2023年可转债产业链专题研究 风电产业链相关环节拆解

一、核心逻辑

风力发电技术成熟、规模开发条件和商业化发展前景优良，陆风、海风互有优劣。根据运营场地不同，风 力发电又可分为陆风和海风。相较陆风，海风风速快、资源更加丰富，能够减少沿海内陆供需错配、节约土地 资源，但劣势在于密封性要求高、部件多且安装、维护难度大，成本更高。

国内，“十四五”期间，陆风需求将快速释放，海风降本进程提速孕育中长期高景气。陆风技术成熟，发 电成本已满足平价入网要求，利润增厚激发运营商开发积极性，并网容量在高基数下保持一定增长，“量”的 逻辑明显。海风目前成本仍然较高，具有较大的压缩空间，随着风机造价下降，在政策催化和出海提速下，即 将迎来爆发期。2021 年年底，陆风/海风累计装机容量为 310.63/27.68GW，当年新增装机容量为 30.67/16.90GW， “十四五”期间新增并网装机容量预计将达到 240/60GW。

1.1、风机大型化降本增效

海风增长的核心动力在于降低成本，风机大型化成为趋势。通过采用更长的叶片和更高的塔筒，大型化的 风机能够节约单位发电零部件用量和建设投入，同时延长发电时间、提高发电效率。2018 年，吊装的海上风电 机组一半以上单机容量为 4MW，而根据 2022 年招投标情况，8-8.5MW 产品已成为主流，最高单机容量也已达 到 16MW。大型化趋势显著降低了单位发电成本，一般而言，风轮直径每增加 10%，风机发电量将提升 8%至 10%，整体收益率将提升 8%。

国补退出后，海风降本开始提速，已基本达到平价水平。2020 年国内海风造价约为 17 元/瓦，2022 年上半 年已下降至 12 元/瓦左右，风机和工程成本下降是主因，单千瓦风机报价下降 2000 至 3000 元左右。从内部收 益率（IRR）和平准化度电成本（Levelized Cost of Energy，LCOE，建设、运维、财务和税收等成本总和现值 /发电量现值）来看，目前国内海上风电场 IRR 已经能够达到 6%的投资收益硬性要求。过去十几年间，风电 LCOE 也在快速下降，陆上风电已实现平价入网，海上风电 LCOE 相较 2010 年水平也已下降一半以上。2021 年全球 加权平均海风发电成本为 0.52 元/度，接近煤电上网电价，而 2022 年上半年国内海风项目已基本实现平价。

随着成本障碍不断减少，沿海地区既有需求，财政实力又相对雄厚，需求将快速释放。与陆风不同，海风 资源密集区与能源需求大省在地理位置上高度重合，根据水规院测算，我国近海风能资源主要集中在东南沿海 及其附近岛屿，100 米高度内，水深在 5 至 50 米范围内的风电资源可开发量 510GW，与已开发量相比空间巨大。 海上风力发电建设一方面能够显著缩短传输距离，减少电力损耗，另一方面可以提高消纳能力，降低弃风率， 同时利用小时数更高，也不会占用土地，沿海地区投资意愿将显著增强。

陆风旧改持续贡献稳定需求，未来爆发点在分布式风电场建设。在主要大风区基本装机完毕的情况下，风 速在 6m/s 以下的低风速地区分散式风电场建设在经济上已具备可行性，主要障碍在于审批周期长、电网接入难、 维护要求高和项目开发建设用地限制大等，而在央地政策强力推动下，这些制度层面的制约有望得到解决，即 便以目前规划量计，这部分市场容量也将达到 30GW。同时，一般而言，风电机组的寿命在 20 年左右，而国家 能源局在其发布的《风电场改造升级和退役管理办法》（征求意见稿）中鼓励并网运行超过 15 年的风电场开展 旧改，“以大换小”需求将持续扩大。

1.2、政策需求托底，“双碳”远景目标

发展新能源是实现双碳战略的重要抓手，各省“十四五”规划新增风电并网装机容量合计将达 300GW 以 上。按照海风新增并网装机容量与开发规模之比为 1:2 计算，再考虑到旧改项目需求和出口，保守估计“十四 五”期间风电市场需求也将达到 400GW 以上。

“十四五”期间海风新增装机容量占比将明显提高。各省“十四五”规划新增海上风电装机容量合计 60GW 左右，约占规划风电新增总装机容量的 20%，高于过去四年的均值 5 个百分点以上。从节奏上看，在 2021 年“抢 装潮”高基数下，2022 年全年海风新增装机容量大概率同比有所下降，但占比仍远高于正常年份，后续预计稳 定在 15%以上，项目将集中落地已经推出地补政策的广东、山东和浙江三省。

1.3、基建逆周期发力，专项债重点倾斜

面对经济下行压力，基建将逆周期发力，适度超前建设，财政倾斜下，风电投资强度将得到保障。2022 年 以来，外部乌克兰危机对大宗商品供给形成冲击、美国紧缩节奏加快，内部疫情反复、房地产信用风险仍存， 都对经济运行造成较大压力。国务院要求将新基建、新能源项目纳入专项债支持范围，6 月底地方申报的第三 批专项债项目中已有体现。衰退预期下，大宗商品价格开始下跌，上游原材料对利润挤压将逐步缓解。钢材是风电项目，特别是海上 风电项目中最主要的材料之一，以每 MW 使用 200 吨中厚板计算，相较 2021 年钢材价格高点，使用主流机型 的风电项目单 MW 可以节约 48 万元成本。有色金属价格下降也将释放上游零部件制造效益空间。

二、产业链相关环节拆解

风电产业链可以分为上、中、下游三部分，上游是原材料以及零部件如发电机、风塔、叶片和主轴等的供 应商，中游则包括整机、线缆等的制造商和工程建筑企业，下游是风电场运营商。主要存续转债发行企业包括 上游主营风塔制造的天能重工、从事主轴和轴承生产的通裕重工和新强联、干式变压器龙头金盘科技、铸件以 及齿轮箱零部件生产商广大特材和从事锻件生产的中环海陆，中游电缆光缆制造商起帆电缆、杭电股份、通光 线缆、中辰股份、日丰股份和永鼎股份等，下游风电场运营商福能股份、嘉泽新能和节能风电。

潜在相关标的还包括生产涂料的孚日股份，生产电磁线的精达股份，生产变流器、继电器或 IGBT 的闻泰 科技、宏发股份、韦尔股份、捷捷微电和九洲集团，生产电容器的艾华集团，生产稀土永磁材料和铜材的正海 磁材、金田铜业和海亮股份，生产碳纤维复材的楚江新材，生产玻纤和玻纤复材的山东玻纤和长海股份。

2.1、塔筒

塔筒是风力发电机组的支撑结构，也是风电机组和基础环（或桩基、导管架）间的连接构件，同时具有吸 收震动的功能。塔筒内部设有爬梯、楼板、电气柜和电缆管等结构，以便于后期运营维护。塔筒本身技术门槛不高，价格竞争不可避免，头部厂商具有先发优势。高塔筒趋势下，国内主流技术路线 是柔性塔筒。柔性塔筒全钢制造，体积、重量大，目前在海风项中需要整根交付使用且依赖码头，运输难度高， 销售限制在某一半径范围内。头部厂商深耕多年，与整机商深度绑定，下游需求相对稳定和明确，在建厂选址 上具有优势，也会产生一定的规模经济效应。同时，塔筒行业普遍资金占用高，资金运营能力也成为重要壁垒。

风机大型化趋势和海风快速增长下，头部厂商与整机商深度绑定的优势将更加凸显。相较于其他技术路线， 柔塔随着高度提升用钢量增加相对较小，经济性较好。而且，柔塔在外形结构上与传统塔架基本没有区别，设 计、制造和运输等环节成熟。但柔塔面临共振和涡激问题，共振和涡激会极大损害风电机组的寿命，需要整机 商采取一定的控制和优化策略加以解决。同时，海风项目对塔筒强度和抗腐蚀性要求更高。未来，能够满足整 机商一体化解决方案定制需求、具有设计能力的头部企业将获得更大的市场和利润空间。

2.2、主轴

主轴是风电机组中用于联接风叶轮毂与齿轮箱，将叶片转动产生的动能传递给齿轮箱的零部件。风电机组 主轴的制造工艺主要有两种：铸造和锻造。铸造主轴主要用于直驱、半直驱机型，而锻造主轴适用于更复杂的 工况，通常运用于双馈机型。

目前主轴已完全实现国产替代，金雷股份和通裕重工是主要生产厂商，产能占全球总需求量的 50%左右。 不同的整机厂商、不同的技术路线对主轴要求也不同，因此，主轴是高度定制化的零部件，下游客户粘性较强。 同时，主轴生产又具有一定的技术壁垒，厂商议价能力强。 远海风电项目双馈机型优势不明显，主轴未来增量空间在铸造轴。虽然双馈机型在陆风项目中成本较低， 但在远海风电项目中优势并不明显，而且 8MW 以上风电机组主轴采用锻压法制造并不经济。如未来锻造工艺 没有显著改进，铸造轴或还将不断替换存量锻造轴。

2.3、特种线缆

2.3.1、特高压电缆

特高压输电是跨区域调配能源、缓解中西部地区弃风问题的重要措施。1000KV 以上的交流电压和 800KV 以上的直流电压被称为特高压，特高压输电能够提高输电容量、延长输电距离并减少输电损耗，并且由于节约 耗材造价也更低。据中国能源报，“十四五”期间，国家电网规划建设特高压工程“24 交 14 直”，涉及线路 3 万余公里，总投资 3800 亿元。其中，2022 年，国家电网计划开工“10 交 3 直”共 13 条特高压线路。 技术路线对特高压工程导地线成本占比存在显著影响，由于不需要像直流项目一样使用换流器，交流项目 中输电线路成本占比较高。从项目招投标情况来看，交流、直流项目输电线路成本占比一般分别在 35%、25% 左右，而导地线成本一般占输电线路成本的 25%-30%左右，因此，十四五期间仅国家电网特高压导地线需求就 将达到 300 亿元左右。

2.3.2、海缆

海缆用绝缘材料包裹，铺设在海底，主要用于海上风电项目和海上石油平台。根据用途不同，海缆可以分 为通信用的海底光缆和输电用的海底电缆，海底光缆在海风项目中用量较少。海底电缆又可分为阵列电缆（场 内电缆/集电线路电缆）和送出电缆（外送电缆），阵列电缆主要用于连接风机与风机、风机与升压站、能够汇 集风机所发电能。送出电缆连接海上升压站/换流站和陆上系统，用于将电送至电网并网，电压较高。

随着风能利用向深远海发展，单位发电成本中海缆价值量有望保持稳定。海风项目入水越来越深，离岸越 来越远，未来使用海缆长度将不断增加。同时，目前国内海风项目一般选择 35KV 阵列电缆和 220KV 送出电缆 的组合，而为了满足 50 公里以上远距离输电需要，500KV 送出电缆以及柔性直流技术已实现应用，欧洲阵列 电缆电压也普遍达到 66KV，耐腐蚀、抗压耐压、阻水防水要求进一步提高。技术升级一方面将维持乃至提高 单位发电成本中海缆价值量，另一方面将提高行业准入门槛和集中度。

海缆价值量一般占海风项目总成本的 10%左右，地区之间因开发条件不同也有一定差异。在当前造价水平 下，按表 4 中过往各省份海风项目海缆价值量占比经验值计算，“十四五”期间海缆市场空间约在 700-800 亿 元之间。同时，海缆销售具有一定的区域壁垒，政府更倾向于将订单给予在当地建厂的生产商，而广东是“十 四五”期间海风建设的主力，在广东建厂的生产商将分享更多的行业红利。

2.4、玻璃纤维/碳纤维

玻纤主要用于叶片主梁（也称大梁）、腹板和壳体，少量也用于风电机罩体。风电叶片主要原材料包括树 脂基体、增强材料、粘接剂和芯材等。风机大型化趋势下，叶片不断变长，对其轻量化、刚度和强度的要求也 随之提高，增强材料重要性凸显。目前，主流的增强材料是高端玻璃纤维——风电纱和碳纤维。在长度相同的 情况下，碳纤维叶片的质量更轻、刚度更高，但受制于成本。

碳纤维难以完全替代玻纤，未来将长期共存。碳纤维降本需要时间，目前成本在 100 至 120 元/千克，风电 机大规模使用的临界点在 80 元/千克左右。目前大丝束碳纤维价格在 150 元/千克左右，风电纱价格在 6 元/千克 左右。因此，一般而言，长度在 60 米以下的较小型叶片主要使用玻纤复合材料，长度大于 60 米、4MW 以上风 电机组的较大型叶片采用碳纤维复合材料或碳纤维与玻纤混杂的复合材料才具备经济效益。即便在较大型叶片 中，也只有作为重要承力件的主梁部分使用碳纤维复合材料。同时，E8、E9 等超高模量复材的应用也使玻纤 叶片能够达到 100 米以上。按国内 2021 年装机 1.3 万台计，若 80%以上使用 70 米以上叶片，那么碳梁在较大 型叶片中的渗透率在 44%左右，未来玻纤仍将保有一定的市场份额。

预计“十四五”期间风电叶片用玻纤和碳纤维需求量仍将不断增长。2022 年至 2025 年，预计国内将新增 风电机组 5.7 万台以上，在碳梁 50%渗透率和每台风机使用 5 吨碳纤维假设下，这部分需求将达 14.25 万吨，而 据赛奥碳纤维数据，2021 年国内风电领域使用碳纤维 2.25 万吨，年复合增长率约 11.85%。同时，参考艾郎科 技招股说明书，不使用碳梁的叶片一套约耗用 70 吨玻纤，使用碳梁的叶片一套约耗用 40 吨玻纤，再考虑 2022 至 2025 年风电叶片领域对玻纤的需求量在 300 万吨以上。

2.5、轴承

轴承是风电设备中国产化难度最高的核心零部件之一，需要在恶劣工况下具有较长的使用寿命并保持高可 靠性。风电机组轴承主要包括变桨、偏航轴承和传动系统轴承（主轴、增速器及电机轴承）两类，一般而言， 单个风电机组需要使用 1-2 个主轴轴承、1 个偏航轴承、3 个变桨轴承、1 套发电机轴承，双馈式和半直驱式风 电机组还需要使用 1 套（20-40 个）齿轮箱轴承。

主轴、发电机和齿轮箱轴承国产化率低，替代空间大。根据中轴协数据，2020 年主轴轴承国产化率约 33%， 国产主轴轴承虽然具有明显的价格优势，但在大 MW（5MW 以上）风电机组圆锥/圆柱滚子轴承上，技术与工 艺同外资领先厂商仍有一定差距，且需要一定时间的验证。随着欧洲能源、人力成本上升推涨进口主轴轴承价 格，外资厂商国内产能扩张也需要一定时间，风电机组轴承国产替代进度预计将会加速。

随着风电机组容量增大，轴承价值量占比也在提高。轴承价格与风电机组容量之间关系是非线性的，随着 风电机组容量提高，单 MW 轴承价值量将会上升。按新强联披露数据，2020 年 3-4/4-5/5-6MW 风电机组偏航变 桨轴承平均销售价格分别为 12.62/17.76/25.88 万元；按中轴协披露数据，2020 年国产 3-4/4-5/5-6/6-8MW 直驱式 风电机组主轴轴承价格分别为 20/35/42/90 万元。同时，大 MW 风电机组齿轮箱轴承数量也会增加。从 3-4MW 风电机组来看，单 MW 双列圆锥滚子主轴轴承、变桨偏航和齿轮箱轴承价值量基本相当，主轴轴承单价最高， 变桨偏航轴承次之。

大型化趋势下，主轴轴承中圆锥/圆柱滚子轴承渗透率有望提高，中高端滚子技术工艺突破成为提高国产化 率的关键。在偏航变桨轴承方面，独立变桨轴承或将成为趋势，其能够使每个叶片单独变桨以减少风力冲击， 并有助于缩小桨叶的尺寸，降低安装难度，减少运输成本。同时，国产齿轮箱轴承渗透率上升也是国内企业增 长的重要发力点。

2.6、变压器

大型化趋势下，陆风和近海海风干变替代油变是趋势，而在深远海中，油变具有优势。变压器按绝缘及冷 却方式可分为干式变压器和油浸式变压器，干式变压器是指铁心和线圈不浸在绝缘液体中的变压器，主要依靠 空气对流进行冷却；油浸式变压器是将铁芯和绕组浸在绝缘油中的变压器。

干变、油变的特性决定干变适合放置于塔筒内，油变则适合放置于塔筒外。干式变压器用固体和空气绝缘， 优点在于安全、环保、免维护，但同电压等级下价格至少比油变高 30%，且电压等级更难提高。油变则存在散 漏、爆炸风险，同时需要对绝缘油产生杂质气体定期检测或者过滤，维护时需要停电，成本较高。小 MW 风电 机组使用油变更经济，大 MW 风电机组电流更大，线材用量和横截面也更大，为节约成本，更倾向于将变压器 置于塔筒内而非塔筒外，因而会选择干变。目前国内陆风中干变比例较低，随着单机容量增大，干变渗透率有 望不断提高。

在深远海海风中，为减少线损，需要更高的电压，油变优势明显。干变使用固体和空气作为冷却绝缘介质， 目前电压一般为 35KV，最高可以达到 66KV，而油变使用矿物油、硅油和天然酯油等作为冷却绝缘介质，电容 电压范围较大，在远程输变电上具有优势。

2.7、风电场运营

海风市场处于“跑马圈地”阶段，各运营商竞配竞争趋于激烈，短期内行业收益率将被压缩，长期龙头企 业将享受集中度提高溢价。福建连江外海海上风电场中标电价为 0.193 元/千瓦时，创历史新低。在资本金比例 30%、贷款利率 3.70%的常规假设下，当年平均发电小时数在 4500 左右时，该项目单千瓦时造价须低于 8000 元才能满足 6%的 IRR 要求，几乎不可能实现。大型央企利用资本金、融资成本和上下游议价能力等方面的优 势，采取低价策略打开地方市场、提高占有率，行业集中度将进一步提高。

绿电交易机制的完善将增厚风电场运营商利润。除了实际消纳外,市场责任主体还可通过购买超额消纳凭证 或绿证两种补充方式来完成可再生能源消纳目标，1 个绿证等同 1MW 非水电消纳量，绿证被赋予一定价值。绿 证价值实际上体现可再生能源消纳的社会效益，可以视作对外部性另一种形式的补贴，因此，出售绿证的收益 与国家补贴是相互替代关系，参与绿电交易的风、光发电量不再享受国家补贴。2021 年，不享受国家补贴的风 电项目绿证均价约为 50 元/张，相当于每度电补贴 0.05 元。

三、投资分析

“十四五”期间，国内海风成长逻辑明确，产业链企业将充分享受市场空间扩大红利。从节奏上看，2021 年海风抢装潮后，受需求提前集中释放和高基数影响，行业预计会经历一年左右的平稳过渡期。而随着新合约 签订，原材料价格下降对利润的增厚效应也会从 2022 年下半年开始逐渐显现。同时，“十四五”规划已经指明 市场增量空间，而且面对增大的经济下行压力，需要基建逆周期发力，海风建设大概率超预期，2023 年至 2025 年产业链预计持续维持高景气度。从地域来看，山东、江苏和广东将是海风建设主力省份。

在短期中，由于下游价格竞争激烈，国补退出后项目成本压降，我们更看好上游产品需求弹性小、具有高 壁垒和强议价能力的企业，如通裕重工、新强联、金盘科技和通光线缆，碳纤维板块业绩有望兑现的楚江新材、 原材料价格回落利润空间释放的天能重工亦可追踪。长期中，区域性优势明显的福能股份也将充分受益。

编辑：JACK