电力设备及新能源行业风电板块2023年投资策略丨2023.1.7

中信证券研究部

华鹏伟

电力设备与新能源行业首席分析师S1010521010007

林

电力设备与新能源

分析师

S1010519040001

核心观点

在大兆瓦降本加速和项目储备丰富的情况下，2023年风电行业有望走出景气低谷，迎来装机显著复苏。重点推荐：1）叶片、铸件、法兰等环节有望受益于原材料成本下降和价格回稳，实现盈利能力显著修复；2）持续推荐格局优且有明显抗价值“通缩”能力的海缆、桩基、轴承等环节；3）看好受益于出口需求增长的零部件厂商；4）建议关注具备以量补价能力，并优化“双海”结构，有望穿越盈利低谷的优质整机厂。

降本加速招标放量，风电装机有望复苏。风机大型化加速，助力成本持续下降，目前国内陆上风电项目收益率多已提升至8%-10%，海上风电也有望提前开启平价上网。在风电经济性明显提升之下，叠加政策支持力度加码，2022年行业招标规模持续超预期，达88GW左右（+\~60%YoY，不含框架招标）。考虑高招标量奠定装机增长项目基础，以及2022年受疫情等因素影响或有10GW结转至2023年，我们预计2023年国内风电装机有望迎来显著复苏，总装机量或达 80GW左右，其中海上风电装机有望翻倍增至10GW以上，且2023-25年海风装机有望维持40%左右的较高CAGR。

原材料降价+产品定价趋稳，零部件盈利有望修复。钢铁等大宗原材料占风电零部件成本比例较高，零部件企业的盈利对原材料价格较为敏感。随着2022H2原材料价格明显回落，零部件成本压力逐步缓解，2023年原材料成本或保持同比相对低位；同时，受益于需求复苏和品类升级，大兆瓦零部件供应趋于紧张，价格有望相对企稳或小幅上涨。我们预计，叶片、法兰、铸件、轴承等环节产品价格成本剪刀差有望扩大，迎来盈利明显修复。

电力设备及新能源行业

聚焦抗“通缩”且格局优的环节。海缆、桩基：预计受益于海风离岸距离和项目水深增加，以及单体项目容量增大，产品需求量和品类规格都将保持快速提升，具备明显的价值量“通胀”效应，市场空间增速快于海风装机增速。受码头审批、产线设备和区位资源等因素限制，产能实际释放进度或有不确定性，供需或逐步趋紧，市场格局头部集中；叠加产品结构升级和价值量增厚，行业盈利有望明显修复，看好头部厂商持续成长性和市场竞争优势，以及二线企业受益于订单外溢效应迎来加速增长。轴承：大兆瓦趋势下，对轴承可靠性、强度、精度等提出更高要求，加工壁垒和单位价值量更高，市场有望快速扩容，抗“通缩”特性凸显；同时，轴承国产化替代空间巨大，国产轴承性价比优势凸显，加快推进与整机厂合作验证，替代进程有望提速。

强于大市 (维持)

欧美风电增长有望加速，关注供应链出口机会。欧美等国家在能源独立和清洁能源转型的目标下，持续加码风电政策支持力度，提升海风中长期发展规划，目前海外主要海风市场2030年累计装机目标已达200GW，GWEC预计2022-30年年均装机量将达22GW左右，对应CAGR将达约27%。目前国内塔筒桩基、铸锻件、主轴、法兰等零部件环节头部厂商已切入海外优质客户供应体系，产品性价比竞争优势显著，有望跟随大兆瓦产品出口需求加速增长，享受产品溢价和高毛利率红利。

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风机盈利仍将承压，重在以量补价和“两海”发展优化。国内陆上风机价格已阶段性企稳，后续降幅或较为缓和；而海上风机随着大型化升级加快，或仍有明显降价空间。2023年国内风机低价订单将开始集中交付执行，但考虑主要零部件环节降价幅度较小，预计整机厂盈利仍将承压。具备大兆瓦产品和成本优势的优质整机厂，有望通过以量补价，以及优化“海上+海外”风电业务结构，穿越行业盈利低谷，强化持续成长性和长期竞争力。

风险因素：风电新增装机不及预期；原材料价格下降不及预期；部分零部件保障不及时影响风电机组的交货；海外贸易壁垒升级等。

投资策略：在大兆瓦降本加速和项目储备丰富的情况下，2023年风电行业有望走出景气低谷，迎来装机显著复苏。重点推荐：1）叶片、铸件、法兰等环节有望受益于原材料成本下降和价格回稳，实现盈利能力显著修复，推荐中材科技等，建议关注日月股份、恒润股份、金雷股份等；2）持续看好格局优且有明显抗价值“通缩”能力的海缆、桩基、轴承等环节，推荐东方电缆、天顺风能、新强联，建议关注大金重工、海力风电、中天科技、起帆电缆、宝胜股份等；3）建议关注中际联合、振江股份等受益于出口需求增长的零部件厂商；4）看好具备以量补价能力，并优化“双海”结构，有望穿越盈利低谷的优质整机厂，建议关注明阳智能、三一重能等。

重点公司盈利预测、估值及投资评级

简称	代码	收盘价	EPS			PE					评级
简称	代码	收盘价	21	22E	23E	24E	21	22E	23E	24E	评级
东方电缆	603606.SH	69.95	1.73	1.62	2.67	3.72	43	46	28	20	买入
天顺风能	002531.SZ	16.24	0.73	0.43	0.91	1.25	17	28	13	10	买入
新强联	300850.SZ	53.28	2.78	2.34	3.15	4.22	31	37	27	20	买入
中材科技	002080.SZ	23.00	2.01	1.87	1.88	2.30	10	11	11	9	买入
中际联合	605305.SH	38.16	1.53	1.25	1.79	2.23	24	29	21	16	买入

资料来源：Wind，中信证券研究部预测
注：股价为2023年1月6日收盘价

降本加速招标放量，风电装机有望复苏 5
风电大型化升级，快速降本提升收益 5
风电招标持续超预期，装机有望大幅增长， 7
原材料跌价+产品定价趋稳，零部件盈利有望修复.
聚焦抗"通缩"且格局优的环节.. .11
海缆：用量、价值双增，规格、盈利齐升. .11
桩基：需求增长弹性凸显，盈利有望明显修复. ..15
轴承：大兆瓦"通胀"属性，国产替代加速 .17
欧美海风有望长期高增，关注供应链出口机会 .20
风机盈利仍将承压，重在以量补价和"两海"优化.. ..22
风险因素 ..24
投资策略... ..25

插图目录

图1：全国新增风电装机中不同单机容量风机占比， 5
图2：2022年国内风机招标机型分布 .5
图3：近两年国内风机招标价格迎来明显回落 .5
图4：不同建设成本风电项目IRR与利用小时数关系 .5
图5：国内海上风电新增装机功率结构， .6
图6：2022年国内海上风机招标机型分布. .6
图7：广东海上风电典型项目建设成本估算， ..6
图8：国内风电新增吊装规模.. .7
图9：国内风电新增并网规模.. .7
图10：2022年国内风机月度招标规模， .8
图11：近年国内风机招标情况.. .8
图12：国内风电新增吊装规模及预测， .9
图13：风电设备部分原材料价格走势 .9
图14：风电叶片芯材价格.. ..9
图15：国内不同海风项目离岸距离分布， .11
图16：国内不同海风项目加权平均离岸距离对比. .11
图17：国内不同海风项目单体装机规模分布 .12
图18：不同型号海缆输电容量 ..12
图19：海缆平均价值量及毛利率随规格升级而明显提升 ..12
图20：国内主要海缆企业产能产值统计. .13
图21：海缆基地通常配套交联立塔和码头 ..14
图22：高压电缆VCV生产线.. .14
图23：国内主要海缆企业现有及在建产能基地分布. .14
图24：海上风电向深远海发展带动水下桩基需求提升 ..15
图25：国内不同海风项目水深分布 ..15
图26：国内不同海风项目加权平均水深对比 ..15
图27：主要桩基塔筒厂商海工名义产能统计 ..16
图28：国内主要桩基塔筒厂商现有及在建产能分布， ..16
图29：2020年三一重能主轴承平均单功率价值量对比. ..18
图30：新强联2021年定增募投项目各类轴承设计单价. .18
图31：2019年全球风电主轴承市场份额分布， .19
图32：2020年国内风电轴承国产化率 .19
图33：2020年三一重能主轴承国内外供应商价格对比 .20
图34：国内陆上风电主轴承国产化率. .20
图35：美国海上风电项目推进规模及进展 .21
图36：全球海上风电项目推进规模及进展 .21
图37：海外海风装机有望迎来加速增长. .21
图38：风电主要零部件公司海外业务收入比例. .22
图39：2022年国内部分风机中标价格统计.. .22
图40：2021/22年国内风机企业中标份额统计. .23
图41：2022年国内主要风机企业中标规模同比增幅 ..23
图42：2022年国内风机企业分类别中标情况， .24
图43：2022年国内风机企业分趋于中标情况. .24

表格目录

表1：沿海省市海上风电规划... .7
表2：2023年国内海上风电项目待招标规模不完全统计， ..8
表3：原材料价格下降对风电主要零部件盈利提升弹性的理论测算 ..10
表4：国内海风海缆需求预测. ..13
表5：海风塔筒桩基需求预测.. ..16
表6：国内主要风电桩基厂商码头资源情况 ..17
表7：国内风电主要轴承市场空间测算 ..18
表8：国内风电轴承厂商发力国产化替代 ..19
表9：海外各国2030年海上风电装机规划. ..20
表10：风电板块重点跟踪公司盈利预测. .25

降本加速招标放量，风电装机有望复苏

风电大型化升级，快速降本提升收益

风机大型化加速，助力成本下降。风机大型化可减少风机单位功率原材料用量，并推动风电场配套建设和运维成本的下降。2021年国内风电新装机组平均单台功率达3.5MW，预计2022年将达4MW以上。根据我们对2022年国内风机招标机型要求的统计，其中要求5MW以上风电机组占比达到70%以上，5MW+机型有望成为2023年风电装机主流。

图1：全国新增风电装机中不同单机容量风机占比

资料来源：CWEA，中信证券研究部

图2：2022年国内风机招标机型分布

资料来源：国际能源网，风芒能源，中信证券研究部测算

风机价格和项目成本显著下降，陆风项目收益率明显提升。受益于风机大型化的降本效应，以及风机厂商进一步市场化竞争，2022年以来国内陆上风机投标均价 (不含塔筒)已降至1800元/kW左右（-30%YoY)。同时，叠加配套设备及EPC成本下降等因素，目前三北地区陆上风电造价多降至5000元/kW以内，中东部地区项目也多降至6000元/kW以内。在基本不受弃风因素影响的情形下，我们预计三北地区风电项目IRR已可达10%以上，中东部项目IRR也普遍可实现8%-10%，具备较强投资吸引力和经济性竞争力。

图3：近两年国内风机招标价格迎来明显回落(元/kW)

资料来源：金风科技官网，北极星风力发电网，中信证券研究部

图4：不同建设成本（元/kW）风电项目IRR与利用小时数关系

资料来源：中信证券研究部测算

海风大型化加速，10MW+机型渐成主流。2020年起国内海风大型化进程加快，2021年单机平均功率达5.6MW，预计2022年将达7MW左右。2022年以来，国内海风招标主流机型进一步升级至8-12MW以上，2023年起10MW+机型有望快速成为市场主流。

图5：国内海上风电新增装机功率结构

资料来源：CWEA，中信证券研究部

图6：2022年国内海上风机招标机型分布

资料来源：国际能源网，中国电力招标采购网，风芒能源，中信证券研究部

海风成本有望延续快速下降趋势。由于大型化加速和竞争趋于激烈，2022年国内海上风机单价由抢装期的6500元/kW+降至4000元/kW以下。同时，随着海风建设及配套设备产业链扩产和抢装后需求回落，装机成本迎来普遍下降。我们测算2022年国内海风项目单位造价降幅普遍达25%以上，预计2023年仍有望实现15%左右降幅，驱动海风加速推广平价上网。

图7：广东海上风电典型项目建设成本估算(元/kW)

资料来源：中信证券研究部测算

沿海省份加大海风支持力度，有望支撑海风快速增长。围绕我国“2030碳达峰、2060碳中和”目标，海上风电作为最能匹配东南沿海地区资源禀赋的新能源技术，获得相关省市的重点支持。目前沿海省市“十四五”期间已明确规划+项目推进的海上风电项目规模超55GW，对应2022-2025年规划并网规模近38GW。考虑到海风成本快速下降背景下，部分项目将逐步提前实现平价上网（项目IRR\~7%)，同时广东、山东、上海等省市已出台地补政策对海上风电给予装机补贴以加快行业发展，预计行业潜在需求和实际装机有望突破规划规模，2022-25年新增并网规模有望超50GW。

表1：沿海省市海上风电规划 (GW)

省市	2020年底并网	2021年底并网	“十四五”新增并网规划	2022-25新增并网规划	2022-25新增并网预测
江苏	5.7	11.8	9.1	3.0	3
福建	0.8	3.1	4.1	1.8	2.9
广东	1.0	6.5	17	11.5	19
山东		0.6	8	7.4	7.4
浙江	0.5	2.6	5	2.4	5
上海	0.4	0.41	1.8	1.8	1.8
河北	二	：	0.5(E)	0.5	0.8
海南	二	二	3	3	5
辽宁	0.3	1.1	3.75	2.95	3
天津	0.1	0.1	0.2 (E)	0.2	0.2
广西	-	-	3	3	3
总计	8.8	26.2	55.45 (E)	37.55	51.1

资料来源：国家能源局，CWEA，水规院，中信证券研究部预测

风电招标持续超预期，装机有望大幅增长

受疫情等因素影响，2022年部分风电项目装机将延后至2023年。2022年1-11月，国内风电新增并网量达22.52GW（-6.8%YoY)，预计全年新增并网规模达40GW左右，同比或有所回落。这主要是由于疫情影响设备生产交付和项目现场吊装节奏，同时叠加机型方案升级换代，以及部分项目场址审批周期拉长影响。我们预计有10GW左右陆上风电项目装机将由于外部因素由2022年延至2023年，短期装机需求低于预期或为次年需求复苏进一步夯实基础。

图8：国内风电新增吊装规模

资料来源：CWEA，中信证券研究部

图9：国内风电新增并网规模

资料来源：国家能源局，中信证券研究部

2022年风机招标规模再超预期，有望支撑2023年装机加速复苏。根据我们不完全统计，若不考虑框架招标，2022年国内风机公开市场招标量达88GW左右（+\~60%YoY),其中陆风招标量近约72GW（+\~40%YoY)，海风招标量超15GW(+\~360%YoY)。新增招标规模的大幅增长，且疫情等外部负面因素加速消除，有望为2023年起风电行业装机大幅复苏奠定项目基础。

图10：2022年国内风机月度招标规模（MW)

资料来源：国际能源网，中信证券研究部注：不含框架招标

图11：近年国内风机招标情况

资料来源：采招网，北极星电力网，国际能源网，中信证券研究部注：不含框架招标

海风招标规模有望延续较高增长趋势。国内海风资源丰富，政策支持力度加码，海风项目有望纷至沓来并加速启动，根据我们不完全统计，2023年国内海上风电待招标规模达18GW左右，项目落地和持续增长确定性强。

表2：2023年国内海上风电项目待招标规模不完全统计

省份	项目	项目规模（MW)	规模小计（MW)
广东	汕头南澎	3000	9250
	汕头中澎	2000
	汕头芹澎	1000
	中广核帆石二	1000
	华电三山岛	1000
	华能海门	550
	国电投靖海	400
	三峡洋东	300
浙江	金风润洲温州	1600	2400
	华电玉环	500
	华能岱山	300
江苏	国信大丰	850	1650
江苏	三峡大丰	800	1650
广西	广投防城港F	1400	2300
广西	国电投钦州C	900	2300
海南	申能儋州	600	1700
	中海油东方	600
	明阳东方	500
上海	三峡金山	300	300
辽宁	大连庄河V	250	250
合计		17850

资料来源：国际能源网，中国电力招标采购网，中信证券研究部

2023年国内风电装机有望大幅增至80GW左右，其中海风翻倍至10GW以上，且持续成长性凸显。随着疫情影响缓解，风电经济性大幅提升，以及2022年部分延迟项目结转，2023年国内风电装机有望显著复苏，预计总装机量将达80GW左右，其中海上风电有望实现翻倍增长至10GW以上，且2023-25年海风装机仍有望维持约40%的较高CAGR。

图12：国内风电新增吊装规模及预测

资料来源：CWEA，GWEC，中信证券研究部预测

原材料跌价+产品定价趋稳，零部件盈利有望修复

风电设备原材料成本压力逐步缓解。风电设备中原材料成本占比多在50%-90%，且原材料多以钢铁等大宗商品为主，零部件企业盈利对原材料价格较为敏感。2022年中开始，风电零部件常用原材料价格开始迎来明显回落，下半年价格环比降幅普遍达20%左右。

图13：风电设备部分原材料价格走势(元/吨)

资料来源：Wind，中信证券研究部

图14：风电叶片芯材价格（美元/kg)

资料来源：Wind，中信证券研究部

供需格局改善或驱动大兆瓦零部件价格企稳，受益于成本下降盈利望明显修复。在原材料价格呈现明显降幅的同时，叶片、轴承、主轴等零部件产品受益于需求复苏和品类升级，供应趋于紧张，预计2023年上述零部件厂商议价能力有望迎来相对增强，价格将相对企稳，甚至部分大兆瓦紧俏产品价格或出现小幅上涨。因此，部分核心零部件环节价格成本剪刀差有望扩大，迎来明显盈利修复。

看好叶片、法兰、铸件等零部件公司受益于原材料降价的盈利修复弹性。以叶片、法兰、铸件、轴承、主轴环节为例，我们针对相关代表性公司核心产品盈利弹性进行了大致测算。若以2022Q3经营情况为基准，上述零部件毛利润对应主要原材料价格敏感系数分别为-5.4/-4.4/-2.9/-1.5/-0.9，即在其他因素不变的情况下，主要原材料价格每下降10%,对应毛利润有望分别提升54%/44%/29%/15%/9%。此外，考虑2023年上述部分零部件产品价格有望回稳或小幅涨价，相关公司盈利修复弹性或进一步提升。

表3：原材料价格下降对风电主要零部件盈利提升弹性的理论测算

零部件环节	叶片		法兰	铸件	轴承	主轴
代表性公司	中材科技		恒润股份	日月股份	新强联	金雷股份
原材料成本占比	80%		65%	62%	69%	51%
主要原材料	芯材环氧树脂	玻纤	碳钢	生铁废钢	钢	钢锭
主材成本占比	27% 17%	16%	60%	40%	50%	40%
主材年内高点价格（元/吨）	25400 28750	10000	5490	4750 3850	5110	6200
上季主材采购价格（元/吨)	23400 25500	10000	5153	4623 3665	4826	5940
当前主材采购价格（元/吨）	21900 18740	9200	4244	3929 2835	4066	5253
主材成本较高点变化	-13.8% -34.8%	-9.0%	-22.7%	-17.3% -26.4%	-20.4%	-15.3%
主材成本较上季变化	-6.4% -26.5%	-9.0%	-17.6%	-15.0% -22.6%	-15.7%	-11.6%
成本较高点变化	-11.1%		-13.6%	-8.7%	-7.6%	-8.2%
成本较上季变化	-7.7%		-10.6%	-7.5%	-5.8%	-6.3%
毛利率较低点提升	10.0%		-12.0%	7.7%	5.7%	5.7%
毛利率较上季提升	6.9%		9.3%	6.6%	4.3%	4.4%
原材料价格敏感系数	-5.4		-4.4	-2.9	-1.5	-0.9

资料来源：Wind，各公司公告，中信证券研究部测算注：考虑原材料价格波动至投料端平均3个月时间间隔；基于各公司2022Q3 经营数据

聚焦抗“通缩”且格局优的环节

海缆：用量、价值双增，规格、盈利齐升

海风项目离岸距离逐步提升，海缆用量跟随增长。国内海风项目离岸距离逐步增加，目前已装机项目平均离岸距离在30km 左右，而现有招标待装项目平均离岸距离增至约40km，预计2023年主要待招标项目平均离岸距离将继续升至50km以上，长期看预计“十五五”期间国内海上风电项目有望向超100km 离岸距离的深远海发展。海风项目中主缆实际敷设长度往往是离岸距离的1.2-1.3倍，离岸距离增大将直接带动海缆需求提升。

图15：国内不同海风项目离岸距离分布

资料来源：中国电力招标采购网，风芒能源，国际能源网，中信证券研究部注：由内圈向外圈分别代表已装机、招标未装和待招标项目

图16：国内不同海风项目加权平均离岸距离对比（km)

资料来源：中国电力招标采购网，风芒能源，国际能源网，中信证券研究部

海风离岸距离加大+单体项目规模扩大，驱动海缆产品大截面+高压化升级。海上风电单个风电场规模持续扩大，且越来越多项目采取连片开发方式，主流项目装机功率段由300-500MW逐步向500MW+甚至1000MW+提升。同时，由于进一步离岸化长距离带来的输电损耗增加，以及单体项目送出容量大幅提升，海缆高压化趋势明显加速。其中，阵列集电海缆电压等级由目前主流35kV向66kV升级，送出主缆电压等级由目前主流220kV向330kV和550kV交流升级，且500kV柔性直流海缆也在逐步推广。

图17：国内不同海风项目单体装机规模分布

资料来源：中国电力招标采购网，风芒能源，国际能源网，中信证券研究部注：由内圈向外圈分别代表已装机、招标未装和待招标项目

图18：不同型号海缆输电容量(MVA)

资料来源：CNKI，中信证券研究部

产品结构升级推动海缆龙头高盈利，高端产品维持竞争格局头部集中。随着海缆规格等级加速升级，产品价值量迎来显著提升，以送出主缆为例，目前主流220kV产品单价约400-500万元/km左右，而500kV产品单价则达1000万元/km左右，且产品毛利率也随之有明显上升。因此，海缆行业受益于长度用量增加+结构性价值量提升，具备明显的价值“通胀”属性。同时，尽管在中高压产品领域新进入者增多，竞争程度有所提高，但330kV以上超高压海缆产品技术壁垒显著提高，目前仍仅东方电缆、中天科技、亨通光电等少数企业具备量产能力，高端市场有望维持头部集中的竞争格局。

图19：海缆平均价值量及毛利率随规格升级而明显提升

资料来源：行业相关公司公告，中国电力招标采购网，中信证券研究部

国内海缆市场迎来快速增长，海缆行业具备价值“通胀”属性。在2023-25年海风装机分别为10/15/20GW的预期下，考虑机组大型化、离岸距离增长和海缆规格升级，我们测算国内海缆行业需求价值量将分别达235/359/498亿元（+106%/+52%/+39%YoY)，且有望随着海风降本加速拉动装机进一步提升，具备较强的价值量“通胀”属性。

表4：国内海风海缆需求预测

	2022E	2023E	2024E	2025E
国内海风装机（GW)	5	10	15	20
单项目平均规模(GW)	0.4	0.5	0.65	0.8
风电场数量(个)	13	20	23	25
平均离岸距离(km)	30	40	50	60
主缆长度距离比	1.25	1.25	1.25	1.25
主缆敷设长度（km)	38	50	63	75
主缆单价（万元/km）	450	480	540	600
主缆回路数（个）	2	2	2	2
每回路海缆数(根)	2	2	2	2
主缆价值量 (亿元)	84	192	312	450
单项目阵列缆用量（km)	200	180	170	160
阵列缆单价（万元/km）	120	120	120	120
阵列缆价值量（亿元）	30	43	47	48
海缆需求价值量 (亿元)	114	235	359	498
价值量YoY		106%	52%	39%

资料来源：中国电力招标采购网，中信证券研究部测算

受需求放量推动和产线设备瓶颈限制，海缆供需格局或持续紧张。国内海缆厂商有望加快产能扩张，我们统计2022年主要海缆企业总产能产值约200亿元，2023年产能产值中值或提升至260亿元左右。但海缆基地涉及码头、立塔等项目审批，过程较为繁琐；且目前高压海缆核心VCV产线设备主要进口自德国Troester、芬兰Maillefer等厂商，在行业集中扩产下设备端瓶颈逐步显现，交付周期普遍拉长至1.5年甚至更久，海缆新增产能实际释放进度或有所延后。因此，考虑到需求有超预期可能，而供应有延后风险，预计2023年国内海缆行业仍将维持紧张格局。

图20：国内主要海缆企业产能产值统计（亿元）

资料来源：各公司公告，中信证券研究部预测

图21：海缆基地通常配套交联立塔和码头

资料来源：亨通光电官网

图22：高压电缆VCV生产线

资料来源：Troester官网

海缆龙头具备产能产品和区位布局优势，而二线企业或受益于订单外溢效应。海缆招投标有较强的属地资源效应，在同等条件下，开发商往往优先选择在本地建厂的供应商。近年来海缆头部厂商持续完善重点项目地海缆产能布局，有望进一步强化综合拿单能力。同时，部分二线海缆厂商也依托当地资源优势，实现中高压产品快速切入；并在龙头厂商订单饱满、排产饱和的情况下，有望受益于订单外溢效应，提升拿单能力或外协规模。

图23：国内主要海缆企业现有及在建产能基地分布

资料来源：各公司公告，中信证券研究部注：省市颜色深浅代表“十四五”海风规划规模高低

桩基：需求增长弹性凸显，盈利有望明显修复

海风水下桩基重量和复杂程度将随水深增大而明显提升。单桩基础结构通常适用于水深0-35m的海风项目，其重量达800-1600 吨，为水上塔筒的2-3倍；而35-60m水深项目多升级为导管架结构，单个重量可达2000-3000吨;长期看，随着深远海风电发展，60m+水深项目或将采用漂浮式基础结构，其重量和制造难度将进一步大幅提升。

图24：海上风电向深远海发展带动水下桩基需求提升

资料来源：NREL

海风项目水深持续增加，桩基需求快速放量。根据我们不完全统计，目前国内已装机海风项目水深多在15-20m，基本采用单桩结构；而2022年以来招标待装项目平均水深进一步提升至约30m，2023年待招标项目平均水深近35m，随着项目水深的持续增大，有望带动水下基础由单桩向导管架升级，并提升桩基重量和价值量。

图25：国内不同海风项目水深分布

资料来源：中国电力招标采购网，风芒能源，国际能源网，中信证券研究部注：由内圈向外圈分别代表已装机、招标未装和待招标项目

图26：国内不同海风项目加权平均水深对比（m)

资料来源：中国电力招标采购网，风芒能源，国际能源网，中信证券研究部

全球海风桩基市场高速增长，具备明显抗“通缩”特征。随着风机大型化升级，海风水上塔筒部分单位用量有望逐步摊低，但由于水深增加将带动桩基单位用量持续增长，预计 2023-25 年国内海风塔筒+桩基总需求将达 240/368/500 万吨（+113%/+53%/+36%YoY)，全球海风塔筒+桩基总需求将达408/539/875万吨（+81%/+32%/+62%YoY)，随深远海风电发展具备明显抗“通缩”特征。

表5：海风塔筒桩基需求预测

	2022E	2023E	2024E	2025E
国内海风装机（GW)	5	10	15	20
全球海风装机（GW)	10	17	22	35
海风塔筒单位用量（吨/MW)	65	60	55	50
海风桩基单位用量（吨/MW）	160	180	190	200
国内总需求（万吨）	113	240	368	500
国内需求YoY		113%	53%	36%
全球总需求 (万吨）	225	408	539	875
全球需求YoY		81%	32%	62%

资料来源：GWEC，中信证券研究部预测

2023年海风桩基供给或逐步趋紧，吨盈利有望明显回升。根据主要桩基塔筒厂商扩产规划，我们预计2023/24年全球面向海风的海工名义产能将达520/790万吨左右；但考虑项目审批流程、产能投放进度和爬坡速度等因素，实际有效产出或相对减少，如按平均80%左右产出率测算，则对应2023/24年有效产出分别约为420/630 万吨左右，其中 2023年供需格局或出现明显收缩。基于2023 年海风桩基供需或处于紧张状态，同时考虑到管桩多为业主招标，相较于塔筒多受风机厂明显压价情况，价格压力相对较小，受供需格局影响桩基厂商议价能力有望相对增强，因此我们预计2023年桩基产品吨盈利有望迎来明显回升。

图27：主要桩基塔筒厂商海工名义产能统计 (万吨）

资料来源：各公司公告，GWEC，中信证券研究部预测

图28：国内主要桩基塔筒厂商现有及在建产能分布

资料来源：各公司公告，中信证券研究部注：空心标记为陆风产能，实心标记为海风产能；省市颜色深浅代表“十四五”海风规划规模高低

产能区域配套能力和码头资源成为决定桩基厂商竞争力强弱的关键因素。近年来国内主要桩基厂商加快完善产能区域布局，重点扩张华东和华南优势产能，尤其是在海风发展重点省份广东、江苏的扩产规模较大，竞争更为激烈。桩基产能需与码头资源紧密配套，而优质码头资源稀缺，审批和建设周期较长，或将成为头部桩基厂商巩固优势和拉开差距的胜负手。目前大金重工已建设3个大型码头泊位，新建2个大型泊位也即将投运；海力风电已建成3个中大型泊位，并计划新建2-3个大型泊位，有望于近期通过审批；天顺风能通过收购江苏长风获取其海工产能和码头资源，目前拥有南通、汕尾两个独用港池，射阳基地在完成产能整合后也将拥有独用港池。头部厂商凭借自有码头优势，有望强化扩产动能，优化运费成本，提升产品交付能力。

表6：国内主要风电桩基厂商码头资源情况

公司	码头地址	码头性质	码头情况
大金重工	蓬莱	自有	2个10万吨级对外开放专用泊位
		自有	1个3.5万吨级对外开放专用凹槽泊位
		自有（在建）	2个10万吨级专用泊位
海力风电	通州湾	自有	水深12m+，1个2万吨级顺岸式泊位， 1个1万吨级挖入式泊位
	小洋口	自有	水深12m，1万吨挖入式泊位
	启动吕四港	自有（在建）	水深14m，10万吨级航道
	山东东营	租用
	山东乳山	租用
	江苏盐城滨海	租用
	海南儋州	租用
天顺风能	江苏南通	自有	1个2万吨级泊位，1个5000吨级泊位
	广东汕尾	自有
	江苏射阳	自有 (在建)
泰胜风能	江苏启东	自有	蓝岛220m重力式码头，1000吨固定式全回转起重设备，水深7m+，岸线长达760m
泰胜风能	江苏太仓	租用
天能重工	江苏盐城	租用
天能重工	山东东营	租用

资料来源：各公司公告及官网，中信证券研究部

轴承：大兆瓦"通胀"属性，国产替代加速

随着风机大型化，轴承价值量具备明显“通胀”属性。风机大型化趋势下，对轴承产品可靠性、强度、精度等方面提出更高要求，加工壁垒和单位价值量更高。根据三一重能2020 年采购价格数据，当风机功率扩大一倍，对应单MW主轴承平均价值量提升约70%,具备明显的价值量“通胀”效应。另据新强联公告，其定增募投项目中大兆瓦轴承售价较小兆瓦产品亦有明显上升。

图29：2020年三一重能主轴承平均单功率价值量对比（万元/MW)

资料来源：三一重能招股书，中信证券研究部

图30：新强联2021年定增募投项目各类轴承设计单价（万元/个）

资料来源：新强联公告，中信证券研究部

国内风电轴承市场有望迎来快速扩容。受益于国内风电装机增长和大型化结构升级，同时考虑国产化替代带来的降价，我们预计2023年起国内风电偏航、变桨及主轴承市场有望迎来快速增长，2025 年市场空间将增至228亿元左右，其中主轴承市场空间约 110亿元，偏航、变桨轴承市场空间约119亿元。

表7：国内风电主要轴承市场空间测算

		2021	2022E	2023E	2024E	2025E
国内风电装机（GW)		56	40	80	88	100
装机占比	3MW以下机型	20%	10%
	3-5MW机型	57%	70%	65%	53%	40%
	5-7MW机型	20%	15%	20%	25%	30%
	7MW以上机型	3%	5%	15%	22%	30%
主轴承价格（万元/MW）	3MW以下机型	8	7
	3-5MW机型	10	9	9	8	7.5
	5-7MW机型	12	11	11	10	9.5
	7MW以上机型	17	16	17	17	17
偏航变桨轴承价格（万元/MW）	3MW以下机型	9	8
	3-5MW机型	11	10	10	9.5	9
	5-7MW机型	14	13	13	12.5	12
	7MW以上机型	18	17	17	16	15.5
市场规模 (亿元)	主轴承	57	38	85	92	110
	偏航、变桨轴承	64	42	93	103	119
	合计	121	80	178	195
市场规模YoY			-34%	122%	10%	228 17%

资料来源：CWEA，中信证券研究部预测注：考虑单套风机配套1个主轴承、1个偏航轴承和3个变桨轴承

海外龙头主导风电高端轴承市场，国产化替代空间巨大。轴承产品研发、生产流程复杂，锻造和热处理过程控制要求高，需要充足的技术积累和长期的反复实验，且风机要求寿命在20 年以上，对轴承在复杂工况下的可靠性提出更高要求，产品认证周期较长，行业进入壁垒高。目前风电高端轴承市场主要被德国 Schaeffler、瑞典 SKF、日本NTN、美国 Timken 等海外厂商垄断，2019 年海外前六家厂商全球主轴承市场份额合计达90%以上，国内厂商份额不足10%。两年来，随着国内企业技术进步和客户拓展，在偏航、变桨轴承领域已实现高比例国产替代，在4MW以下的小兆瓦主轴承领域也加快替代进程，但在高端大兆瓦主轴承和齿轮箱轴承等领域国产化率仍然较低，国产化替代空间巨大。

图31：2019年全球风电主轴承市场份额分布

资料来源：WoodMackenzie，中信证券研究部

图32：2020年国内风电轴承国产化率

资料来源：中国轴承工业协会，中信证券研究部

国家政策持续推动风电轴承国产化进程，国企民企共同发力。近年来国家政策持续推动轴承国产化进程，中国风机轴承行业主要由瓦轴、洛轴等有着大量技术经验积累的国企为主导，而随着我国市场化程度进一步加深，新强联等民营企业开始发力助推风机轴承国产化进程，形成中坚力量。

表8：国内风电轴承厂商发力国产化替代

厂商	轴承产品进展
新强联	3-4MW风电主轴轴承产品已实现销售，5.5MW产品已交付，公司预计202年开始大规模交付 6-12MW产品，独立变浆轴承实现量产
瓦轴	研发了2.0MW、2.5MW、3.0MW、3.4MW及更大兆瓦级风电主轴轴承27种
洛轴	2014年，1.5-3.6MW全系列配套轴承先后通过鉴衡认证 2019年，为客户提供的7.0、8.0MW配套风电轴承研发成功
大冶轴	为山东中车风电配套研制2.5MW、3.6MW、4.0MW风电主轴轴承，并已实现批量交付
天马轴承	2021年10月，研制的国内首台8MW海上风电主轴承正式下线
京冶轴承	研发出双列圆锥滚子主轴轴承，可用于2.5-10MW风电机组，其主轴支撑方式为“一点支撑”
恒润股份	定增募投年产4000 套配套3-8MW级别的大型风电轴承生产线，并计划2022年底前批量交付独立变桨轴承，2023年开始交付主轴承产品

资料来源：CWEA，各公司公告，中信证券研究部

国产轴承性价比优势逐步提升，有望加快国产化替代进程。国内轴承厂商同规格产品价格明显低于海外企业，根据三一重能的主轴承采购数据对比，其采购的SKF进口主轴承价格较国内瓦轴和洛轴相同型号产品价格普遍贵40%以上。在整机厂面临降价压力下，国产轴承产品凭借性价比优势，有望加快国产化替代。

图33：2020年三一重能主轴承国内外供应商价格对比（万元/个）

资料来源：三一重能招股书，中信证券研究部

图34：国内陆上风电主轴承国产化率

资料来源：CWEA，中信证券研究部预测

一欧美海风有望长期高增，关注供应链出口机会

欧洲：持续推进能源转型，海风规划提升，增长中枢有望显著上行。俄乌冲突引起全球能源危机。为摆脱对传统化石能源的依赖，欧洲加速能源结构转型，促进新能源快速发展，将2030年可再生能源占比目标由40%提升至45%，预计对应每年需新增风电装机达30GW，其中海上风电规划和建设进度显著提速。根据目前欧洲各国最新海风规划，2030年其累计装机量预计将达152GW左右，对应2022-30年年均装机量达13.8GW左右，较近5年年均约3.1GW 的装机规模提升约340%。

表9：海外各国2030年海上风电装机规划

区域	国家	目标提出时间	2030年累计装机目标（GW)
欧洲	英国	2022.4	50	152
	德国	2022.4	30
	荷兰	2021.11	22.2
	丹麦	2022.6	12.9
	波兰	2021.1	10.9
	法国	2021.10	10
	比利时	2022.5	8
	爱尔兰	2021.11	5
	西班牙	2021.12	3
	日本	2020.12	10
亚洲	越南	2021.2	7.5
亚洲	美国	2021.3	30
北美合计			30 200

资料来源：GWEC，中信证券研究部注：波兰为2027年装机目标

美国：风电政策支持力度加大，海风装机有望崛起。2020H1美国国会通过法案，将风电生产税收抵免政策（PTC）延期至2025年，2021-2025年抵免额度维持在60%的水平。此外，美国政府积极规划海上风电，计划在2030 年前新增海上风电装机30GW。根据美国海洋能源管理局规划，2035年美国海上风电累计装机有望超60GW，2050年有望超110GW。截至2021年末，美国海上风电累计装机仅0.03GW，根据规划，美国海上风电2022-2030年年均新装机量需达3.3GW。同时，为实现2030年海风发展目标，美国沿海各州也积极提案规划，目前沿海各州累计规划海上风电规模已达38GW。

图35：美国海上风电项目推进规模及进展（GW)

资料来源：NREL，中信证券研究部

图36：全球海上风电项目推进规模及进展（GW)

资料来源：NREL，中信证券研究部

海外海风市场增长中枢有望明显上行，国内大兆瓦零部件迎来加速出海机会。在欧美海风市场迎来加速增长的预期下，亚太海风装机也有望实现快速放量，据GWEC预测，2022-31年中国以外市场海风年均装机将达22GW左右，对应CAGR将达约27%，市场将进入加速增长期。

图37：海外海风装机有望迎来加速增长（GW)

资料来源：GWEC（含预测），中信证券研究部

具备产品性价比优势的大兆瓦零部件有望受益于海外需求增长迎来进一步放量。在海外风电装机需求增长有望加速的情况下，国内风电核心零部件企业凭借物美价廉的比较优势，或将进一步切入和扩大海外供应链份额。其中，国内铸锻件、主轴、塔筒桩基、法兰、结构件等环节优质厂商具备更强的出口能力，且海外业务价值量和毛利率往往更高，有望受益海外需求放量迎来进一步增长。

图38：风电主要零部件公司海外业务收入比例

资料来源：各公司公告，中信证券研究部注：宏德股份为2021H1数据

■ 风机盈利仍将承压，重在以量补价和“两海”优化

陆上风机价格阶段性企稳，海上风机价格或进一步下行，整机盈利仍将承压。陆上风机方面，目前国内主流不含塔筒中标价格中枢基本落在1800元/kW左右，整机中标价格阶段性企稳；后续随着大型化继续升级，6MW+继续逐步成为主流，在成本进一步优化的基础上，陆上风机中标价格中枢有望进一步落至1600元/kW左右，但毛利率有望回稳。海上风机方面，近一年来海上风机含塔筒中标价格较抢装时期近7000 元/kW 的高位水平大幅下降，价格中枢落至3500-4000元/kW；在主流机型由8-10MW进一步向10MW+机型升级的趋势下，随着海上风机新进入者增加并陆续推出新机型，预计海风机型价格仍有明显下降空间，或将向3000元/kW以下价格逐步下行。考虑到2022年低价风机订单将在2023年集中交付执行，且部分核心零部件价格跌幅或小于预期，我们预计2023年风机行业盈利能力或将进一步承压。

图39：2022年国内部分风机中标价格统计（元/kW)

资料来源：国际能源网，中信证券研究部

具备产品和成本优势的优质整机厂，有望巩固份额优势，以量补价。在整机盈利仍将承压的情况下，加快产品升级、完善供应链和提升份额仍是整机厂竞争要点。回顾2022年风机行业招投标情况，一梯队的远景能源、金风科技、明阳智能保持市占率相对优势，而电气风电、运达股份等准一梯队厂商订单增长表现亮眼。在风机行业竞争持续激烈的背景下，优质头部厂商凭借新机型和低成本优势，有望将订单优势转变为市场份额优势，在实现以量补价，保持稳健经营。

图40：2021/22年国内风机企业中标份额统计

资料来源：国际能源网，中信证券研究部注：内圈为2021年，外圈为2022年

图41：2022年国内主要风机企业中标规模同比增幅

资料来源：国际能源网，中信证券研究部

“双海”结构优化，助力整机龙头穿越盈利低谷，逐步脱颖而出。相较于竞争激烈的陆上风机市场，海上风电和海外风电长期市场增量空间巨大，且仍享有较高技术壁垒和进入门槛所带来的相对溢价和盈利优势，因此“双海”发展成为国内主流整机厂的重要发展战略。在2022年风机订单角逐中，明阳智能、电气风电、中国海装凭借海风产品和市场布局优势，并受益于海风招标复苏，海上风机订单占比迎来大幅提升；海外市场拓展方面，头部整机厂加快拓展中东北非和亚太等新兴风电市场，“走出去”步伐逐步加快，其中远景能源新增海外订单达6.8GW，占比达30%左右，刷新国内整机厂海外订单纪录。随着“双海”战略持续推进，头部整机厂商有望受益于产品和市场结构优化，穿越行业盈利低谷，强化持续成长性和长期竞争力。

图42：2022年国内风机企业分类别中标情况

资料来源：国际能源网，中信证券研究部

图43：2022年国内风机企业分趋于中标情况

资料来源：国际能源网，中信证券研究部

风险因素

风电新增装机不及预期

风电设备企业产品销售和业务发展与终端装机规模增长直接相关，如果风电新增装机规模出现增速放缓甚至回落，则将导致产品需求下滑，产品价格和盈利均有下降风险。

原材料价格下降不及预期

风电设备，尤其是零部件环节原材料成本占比较高，普遍在50%以上，在近两年原材料价格明显上行的情况下盈利能力普遍承压。近半年来原材料价格有明显回落，但如果价格再次持续上行，将可能导致风电设备盈利压力进一步持续甚至加大。

部分零部件保障不及时影响风电机组的交货

在风机大型化加速的情况下，零部件大型化也亟需跟进，且在终端装机需求快速增长的预期下，大兆瓦零部件可能面临结构性供应紧张的风险。如果大兆瓦零部件产能和保供跟进不及时，则可能影响风机生产交付和终端吊装并网。

海外贸易壁垒升级

国内风电设备企业海外销售规模整体保持持续增长，且部分风电设备企业海外业务比例相对较高。但受制于复杂的国际经济形势，各国的贸易政策会随着国际政治形势的变动和各自国家经济发展阶段而不断变动。如果海外国家关税壁垒进一步提升，将对国内企业产品出口产生负面影响。

投资策略

在大兆瓦降本加速和项目储备丰富的情况下，2023年风电行业有望走出景气低谷，迎来装机显著复苏。产业链投资方向主要看好：

1）在原材料成本同比下降背景下，叶片、铸件、法兰、主轴等环节受益于大兆瓦升级和供需改善，价格有望企稳或小幅回升，实现盈利能力显著修复。推荐中材科技、新强联，建议关注日月股份、恒润股份、金雷股份等。

2）持续看好格局优且有明显抗价值“通缩”能力的海缆、桩基、轴承等环节，同时，海缆、桩基受益于海风快速崛起增量空间大，轴承环节受益于国产化替代加速有望迎来高增长。推荐东方电缆、天顺风能、新强联，建议关注大金重工、海力风电、恒润股份、中天科技、起帆电缆、宝胜股份等。

3）建议持续关注受益于海外海风市场增长加速，具备产品性价比和国际竞争优势的大兆瓦零部件厂商，如中际联合、振江股份、金雷股份、大金重工、恒润股份等。

4）看好具备大兆瓦产品和制造成本优势的优质整机厂，有望以量补价，巩固份额，并优化“双海”结构，穿越盈利低谷，强化长期成长性和竞争力，建议关注明阳智能、三一重能等。

表10：风电板块重点跟踪公司盈利预测

简称	代码	收盘价（元）	EPS （元）				PE				评级
简称	代码	收盘价（元）	21A	22E	23E	24E	21A	22E	23E	24E	评级
东方电缆	603606.SH	69.95	1.73	1.62	2.67	3.72	43	46	28	20	买入
天顺风能	002531.SZ	16.24	0.73	0.43	0.91	1.25	17	28	13	10	买入
新强联	300850.SZ	53.28	2.78	2.34	3.15	4.22	31	37	27	20	买入
中材科技	002080.SZ	23.00	2.01	1.87	1.88	2.30	10	11	11	9	买入
中际联合	605305.SH	38.16	1.53	1.25	1.79	2.23	24	29	21	16	买入

资料来源：Wind，中信证券研究部预测
注：股价为2023年1月6日收盘价

分析师声明

主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：(i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（i）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。

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评级说明

投资建议的评级标准		评级	说明
报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级(另有说明的除外)。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A 股市场以沪深 300指数为基准，新三板市场以三板成指 (针对协议转让标的)或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500 指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。	股票评级	买入	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上
		增持	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间
		持有	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间
		卖出	相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上
	行业评级	强于大市	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上
		中性	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间
		弱于大市	相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上

特别声明

在法律许可的情况下，中信证券可能（1）与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系，（2）参与或投资本报告所提到的公司的金融交易，及/或持有其证券或其衍生品或进行证券或其衍生品交易，因此，投资者应考虑到中信证券可能存在与本研究报告有潜在利益冲突的风险。本研究报告涉及具体公司的披露信息，请访问 https:/research.citicsinfo.com/disclosure。

截至本报告发布日，中信证券股份有限公司及其另类投资子公司持有下述公司已发行股份的比例达到或超过1%：电气风电（688660)，对应持股业务类别：自营，持股比例：0.25%；另类投资子公司，限售持股比例：1.20%，限售起始日：2021年05月19日，限售期：24个月。

法律主体声明

本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited（于中国香港注册成立的有限公司）分发；在中国台湾由CLSecurities Taiwan Co.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（商业编号：53139 992331/金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC 除外）分发；在新加坡由CLSA Singapore Pte Ltd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由 CLSAEurope BV分发；在英国由 CLSA（UK)分发；在印度由 CLSA India Private Limited 分发（地址:8/F,Dalamal House,Nariman Point,Mumbai 400021;电话：+91-22-66505050；传真：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118)；在印度尼西亚由PTCLSA Sekuritas Indonesia分发；在日本由 CLSA Securities Japan Co.,Ltd.分发；在韩国由 CLSA Securities Korea Ltd.分发；在马来西亚由 CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd 分发；在菲律宾由CLSAPhilippines Inc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由 CLSA Securities (Thailand)Limited 分发。

针对不同司法管辖区的声明

中国大陆：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。

中国香港：本研究报告由CLSALimited分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者（《证券及期货条例》（香港法例第571章）及其下颁布的任何规则界定的)，不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，CLSA客户应联系CLSALimited的罗鼎，电话：+85226007233。

美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC 除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则界定且CLSAAmericas,LLC提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与CLSA获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas,LLC（在美国证券交易委员会注册的经纪交易商)，以及 CLSA 的附属公司。

新加坡：本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd.，仅向（新加坡《财务顾问规例》界定的）“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜,新加坡的报告收件人应联系CLSA Singapore Pte Ltd,地址:80 Raffles Place,#18-01,UOB Plaza1,Singapore 048624，电话：+6564167888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份，就CLSASingaporePte Ltd.可能向您提供的任何财务顾问服务，CLSA Singapore Pte Ltd豁免遵守《财务顾问法》（第110章）、《财务顾问规例》以及其下的相关通知和指引（CLSA业务条款的新加坡附件中证券交易服务C部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。

加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。

英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。

欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的 CLSA Europe BV分发。

澳大利亚：CLSAAustralia PtyLtd（“CAPL”）(商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于《公司法（2001)》第761G 条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAII Ordinaries 指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。

印度：CLSAIndiaPrivateLimited，成立于1994年11月，为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务（印度证券交易委员会注册编号：INZ000001735）、研究服务（印度证券交易委员会注册编号：INH000001113）和商人银行服务（印度证券交易委员会注册编号：INM000010619)。CLSA及其关联方可能持有标的公司的债务。此外，CLSA及其关联方在过去12个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解CLSA India“关联方”的更多详情，请联系 Compliance-India@clsa.com。

未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。

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