.45	2023年
	国华投资山东半岛南U2 场址	0.60	2023年
	华能山东半岛北 BW 场址	0.51	2023年
江苏	三峡山东牟平 BDB6#一期	0.30	2023年
	国能龙源射阳	1.00	2023年
福建	三峡平潭外海	0.10	2022年
福建	三峡漳浦六鳌海上风电场二期	0.30	2023年
辽宁	大连市庄河海上风电场址IV2项目	0.20	2023年
海南	申能海南儋州CZ2海上风电示范项目	0.60	2024年
	合计	18.25	1

资料来源：招标网站，安信证券研究中心

2.1.3.分散式风电及老旧风场改造潜在装机空间可观

分散式场景有望成为国内风电装机的重要补充。目前国内风电装机形式主要为大型集中式风电场，截至2021年底全国分散式风电的累计装机规模仅为10GW，占比不到3%，其中大部分来自2021年补贴退出前的集中抢装。《“十四五”可再生能源发展规划》提出积极推进风电分布式就近开发，创新风电投资建设模式和土地利用机制，实施“千乡万村驭风行动”，以县域为单位大力推动乡村风电建设，推动100个左右的县、10000个左右的新行政村乡村风电开发。此前较为繁琐的审批手续是限制国内分散式风电发展的重要原因，随着乡村清洁能源建设的深入以及项目审批流程的优化，未来分散式风电有望成为国内风电装机的重要补充。

图16.国内分散式风电累计装机规模及占比情况

资料来源：CWEA，安信证券研究中心

老旧风场的改造需求逐渐显现。2021年底国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》征求意见稿，鼓励并网运行超15年的风电场开展改造升级和退役，而2006-2010年间国内新增风电装机规模超过40GW，“十四五”开始这部分机组将逐步进入运行周期的中后段，潜在改造需求可观。长期来看，目前国内2MW以下的存量机组超过100GW，且大多位于风电资源丰富的地区，后续“以大换小”有望成为提升存量风电场运营效率的重要手段。

图17.2006-2010年国内新增风电装机超过40GW

资料来源：CWEA，安信证券研究中心

图18.2021年国内不同容量风电机组累计装机占比

资料来源：CWEA，安信证券研究中心

综上所述，我们认为2021-2022年为国内风电行业的蓄力调整期，2023年起装机规模有望明显提升。结合各省公布的风光装机目标，我们预计2025年国内新增风电装机规模有望突破90GW，对应2023-2025年平均复合增速接近25%。其中，海上风电将成为重要的结构性增量，2025年装机规模有望达到20GW，2023-2025年年均增长近60%，占比则由2022年的10%左右提升至20%以上。

图19.国内新增风电装机规模预测 (GW)

资料来源：国家能源局，安信证券研究中心

2.2.海外：2023年装机仍受一定压制，2024年起需求有望复苏

2.2.1.欧美能源转型加速，新兴市场方兴未艾

当前陆上风电为全球范围内度电成本最低的可再生能源发电形式，未来发展空间广阔。根据国际可再生能源署（IRENA）的测算，2010-2021年间全球陆上风电的平均度电成本由0.102美元/kWh下降至0.033美元/kWh，虽然下降幅度不及光伏，但仍为当前成本最低的可再生能源发电形式。与此同时，海风的度电成本在过去十年中亦有明显降低，目前已达到与化石能源基本相当的水平。因此，从经济性的角度出发，我们认为全球风电行业已步入可持续成长的平价时代。

图20.全球风电光伏平均度电成本变化情况(\$/kWh)

资料来源：IRENA，安信证券研究中心

近年来海外风电市场整体趋势向上。海外风电市场起步较早，但经过21世纪头十年的快速成长后，2010-2019年海外新增风电装机规模始终在20-35GW的区间内震荡，成长性并不突出。而随着全球碳中和目标的逐渐明确，2020年后海外风电市场已迎来新一轮发展机遇，2020年装机规模首次突破40GW，2021年则达到46GW，增速较此前明显抬升。

图21.海外风电装机规模变化情况

资料来源：GWEC，安信证券研究中心

俄乌冲突加速欧洲能源转型进程，风电装机中枢有望大幅上移。2022年俄乌冲突加剧导致欧洲能源价格大幅上行，欧洲能源转型脚步进一步加快，欧盟委员会于2022年3月8日发布旨在加强欧盟能源安全与可持续性的REPoWerEU行动方案，计划在2030年前部署480GW风电与420GW光伏装机。2022年5月，欧盟进一步将2030年可再生能源占比由原Fitfor 55计划的40%提升至45%，2030年可再生能源装机规模则由1067GW上修至1236GW。从经济性的角度出发，欧洲天然气与电力价格的上行亦为可再生能源留下了更大的发展空间，根据LevelTen Energy 的统计，2022Q3 欧洲风电项目的PPA电价指数达到78.5欧元/MWh，较2021年初水平提升超过60%。

图22.未来十年欧盟风电装机规划大幅上移(GW)

资料来源：EU，安信证券研究中心

图23.欧洲风光项目PPA电价指数持续攀升（€/MWh)

资料来源：LeveITen Energy，安信证券研究中心

IRA 政策明确未来十年高额度补贴，美国风电行业有望步入平稳发展期。从历史上看，美国风电装机具有较强的周期性，补贴政策的不稳定是重要原因，自1992年针对风电的生产税收抵免（PTC）首次提出后，相关的补贴政策已有多次“到期-延期”的过程，导致美国风电行业出现了多轮抢装。2015年底美国政府将风电PTC 延期五年，2020年底后开工的风电项目将无法享受PTC（后由于疫情原因延期至2021年底)，因此大量项目集中在2020年开启建设，此前市场普遍预期PTC退出后美国风电装机将面临较大压力。而2022年8月正式生效的《通胀削减法案》（IRA）明确 2032年前满足条件的美国风电项目均可享受2.6美分/kWh的 PTC或30%的ITC补贴，无论是政策延续的长度还是补贴的额度均较此前大幅提升，我们预计稳定的补贴政策将助力美国风电行业进入平稳快速的新发展期。

图24.历史上美国风电装机具有较强周期性

资料来源：GWEC，安信证券研究中心

图25.美国风电PTC补贴变化情况(美分/kWh）

资料来源：美国能源部，安信证券研究中心

新兴风电市场潜力巨大，未来有望贡献重要增量。长期以来中国、欧洲、美国在全球新增风电装机中的占比超过80%，随着风电成本的进一步降低以及各地区清洁能源转型的脚步进一步加快，未来风电有望在更多地区得到大规模应用。整体上看，近年来日韩、澳洲、拉美、东南亚等地区均加快了风电装机的部署速度，2021年中美欧以外地区新增风电装机规模超过15GW，达到历史最高水平，未来新兴风电市场有望贡献更多增量。

图26.全球风电新增装机地区分布(GW)

资料来源：GWEC，安信证券研究中心

海上风电将成为海外地区的重点发展方向。考虑到海外发达地区电力负荷同样主要集中在沿海地区，且陆上可开发土地资源相对紧张，因此海上风电成为了当前许多海外地区的发展重点。截至2021年底海外地区海上风电累计装机规模不到30GW，而根据我们不完全统计2030年欧盟、英国、美国、日韩、澳洲、越南、印度等地区海上风电装机规划已达到200GW左右，未来海外海风装机有望迎来成倍增长。

表8：海外部分地区2021年底海风累计装机及中长期规划（GW)

国家/地区	2021年底装机	中长期规划
国家/地区	2021年底装机	2030E	2035E	2040E	2045E	2050E
欧盟	15.6	60	-	一	一	300
英国	12.5	50	一	一	二	二
德国	7.7	30	40	1	70	二
美国	0.04	30	-	一	二	二
日本	0.05	10	一	45		二
韩国	0.13	12	一	一		二
印度	二	30	-		二	一
越南	0.9	7	-	-	30	一
澳大利亚	1	1	4	9	1	1

资料来源：各国政府，安信证券研究中心

2.2.2.供应链扰动导致2023年海外风电装机仍受一定压制

海外风电项目开发周期相对较长，从规划到落地需要一定时间。如前所述，我们对于海外风电的长期发展空间持乐观态度，但同时也需考虑到风电项目的开发有其客观规律，从纸面上的规划数字落实到最后的实际装机绝非一日之功。尤其是对于欧美等发达地区，用地用海、环保、供应链等方面的限制相对较多，大型风电项目（尤其是海上项目）的开发建设流程往往长达数年。以英国为例，2015年起共进行了四轮可再生能源差价合约（CfD）拍卖，累计共有16个海上风电项目入选，总容量达16.8GW，但项目从完成拍卖到最终全部并网基本需要4-5年，2023年预计并网的项目基本上来自2017年的拍卖。因此，虽然2021年海外完成竞标的风电项目规模已有明显提升，但大多对应 2024 年之后的装机，短期内实际落地的项目规模可能并不会有明显跃升。

表9：英国历次CfD拍卖海风中标项目情况

轮次	拍卖时间	海风项目	容量（GW）	电价（£/MWh）	并网时间
第一轮	2014/15	EA 1	0.71	119.89	2017/18
第一轮	2014/15	Neart na Gaoithe	0.45	114.39	2018/19
第二轮	2017	Triton Knoll Offshore Wind Farm	0.86	74.75	2021/22
		Hornsea Project 2	1.39	57.50	2022/23
		Moray Offshore Windfarm (East)	0.95	57.50	2022/23
第三轮	2019	Doggerbank Creyke Beck A P1	1.20	39.65	2023/24
		Doggerbank Creyke Beck B P1	1. 20	39.65	2024/25
		Doggerbank Teeside A P1	1.20	41.61	2024/25
		Forthwind	0.01	41.61	2023/24
		Seagreen Phase 1	0.45	39.65	2024/25
		Sofia Offshore Wind Farm Phase 1	1.40	41.61	2023/24
第四轮	2021/22	Inch Cape Phase 1	1.08	37.35	2026/27
		EA3，Phase 1	1.37	37.35	2026/27
		Norfolk Boreas (Phase 1)	1.40	37.35	2026/27
		Hornsea Project Three Offshore Wind Farm	2.85	37.35	2026/27
		Moray West Offshore Wind Farm	0.29	37.35	2026/27

资料来源：BEIS，安信证券研究中心

图27.海外风电项目拍卖中标规模统计 (GW)

资料来源：GWEC，安信证券研究中心

2023年海外风电行业供应链问题有望缓解，但仍对装机存在一定影响。如前所述，2022 年海外能源、大宗商品价格的飙升对风电供应链造成了极大扰动，导致大量项目延期，随着近期大宗、海运价格的调整，我们预计2023年供应端的扰动将有所缓解，但负面影响仍然难以完全消除。从海外风机价格的变化趋势来看，2022年前三季度海外风机厂商新签订单的均价较2021年普遍上涨15%以上，额外增加的装机成本或让部分项目业主继续保持观望态度。以美国为例，根据美国清洁能源协会（ACP）的统计，截至2022Q3美国延期的风电项目规模达到8.4GW，较2021年底增加一倍以上。

图28.2022年海外风机新签订单单价明显上升 (€/W)

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

图29.2022年美国延期新能源项目规模持续扩大（GW)

资料来源：ACP，安信证券研究中心

2023年海外新增风电装机前低后高，2024年起有望明显加速。综上所述，我们认为2023年很难成为海外风电装机的大年，2022年前三季度Vestas/SGRE/GE三大头部风机厂商的新签订单规模分别同比下滑37%/33%/49%,2023年交付规模难言乐观。但从更长的时间维度来看，我们认为随着供应链状况的持续改善，2023年下半年开始海外风电行业景气度有望逐步提升，2024年之后装机或将明显加速。

图30.2021年起海外风机厂商新签订单量持续下滑（GW)

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

2.2.3.海外本土产能存在瓶颈，国内厂商迎来出海机遇

海外本土风电产能相对有限，或成为未来限制风电装机的瓶颈。从需求端来看，我们认为海外风电发展的空间已经充分打开，但与此同时供给端的瓶颈或将长期存在，尤其是对于需求增速更快、供应链要求更高的海上风电领域。即便是海风产业链发展最为成熟的欧洲，目前本土海上风机、桩基、海缆等环节的产能已经较为紧张，部分头部厂商的订单甚至已经排到2025年之后，而对于此前海风发展相对较慢的美国、日韩、澳洲等地区，供应链保障问题或将更为突出。

图31.2021年全球海上风机产能分布

资料来源：GWEC，安信证券研究中心

图32.2022年欧洲本土海风桩基产能情况 (万吨)

资料来源：Sif，安信证券研究中心

国内风电产业链在供应稳定性以及成本上均有明显优势，未来潜在出海空间巨大。从现有产能及未来规划来看，欧美本土风电产业链难以支撑其宏大的装机规划，而国内厂商可作为填补供需缺口的重要补充。此外，无论是在扩产的速度和幅度、供应的稳定性还是制造成本上，国内风电产业链均具备明显优势，尤其是在供应链动荡加剧的2021-2022年，海内外风电产业链之间的成本差距正进一步扩大。以风机环节为例,2021年起海外风机厂商价格明显调升，但盈利能力仍然大幅下滑，而国内厂商在风机价格快速下降的背景下仍然保持了较好的盈利水平，塔筒/桩基环节的情况也较为类似。虽然目前欧美均提出了重振本土制造的目标，并采取关税、反倾销等各种形式的贸易壁垒对国内厂商加以限制，但从自身竞争力和供需缺口的角度来看，我们认为未来国内厂商未来的出海空间仍然值得期待。

图33.2021年后海外风机厂商净利润率大幅下滑

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

综上，我们认为在经历2022-2023年短期的动荡后，2024年起海外风电装机将重新迎来快速发展，届时国内风电产业链也将迎来难得的出海机遇，未来行业有望实现“海外风电市场扩大+海外市场份额提升”的共振。

3.产业链：海风产业链成长属性更强，2023年零部件回归强势地位

3.1.风机大型化是行业长期的发展方向

大型化是风电降本的主要途径，进入平价时代后国内风机大型化进程明显加速。此前国内风电补贴退坡节奏相对平缓，产业链并无太强降本诉求，风机大型化进程较为缓慢，根据CWEA统计，2020年陆风补贴最后一年国内新增陆上风机功率约为2.6MW，仅相当于德国2013年水平，2021年海风补贴最后一年国内新增海上风机功率约为5.6MW，相当于欧洲 2017年水平。随着平价时代的到来，近年来国内风机大型化的进程明显加速，CWEA统计2021年国内新增陆上风机平价功率大幅提升至3.1MW，2022年主流陆上机型则进一步由4MW+提升至5-6MW，2022年平价海风项目的主流机型为7-8MW，2023年进一步提升至10MW+。

图34.中德新增陆上风机平均功率对比 (MW)

资料来源：CWEA，BWE，安信证券研究中心

图35.中欧新增海上风机平均功率对比 (MW)

资料来源：CWEA，WindEurope，安信证券研究中心

对于风电产业链而言，大型化既是挑战也是机遇。一方面，大型化将带动风电成本持续下降，从而有效刺激下游装机需求；另一方面，大型化意味着单瓦装机对应的风机及零部件价值量显著摊薄，行业呈现出较强的“通缩”属性。因此，我们认为在大型化的趋势下，风电行业整体的市场规模或将保持基本稳定，“量增价减”将是未来的主旋律。而对于产业链各环节而言，大型化将进一步提升行业门槛，充分顺应大型化趋势的厂商有望实现市场份额的持续提升。从投资的角度，我们建议重点关注以下几条主线：1）成长属性更强的海风产业链；2)市占率持续提升，盈利有望修复的头部零部件厂商；3）具备核心竞争优势，利润来源逐步拓宽的优质风机厂商。

图36.风机大型化趋势展望

资料来源：安信证券研究中心

3.2.海风产业链：成长属性更强，区位布局为核心竞争要素

海上风电发展空间更为广阔，成长属性更强。根据GWEC的统计，截至2021年底全球累计海上风电装机容量约为57GW，在全球风电装机中的占比仅为6.8%，虽较2020年不到5%的水平明显提升，但整体上仍处于较低水平。而如前所述，从环保、用地、消纳等角度出发，目前无论是国内还是海外均将海上风电作为重点发展的方向，我们预计未来海上风电的装机占比有望持续提升，海风产业链具备更强的长期成长属性。

图37.全球陆上/海上风电累计装机容量(GW)

资料来源：GWEC，安信证券研究中心

海缆与基础在海上风电初始投资成本中占据重要比例，充分受益海风装机放量。相较于陆上风电，海上风电的增量投资主要体现在海缆、基础以及更高的安装成本，一般而言海上风电初始投资成本中风机及塔筒的占比大概为30%-40%（陆上风电一般达到60%-70%)，海缆占比为10%左右，基础占比约10%-15%（包括海上升压站)，安装工程（基础安装、风机吊装、海缆敷设）则为20%左右。因此，海上风电装机的放量将带动海缆、基础等配套环节的需求快速增长。

图38.陆上风电装机成本构成

资料来源：西勘院，安信证券研究中心

图39.海上风电装机成本构成

资料来源：西勘院，安信证券研究中心

随着海上风电逐步走向深远海，海缆、桩基环节的单位价值量有望保持基本稳定。就海上风电而言，“风机功率提升”与“风电场离岸距离提升”是两个最为重要的发展趋势，前者主攻“降本”（降低单瓦初始投资成本)，而后者意在“增效”(提升发电小时数)。以海风发展较早的欧洲为例，2012年前海上风电场的离岸距离基本在50km 以内，平均水深不超过20m，而近年来已有大量海上风电场的离岸距离达到50km 甚至100km 以上，平均水深亦逐步提升至30m-60m。因此对于海缆和桩基环节而言，海上风电场离岸距离与水深的提升将有效对冲风机大型化带来的摊薄效应，从而使两者成为风电产业链中少数能够保持单位价值量基本稳定的环节。

图40.欧洲海上风电项目离岸距离逐渐提升

资料来源：IRENA，安信证券研究中心

图41.欧洲海上风电项目平均水深逐渐提升

资料来源：IRENA，安信证券研究中心

海风产业链竞争格局相对稳定，项目经验与区位布局是核心竞争要素。一方面，海上风电的安装与运维成本显著高于陆上风电，投资业主与EPC承包商通常更倾向于项目经验更多、产品性能更有保障的设备供应商，以降低故障概率以及维护成本；另一方面，目前海上风电的装机区域相对集中（主要为欧洲与中国)，同时叶片、海缆、桩基等大型零部件的运输难度普遍较大，离风电场距离更近的当地化厂商具有明显的区位优势。因此，与陆上风电相比，长期以来海风产业链的竞争格局始终保持稳定且更为集中，2021年底全球海上风机累计装机规模的 CR1/CR3/CR5分别达到34%/64%/82%，明显高于陆上风电的18%/42%/59%，近年来海内外海缆、桩基环节的市场参与者及份额也基本保持稳定，欧洲 2013-2020 年间海风基础、送出海缆市场的CR3高达74%/92%（按累计安装数量）。

表10：2021年底全球海上/陆上累计装机规模前十风机厂商

排名	海上风机		陆上风机
排名	风机厂商	累计装机占比	风机厂商	累计装机占比
1	Siemens Gamesa	34.3%	Vestas	17.7%
2	上海电气	15.3%	Siemens Gamesa	12.3%
3	Vestas	14.8%	GE	12.0%
4	明阳智能	9.7%	金风科技	9.9%
5	金风科技	7.7%	Enercon	7.0%
6	远景能源	5.5%	Nordex Acciona	5. 2%
7	中国海装	4.7%	远景能源	4.5%
8	Senvion	2.6%	明阳智能	3.4%
9	东方电气	2.1%	联合动力	2.9%
10	GE	0.8%	东方电气	2. 6%
CR3	二	64%	二	42%
CR5	二	82%	一	59%
CR10		98%		77%

资料来源：GWEC，安信证券研究中心

图42.2013-2020年欧洲海风基础市场份额情况

资料来源：WindEurope，安信证券研究中心

图43.2013-2020年欧洲送出海缆市场份额情况

资料来源：WindEurope，安信证券研究中心

3.2.1.海缆：国内一线厂商壁垒深厚，二线厂商承接外溢订单

国内海缆市场格局清晰，三大头部厂商优势明显。海缆（尤其是送出缆）在海风项目中承担着输送电能的重要作用，因此项目业主对于海缆供应商的选择通常较为慎重，起步较早、工艺领先、项目经验丰富的头部厂商具备明显的先发优势。长期以来国内海缆市场的竞争格局较为稳定，中天、亨通、东方三家一线海缆厂商占据绝大多数市场份额，汉缆、宝胜、万达等二线海缆厂商与一线厂商之间的差距较为明显。

图44.2019-2021年国内海缆厂商海洋业务收入情况（亿元）

资料来源：公司公告，安信证券研究中心，中天科技海洋业务包括海工，亨通光电海洋业务包括海底光缆

随着国内海风项目朝高压、直流方向进一步升级，短期内一线海缆厂商壁垒仍然深厚。此前国内海上风电项目的集流/送出海缆主流电压等级一般为35kV/220kV，而随着海上风电项目离岸距离的提升，高电压等级（220kV以上）以及直流海缆有望逐步得到应用，例如广东阳江的多个平价海风项目均采用了高电压等级送出方案。虽然部分二线海缆厂商已在220kV的送出海缆上实现了从零到一的突破，但对于更高电压等级的方案，目前仅有三家一线厂商具备实际项目经验，因此我们预计短期内一线厂商的竞争壁垒仍较为深厚。

表11：国内采用220kV以上电压等级的海上风电项目

省份	海风项目	装机规模	离岸距离	送出海缆电压等级	集流海缆电压等级
江苏	三峡如东海上H6/H8/H10	1.1GW	50-65km	直流±400kV	35kV
广东	中广核阳江帆石一	1.0GW	55km	交流500kV	66kV
	中广核阳江帆石二	1.0GW	69km	交流500kV	66kV
	粤电阳江青洲一/二	1.0GW	50-55km	交流500kV	66kV
	三峡阳江青洲五/七	2.0GW	71km	直流±500kV	66kV
	三峡阳江青洲六	1.0GW	52km	交流330kV	66kV

资料来源：招标公告，安信证券研究中心

表12：目前国内仅有三家海缆厂商具备500kV海底电缆项目经验

项目	中标时间	中标厂商	中标金额
国家电网公司2017年浙江舟山500kV联网输变电工程项目	2017/3	东方电缆	1.64亿元
		中天科技	1.66亿元
		亨通光电	1.66亿元
浙江舟山 500 千伏联网北通道第二回输电线路工程	2018/10	东方电缆	1.90亿元
		中天科技	1.88亿元
		亨通光电	1.78亿元

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

高壁垒叠加区位优势，目前一线海缆厂商订单饱满，同时有望维持高毛利水平。综合来看，我们认为进入平价时代后海缆环节较好的竞争格局仍将延续，一线海缆厂商将率先受益国内海风装机起量，目前中天、亨通、东方三大厂商海缆订单均较为饱满，新产能建设亦稳步推进。与此同时，虽然抢装结束后国内海风产业链面临较大的降本压力，但头部海缆厂商仍有望凭借自身的区位优势（率先布局重点海风装机区域）以及产品结构的优化（向高压产品倾斜）维持较好的盈利能力。

表13：国内一线海缆厂商2022年订单情况及生产基地布局

一线海缆厂商	2022年订单情况	生产基地布局
东方电缆	截至 2022年三季报披露日，公司在手海缆订单58.12亿元，海洋工程订单	宁波北仑戚家山
	12.66亿元，2022年以来累计公告新	宁波北仑东部基地
	中标海上订单超过65亿元	广东阳江 (建设中)
中天科技	截至2021年12月底公司海洋系列业	江苏南通
	务在执行订单约 70 亿元，2022 年以来累计公告新中标海洋系列产品订单	江苏盐城大丰
	超过34亿元	广东汕尾
亨通光电	2022 年累计公告新中标海缆订单超过45亿元	山东东营 (建设中)
		江苏常熟
		江苏盐城射阳 (建设中) 广东揭阳 (建设中)

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

海外订单外溢国内，国内一线海缆厂商出海脚步加快。如前所述，未来海外海上风电市场同样将保持快速增长，而Prysmian、NKT、Nexans 等传统海外本土供应商海缆订单已较为饱满且扩产速度相对较慢，因此国内海缆厂商正迎来出海良机。我们认为国内一线海缆厂商无论是在技术工艺还是在成本控制上均有一定优势，此前相对匮乏的海外项目经验是主要的制约因素，2022年以来国内头部海缆厂商先后斩获多个海外项目订单，后续随着项目经验的积累，国内厂商在海外市场的拓展有望持续加速。

表14：2022年国内海缆厂商海外项目中标情况

国内海缆厂商	公告时间	中标项目	中标金额
东方电缆	2022/3	Hollandse Kust West Beta 海上风电项目	5.3亿元
东方电缆	2022/11	苏格兰 Pentland Firth East项目	1亿元
亨通光电	2022/3	越南金瓯海上风电项目	4.6亿元
	2022/3	沙特红海海缆项目	2.1亿元
	2022/11	泰国 PEA乌龟岛33kV海缆项目	0.7亿元
中天科技	2022/7	越南新富东1区海上风电项目	二
	2022/7	达尔马天然气开发项目	1
	2022/7	乌姆沙伊夫油田长期发展计划-第一阶段	1

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

二线海缆厂商承接一线厂商外溢订单，需求高景气阶段无需过度担忧竞争格局恶化。综上，虽然近年来国内海缆市场参与者数量有所增加，但整体来看具备高电压等级项目经验以及优质区位资源的头部厂商产能仍然较为有限，在需求高景气的情况下无需过度担忧行业竞争格局与盈利能力的恶化。而在一线厂商订单趋于饱和的状态下，部分二线厂商亦将承接部分外溢订单，2022年汉缆、宝胜、万达、起帆等厂商均在平价海风项目中有所斩获，未来将同样受益于海风需求的高景气。以明阳阳江青洲四项目为例，在2022年2月公布的海缆中标候选人中宝胜的报价较东方电缆低10%以上，但最终东方电缆仍然获得了两个标段的全部份额，充分体现了一线厂商的综合竞争优势；而最终该项目因多种因素由2022年延期至2023年交付，出于整体生产统筹计划的考虑，2022年底东方电缆与开发商友好协商将部分订单重新释放，充分体现了2023年一线海缆厂商排产端的饱满以及由此导致的订单外溢。

表15：明阳阳江青洲四海上风电项目220KV、35KV海缆招标情况

标段	原定交付时间	中标候选人	投标报价
标段1	2022/6-2022/8	中航宝胜海洋工程电缆有限公司	6.1953亿元
		宁波东方电缆股份有限公司 (最终中标)	6.9916亿元
		中天科技海缆股份有限公司	7.4329亿元
标段2	2022/6-2022/9	中航宝胜海洋工程电缆有限公司	5.9972亿元
		宁波东方电缆股份有限公司 (最终中标)	6.9078亿元
		中天科技海缆股份有限公司	7.3100亿元

资料来源：招标公告，安信证券研究中心

表16：二线海缆厂商2022年平价海风项目中标不完全统计

海缆厂商	项目	项目规模（MW）	离岸距离（km)	中标情况
宝胜	国家电投山东半岛南海上风电基地V场址	500	26	220kV送出缆部分标段
	国家能源山东渤中海上风电B2 场址	500	19	35kV集流缆
	明阳阳江青洲四	500	55	220kV送出缆+35kV集流缆部分标段
汉缆	华润电力苍南1#	400	25	220kV送出缆
	粤电阳江青洲一	400	50	66kV集流缆
	三峡新能源山东昌邑莱州湾一期	300	45	220kV送出缆
	山东能源渤中海上风电 B1 场址	400	19	220kV送出缆
	国家电投山东半岛南海上风电基地V场址	500	26	35kV集流缆
	国家能源集团国华渤中丨场址海上风电项目	500	25	220kV送出缆
万达	三峡新能源山东昌邑莱州湾一期	300	45	35kV集流缆
	山东能源渤中海上风电A场址	500	20	35kV集流缆
	山东能源渤中海上风电 B1 场址	400	19	35kV集流缆
起帆	华能苍南2号	300	23	35kV集流缆

资料来源：招标公告，安信证券研究中心

3.2.2.桩基：头部厂商“跑马圈地”脚步加快

2023年国内海风桩基厂商出货量及盈利有望强势反弹。随着2021年抢装结束后国内海风装机步入短暂“真空期”,2022年国内海风基础需求大幅下滑，加工费与单吨盈利亦持续承压，2022年行业遭遇“量利双杀”。如前所述，我们预计2023年国内海风装机将重回高速增长，而基础作为海风项目建设中的前端环节有望率先起量，相关公司业绩有望触底反弹。

图45.海力风电2022年收入及毛利率大幅下滑

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

图46.泰胜风能2022年海风收入大幅下滑

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

区位布局为核心竞争要素，国内头部桩基厂商积极“跑马圈地”。相较于海缆，桩基的产品同质化程度相对较高，在满足性能要求的前提下，价格与交付能力是项目业主与施工方主要的考量因素。因此，海风桩基厂商的区位布局是决定其竞争力的核心要素，当地化的产能布局一方面能够有效降低运输成本，另一方面也能与政府、投资业主形成更强的绑定关系，从而在订单获取上占据优势。考虑到优质的区位资源（码头、场地、政府关系等）具有一定的排他性，因此我们认为率先完成“跑马圈地”的桩基厂商将具备明显优势，目前各家上市公司均加快了产能布局的速度。

表17：上市公司海风桩基/塔筒产能布局情况

省份	大金重工	海力风电	天顺风能 (含长风）	泰胜风能	天能重工	润邦股份
辽宁	盘锦 (规划中)				大连（8万吨）
河北	曹妃甸 (规划中)
山东	蓬莱 (50万吨)	东营 (20万吨）通州湾 (40万吨)			东营(一期20万吨)
江苏		小洋口 (20万吨）盐城滨海 (20万吨) 启东吕四港(规划中)	射阳 (60万吨) 通州湾 (20万吨)	盐城(15-20万吨）	盐城 (10万吨）	启东 (30万吨）
广东	阳江(一期20万吨) 汕头 (规划中)		汕尾 (20万吨)		汕尾 (10万吨）	阳江 (规划中)
海南		儋州 (规划中)
海外			德国 (30万吨）

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

欧洲本土海风桩基产能有限且制造成本较高，国内厂商出海空间广阔。如前所述，欧洲本土海风桩基产能较为有限，根据海外上市公司的公告当前Sif、EEW等头部厂商也仅有20万吨左右的单桩产能规模，难以满足欧洲后续大规模的海风装机需求。而从成本的角度来看，在俄乌冲突升级后高企的能源价格导致欧洲钢材价格明显上涨，2022年德国中厚板价格持续处于1000美元/吨以上的高位，较国内高出50%以上。考虑到欧洲的人工、制造费用同样较高，海风桩基的最终价格可达国内的两倍左右，2021年欧洲单桩龙头Sif的平均出货单价接近2500欧元/吨，折算至人民币约合1.9万元/吨，而国内厂商的海风桩基出货单价仅为1万元/吨左右。此前较高的海运成本导致国内海风桩基出口欧洲的成本优势有所削弱，随着2022年下半年海运价格的大幅回落，目前国内厂商无论是在产能规模还是在制造成本上均具备明显优势，未来出海空间巨大。

图47.中国、德国中厚板价格对比 (万元/吨)

资料来源：Wind，安信证券研究中心

图48.泰胜风能与Sif海风产品单吨价格对比(万元/吨)

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

国内海风桩基厂商加速开拓海外市场，头部厂商已取得较大突破。虽然欧盟于2021年底对进口自中国的钢制风塔作出反倾销终裁裁决，但即便考虑7.2%-19.2%的反倾销关税后（暂不涉及海风桩基)，我们预计国内厂商仍具有一定的价格优势。2022 年大金重工已公告中标多个海外海风项目订单，充分印证了国内头部厂商在全球范围内的竞争力，与此同时天顺德国海工基地建设亦处于稳步推进状态，后续同样有望充分受益欧美海风建设加速。

表18：国内企业欧盟钢质风塔反倾销税率情况

国内厂商	欧盟钢质风塔反倾销税率
大金重工	7. 2%
中船澄西	7.5%
福船一帆、泰胜风能	11. 2%
天顺风能	14. 4%
其他国内厂商	19.2%

资料来源：欧盟委员会，安信证券研究中心

表19：2022年大金重工公告海外项目中标情况

海风项目	中标产品
英国 Moray West项目	48 套单桩+30 套过渡段+12 套海上风电塔筒
美国Boskalis项目	大型钢结构
法国 NOY-Ile D'Yeu et Noirmoutier 项目	62套单桩
英国Dogger Bank B项目	41套海上风电塔筒

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

3.3.风机：国内市场竞争激烈，风场开发与海外市场有望贡献更多盈利

2020-2021年抢装潮期间国内风机市场集中度有所分散。在中国风电行业十余年来的发展历程中，风机厂商已经历了多轮整合出清，活跃风机厂商的数量由最初的二十余家减少到目前的十家以内，前十风机厂商的合计份额则由 2013 年的 80%以下提升至2021年的95%左右。但是在前十风机厂商内部，行业的格局却始终未能固定，尤其是在2020-2021年陆上/海上风电抢装期间，由于头部风机厂商订单与产能较为饱和，二线厂商抓住机会实现了吊装量与市场份额的快速提升，短期内行业格局趋于分散。

图49.国内风机市场集中度变化情况

资料来源：CWEA，安信证券研究中心

“内卷”加剧导致国内风机价格持续下行，2023年风机厂商盈利能力有所承压。根据金风科技的统计，2020 年陆风抢装结束后国内风机月度公开投标均价由 3000 元/kW以上一路下行至2000元/kW以下，除了大型化带来的降本效应以外，风机厂商之间的激烈竞争也是导致价格持续下滑的重要原因。2022年风机厂商交付的订单中仍有较大比例为2021年签订的价格相对较高的订单，因此毛利率仍可维持较好水平，但随着2022年中标的低价订单逐步进入交付期，2023年风机毛利率水平或将面临一定压力。

图50.国内风机月度公开投标均价快速下行 (元/kW)

资料来源：金风科技，安信证券研究中心

图51.2022年风机厂商毛利率水平维持相对稳定

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

风机厂商积极向下游延伸，未来风电场开发有望成为重要利润来源。风机价格的下行某种程度上意味着上游设备供应商向下游项目运营商让利，目前国内风机厂商正加速向下游风电场开发环节延伸。一方面，目前国内风电项目的IRR水平已较为可观，无论是自持还是转让均可带来丰厚收益；另一方面，地方政府在大型风电项目的竞配过程中往往会把配套产业作为重要的评价指标，风机厂商可通过产能投资实现当地项目资源的获取，“投资换资源、资源换订单”已成为当前行业的普遍现象。因此，对于风机厂商而言，未来风电场开发带来的收益将有效弥补风机设备毛利率水平的下滑，以起步较早的金风和明阳为例，近年来发电收入与风电场转让带来的投资收益已成为公司整体利润中的重要组成部分。

图52.金风科技风电场开发业务毛利情况

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

图53.明阳智能电站运营业务毛利情况

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

图54.金风科技投资净收益与归母净利润对比 (亿元)

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

图55.明阳智能投资净收益与归母净利润对比 (亿元)

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

海上风机和海外市场将成为国内风机厂商寻求突破的重要方向。在国内陆上风机竞争激烈、盈利承压的背景下，门槛更高、利润空间更大的海上风电与海外市场正成为国内风机厂商重点布局的方向。此前国内海上风电市场参与者相对较少，截至 2021 年底仅有六家风机厂累计装机超过1GW，其中电气风电、明阳智能两家厂商累计装机份额合计超过50%，而据我们不完全统计目前已有7家国内风机厂商拿到了平价海风项目的订单，合计规模接近18GW，其中明阳智能凭借在广东省内的优势占据1/3以上份额。海外市场方面，2020 年前国内风机厂商在技术与产品上与Vestas、Siemens Gamesa、GE 等海外风机龙头存在一定差距，出口规模相对较小，而随着国内风机大型化的快速推进，国内厂商已逐步实现了对海外风机巨头的赶超。尤其是在海外风机厂商受困于供应链扰动的情况下，我们看好海外市场将成为国内主机厂突破“内卷”的重要方向，尤其是在亚太、拉美、非洲等对价格更为敏感的新兴市场，国内厂商在成本与交付能力上的优势将更为凸显。根据CWEA的统计，截至2021年底国内累计风机出口规模尚不到10GW，而2022年以来金风、远景、明阳等国内头部厂商已斩获多个海外市场大单，国内风机厂商出海脚步明显加快。

表20：国内风机厂平价海风项目中标不完全统计

风机厂商	省份	中标规模（GW）
明阳智能	广东	5.47
明阳智能	山东	1.56
远景能源	广东	0.21
	山东	1.00
	浙江	0.30
	江苏	1.00
金风科技	广东	1.00
	山东	1.10
	福建	0.34
电气风电	广东	1. 62
	浙江	0.26
	山东	0.40
	海南	0.60
中国海装	浙江	0.68
	广东	0.80
	辽宁	0.20
东方电气	浙江	0.30
	广东	0.30
	福建	0.06
运达股份	浙江	0.50
合计	-	17. 70

资料来源：招标公告，安信证券研究中心

图56.国内风机出口情况

资料来源：CWEA，安信证券研究中心

图57.2021年底国内风机累计出口区域分布

资料来源：CWEA，安信证券研究中心

3.4.风机零部件：大型化提升行业门槛，2023年盈利有望修复

3.4.1.长期趋势：大型化摊薄单位用量但同时提升行业门槛，零部件市场朝头部集中

风机大型化对单瓦零部件用量有明显的摊薄作用。如前所述，风机大型化是风电行业降本增效的主要途径，随着风机功率的提升，单瓦装机对应的零部件用量将持续减少。以三一重能的陆上双馈机型为例，根据招股说明书中的披露，2.5MW机型的机舱重量约为86吨，而5.0MW机型的机舱重量约为115吨，在单机功率提升一倍的情况下机舱重量仅提升了约1/3，对应单兆瓦的机舱重量下降超过30%。海上风机的发展趋势也较为类似，明阳11MW海上半直驱机型的单兆瓦机舱重量约为33吨，较5.5MW半直驱机型下降超过20%。

图58.三一重能不同型号陆上风机单MW机舱重量对比

资料来源：公司公告，安信证券研究中心

图59.明阳智能不同型号海上风机单MW机舱重量对比

资料来源：公司网站，安信证券研究中心

未来零部件环节整体市场规模增长或相对有限，但行业门槛提升，市场格局有望持续优化。考虑到当前无论是陆上机型还是海上机型的大型化进程都远未结束，我们认为未来单瓦装机对应的平均零部件用量将继续下降,因此虽然2023年起全球风电装机将保持平稳较快增长，但考虑单瓦用量的摊薄后零部件环节整体的市场规模增速或将相对有限。与此同时，随着风机单机功率的增加，零部件的尺寸与性能要求也将同步提升，行业整体门槛有望变高，市场有望向竞争优势更强的头部厂商集中。我们测算 2021 年国内叶片/陆上塔筒/铸件/主轴/轴承环节龙头上市公司的全球市占率分别为12%/12%/18%/26%/6%，均存在进一步提升的空间。

表21：不同零部件环节龙头厂商市占率情况

	单位	2017	2018	2019	2020	2021
全球风电装机	GW	53.5	50.0	60.9	95.3	93.6
陆上	GW	49.0	45.6	54.6	88.4	72.5
海上	GW	4.5	4.3	6.2	6.9	21.1
叶片
全球风电装机	GW	53.5	50.0	60.9	95.3	93.6
中材科技叶片销量	GW	4.9	5.6	7.9	12.3	11.4
中材科技市占率	%	9.1%	11. 2%	13.0%	13.0%	12. 2%
塔筒
全球陆上塔筒用量	万吨	419	371	422	648	505
天顺风能塔筒销量	万吨	38.1	38.0	50.7	59.0	62.6
天顺风能市占率	%	9.1%	10.3%	12.0%	9.1%	12.4%
铸件
全球风电铸件用量	万吨	128.0	113.7	131.8	195.4	185.2
日月股份风电铸件销量	万吨	11.9	15.1	25.5	37.9	33.3
日月股份市占率	%	9.3%	13.3%	19.4%	19.4%	18.0%
主轴
金雷股份主轴销量	万吨	5.1	6.9	9.5	12.5	14.7
金雷股份市占率	%	14.2%	22.7%	25.0%	25.0%	26.1%
轴承
全球风电轴承市场规模	亿元	200	187	228	357	351
新强联风电轴承收入	亿元	1.7	1.7	3.4	18.2	21.3
新强联市占率	%	0.9%	0.9%	1.5%	5.1%	6.1%

资料来源：GWEC，公司公告，安信证券研究中心，金雷股份市占率参照公司公告披露数据

综上，对于风机零部件环节，站在中长期的角度我们建议更加关注供给侧的变化，只有具备提升市场份额能力的厂商才能实现超越行业的成长。具体而言，不同环节的核心竞争要素存在差异，头部厂商提升市场份额的方式也有所不同，我们简单总结如下。

1）产能布局：对于塔筒、叶片等运输半径较短的零部件，生产基地的区位是决定竞争力的重要因素，整体来看规模实力领先的头部厂商在产能布局上更具优势。

2）成本控制与资金体量：对于铸件等同质化程度较高的零部件而言，成本与资金是核心竞争要素，仅有少数成本控制优秀、规模体量领先的头部厂商具备扩张的能力与意愿。

3）进口替代：对于主轴轴承、齿轮箱轴承等国产化比例仍然较低的环节而言，部分优秀的国内厂商可凭借更低的成本与更好的交付能力抢占外资厂商的份额。

4）海外拓展：长期以来海外风机零部件厂商产能扩张速度较慢，国内零部件厂商有望在海外风机客户中占据更多份额，例如铸件、制动器、定转子等环节。

5）技术迭代：对于某些存在技术迭代的环节而言，在新技术上布局较早的厂商有望实现市场份额的快速提升，例如铸造主轴替代锻造主轴、滑动轴承替代滚动轴承等。

图60.风机零部件环节需要更加关注供给侧的变化

资料来源：安信证券研究中心

3.4.1.短期展望：交付规模提升叠加原材料价格回落，2023年零部件盈利空间有望修复

2021-2022年风机交付规模偏低导致零部件厂商议价空间收缩，2023年供需形势有望反转。回顾过去几轮风电行业的发展周期，不难发现零部件与主机厂的盈利能力通常呈现此消彼长的特点，在抢装带来的上行周期中（例如2014-2015年以及2019-2020年）零部件厂商通常更为强势，毛利率呈上行趋势，而在抢装结束后的下行周期中（例如2017-2018年以及2021-2022年)，风机厂则往往重拾强势地位，零部件厂商的毛利率有所承压。展望 2023年，我们预计国内风电装机将重回上行周期，主机厂交付规模的大幅提升将使得供应链的保障更为重要，零部件厂商的议价能力有望回升。

图61.历史上主机厂与零部件毛利率呈现周期性波动

资料来源：国家能源局，Wind，安信证券研究中心

2022年下半年起原材料成本下降明显，2023年风机零部件厂商盈利能力有望修复。除了价格端面临主机厂的较大压力以外，2021年起钢材、树脂等原材料价格的持续上涨也是压制风机零部件厂商盈利能力的重要因素。2022年下半年以来，各类大宗原材料价格已有明显回落，因此我们预计2023年风机零部件厂商成本端的压力也将有所减轻，整体盈利能力有望得到一定修复。

图62.2022年下半年起国内钢材价格明显回落

资料来源：中国钢铁工业协会，安信证券研究中心

图63.2022年以来环氧树脂价格大幅回落

资料来源：Wind，安信证券研究中心

4.投资建议

2020-2022年风电板块业绩与股价大幅跑输电力设备板块整体表现，而在经历了近两年的短期阵痛后，2023年国内风电行业否极泰来，交付规模的大幅上行将带动产业链业绩逐步兑现，行业有望迎来业绩与估值的双升，建议重点关注以下几条投资主线。

1）成长属性更强的海风产业链：海风产业链充分受益全球海风装机占比提升+海风项目离岸距离/平均水深提升的双重结构性增量，与此同时市场格局相对较优，占据区位优势的头部厂商竞争壁垒深厚，建议重点关注国内海缆龙头东方电缆，以及产能布局领先的海风桩基厂商大金重工、天顺风能、海力风电。

2）2023年盈利修复的风机零部件环节：2022年风机零部件厂商同时受上下游挤压盈利受损严重，2023年交付大年零部件厂商将重回强势地位，盈利空间有望明显修复；长期来看风机大型化在摊薄单瓦零部件用量的同时将提升行业门槛，市场将进一步向头部厂商集中。建议重点关注日月股份（铸件）、金雷股份（主轴）、新强联（轴承）、时代新材（叶片）、华伍股份（制动器）等头部风机零部件厂商。

3）海上/海外布局领先的头部风机厂商：短期内国内风机厂商之间的竞争仍较为激烈，2023年国内风机毛利率预计将有所下滑，而风场开发、海上风机、海外市场有望成为风机厂商突破“内卷”的重要方向，建议重点关注估值较低、利润来源多元化的头部风机厂商金风科技、明阳智能、运达股份、三一重能。

5.风险提示

1）风电装机低于预期：风电项目建设周期较长，若未来行业政策、电力价格、供应链等因素出现不利变动，可能导致全球风电装机低于预期。

2）地缘政治与贸易冲突：风电行业具有较强的地域属性，目前部分海外地区为扶持本土产业而对国内风电产品的出口施加了一定限制，若后续海外地区对国内风电行业采取更大力度的贸易保护措施，国内企业的出口可能受到较大冲击。

3）原材料价格波动：风机零部件生产成本与钢铁、树脂、有色金属等大宗商品密切相关，若未来原材料价格大幅上涨，可能导致风机成本上行，从而影响下游装机需求与行业盈利水平。

4）行业竞争加剧：抢装结束后国内风电行业处于激烈竞争状态，若后续行业竞争进一步加剧，可能导致相关公司盈利能力下滑。

5）模型假设及测算结果与实际情况存在误差：本文中的测算过程涉及到较多假设条件，若模型假设与实际情况存在较大差异，则测算的结果可能出现偏差。

目行业评级体系

收益评级：

领先大市—未来6个月的投资收益率领先沪深300 指数10%及以上;

同步大市 —— 未来6个月的投资收益率与沪深300指数的变动幅度相差-10%至10%;

落后大市——未来6个月的投资收益率落后沪深300 指数10%及以上;

风险评级：

A ——正常风险，未来6个月的投资收益率的波动小于等于沪深300 指数波动；

B——较高风险，未来6个月的投资收益率的波动大于沪深300 指数波动;

目分析师声明

本报告署名分析师声明，本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，勤勉尽责、诚实守信。本人对本报告的内容和观点负责，保证信息来源合法合规、研究方法专业审慎、研究观点独立公正、分析结论具有合理依据，特此声明。

国本公司具备证券投资咨询业务资格的说明

安信证券股份有限公司（以下简称“本公司"）经中国证券监督管理委员会核准，取得证券投资咨询业务许可。本公司及其投资咨询人员可以为证券投资人或客户提供证券投资分析、预测或者建议等直接或间接的有偿咨询服务。发布证券研究报告，是证券投资咨询业务的一种基本形式，本公司可以对证券及证券相关产品的价值、市场走势或者相关影响因素进行分析，形成证券估值、投资评级等投资分析意见，制作证券研究报告，并向本公司的客户发布。

□免责声明

。本公司不会因为任何机构或个人

接收到本报告而视其为本公司的当然客户。

本报告基于已公开的资料或信息撰写，但本公司不保证该等信息及资料的完整性、准确性。本报告所载的信息、资料、建议及推测仅反映本公司于本报告发布当日的判断，本报告中的证券或投资标的价格、价值及投资带来的收入可能会波动。在不同时期，本公司可能撰写并发布与本报告所载资料、建议及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，本公司将随时补充、更新和修订有关信息及资料，但不保证及时公开发布。同时，本公司有权对本报告所含信息在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以本公司向客户发布的本报告完整版本为准，如有需要，客户可以向本公司投资顾问进一步咨询。在法律许可的情况下，本公司及所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务，提请客户充分注意。客户不应将本报告为作出其投资决策的惟一参考因素，亦不应认为本报告可以取代客户自身的投资判断与决策。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议，无论是否已经明示或暗示，本报告不能作为道义的、责任的和法律的依据或者凭证。在任何情况下，本公司亦不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。

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本报告的估值结果和分析结论是基于所预定的假设，并采用适当的估值方法和模型得出的，由于假设、估值方法和模型均存在一定的局限性，估值结果和分析结论也存在局限性，请谨慎使用。

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风电行业2023年度投资策略报告好风凭借力，景气终有时

目产业链：海风产业链成长属性更强，2023年零部件回归强势地位

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目投资建议：2023年重点关注海风产业链与风机零部件环节

目内容目录

目图表目录

1．“短期阵痛”与“美好远景”并存，风电行业在曲折中前行

1.1.2022复盘：风电板块业绩兑现低于预期，板块大幅回调

1.2.短期阵痛：2022年海内外风电项目推进偏慢，行业盈利承压

1.3.美好远景：2023年行业否极泰来，景气度有望明显提升

2.2023年国内装机提速，2024年海外需求接力

2.1.2.海上风电将为国内风电装机贡献重要增量

2.1.3.分散式风电及老旧风场改造潜在装机空间可观

2.2.海外：2023年装机仍受一定压制，2024年起需求有望复苏

2.2.1.欧美能源转型加速，新兴市场方兴未艾

2.2.2.供应链扰动导致2023年海外风电装机仍受一定压制

2.2.3.海外本土产能存在瓶颈，国内厂商迎来出海机遇

3.产业链：海风产业链成长属性更强，2023年零部件回归强势地位

3.1.风机大型化是行业长期的发展方向

3.2.海风产业链：成长属性更强，区位布局为核心竞争要素

3.2.1.海缆：国内一线厂商壁垒深厚，二线厂商承接外溢订单

3.2.2.桩基：头部厂商“跑马圈地”脚步加快

3.3.风机：国内市场竞争激烈，风场开发与海外市场有望贡献更多盈利

3.4.风机零部件：大型化提升行业门槛，2023年盈利有望修复

3.4.1.长期趋势：大型化摊薄单位用量但同时提升行业门槛，零部件市场朝头部集中

3.4.1.短期展望：交付规模提升叠加原材料价格回落，2023年零部件盈利空间有望修复

4.投资建议

5.风险提示

目行业评级体系

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风电行业2023年度投资策略报告：好风凭借力，景气终有时-20230107-安信证券-40页