2023年风电行业中期投资策略 海上风电项目周期有所缩短

风机交付大年景气度验证，海风长期增速可期

2023 年 3-4 月新增并网量同比翻倍式增长，行业高景气度开始兑现：根据国家能源局数据，2023 年 1-4 月我国风电新增并网容量为 14.20GW，同比增加 48.23%，其中 1-2 月同比增长 1.92%，主要是 因为能源局并网数据通常滞后于风机发货与吊装量，年初并网量通常反映出上一年年末的吊装情况， 因此 1-2月数据并未出现明显增长。而2023年 3-4 月，我国风电新增并网量分别达到 4.56GW、3.80GW， 同比分别增长 110.14%和 126.19%，终端需求呈现向好的态势，行业高景气逻辑开始验证。

招标容量持续提升：根据金风科技业绩展示材料，2023Q1 国内公开招标市场风电新增招标量达到 26.50GW，同比增长 7.29%；而根据我们的不完全统计，截至 2023 年 5 月 28 日，2023 年内风电新 增中标项目规模已经达到 68.01GW，已经超出金风科技统计的 2022 H1 招标量 33.09%。我们认为， 当前招标情况持续向好，在 2022 年高基数的基础上仍然保持了较高的增速，预计将为后续装机量的 持续提升奠定良好基础。

海风项目周期有所缩短：拆分招标容量结构来看，2022 年海上风电项目的招标增速较快，全年新增 招标容量 14.70GW，同比增长 426.88%。长期来看，由于我国陆上风电可开发资源较为有限，海上 风电项目预计将在“十四五”后期成为重要的风电装机增量。进入 2023Q1，海上风电新增招标容量 1.60GW，尽管一季度新增数据略低，但我们观察到海风项目的建设周期有明显缩短，以山东海卫半 岛南 U 场址 450MW 海上风电项目为例，2023 年 4 月该项目公示整机供应商中标结果，2023 年 11 月即已经计划全容量并网。我们认为，伴随风电机组大型化提升安装效率，以及海上施工船数量持 续增加，海上风电项目从招标到并网的周期有望缩短到一年以内，若 2023 年下半年与 2024 年上半 年海风项目陆续开启招标，则 2024 年国内海风需求仍然有望延续快速上行趋势。

风电装机量预期维持高位，海上风电中长期复合增速较高：在风机价格超预期下降、陆上风电经济 性充分显现的情况下，当前国内季度风电场新增招标量连续保持高位，指引后续装机需求增速提升， 海上风电经济性加速体现则有望进一步增厚“十四五”中后期需求。我们预计 2023-2025 年国内新增 风电装机分别约 85GW、110GW、120GW，同比增速分别约 125.88%、29.41%、9.09%。考虑到各 省出台的“十四五”海风新增装机量已经超过 60GW，而 2021-2022 年海上风电新增装机量仍然较为有 限，我们预计海上风电中期需求仍然呈现向好态势，2023-2025 年国内新增海风装机有望分别达到 8GW、15GW、20GW，同比增速分别约 58.35%、87.50%、33.33%。

整机环节价格止跌，盈利能力或迎来拐点

竞争格局向“新头部”集中，成本控制与质量保障是提升市占率的核心抓手

2022 年行业格局再度开始集中化，本轮洗牌后头部厂商已经发生变化：根据彭博新能源财经的统计， 2022 年风电整机行业集中度重新开始提升，CR3 同比提升 5.74 个百分点至 53.85%，CR5 同比提升 7.36 个百分点至 74.80%。这一趋势与此前行业格局变化规律相符，在退补带来的抢装潮与随后而来 的价格战周期，行业竞争格局通常趋于分散化，而在随后的常态周期中，行业集中度又通常重新向 头部集中。我们认为，这一规律反映出，在风机的平价时代，产品的“成本控制”与“质量保障”成为 核心竞争抓手：首先，产品的价格竞争力依然是抢占订单的关键要素之一，但企业通过降价获取的 市场份额，需要通过成本下降转化为利润，这是在激烈的竞争中获得长期优势与生存空间的重要依 托。因此在持续时间较长的价格竞争过程中，部分降本能力较弱的厂商后继乏力，具备规模化优势 的头部三家仍然维持三足鼎立格局，而成本控制较好的运达股份近两年已稳定进入前五，三一重能 则在 2022 年首次跻身前五。与此同时，在成本下降的过程中，风机企业也不能忽视质量问题，如果 出现故障导致风机后期维修支出提升，或者生命周期不足 25 年的设计寿命，会影响下游运营商的实 际收入，对于后续的可持续合作有负面影响，这也导致下游业主在招标过程中更加倾向于质量有保 障的头部供应商。

陆风价格止跌企稳，海风价格稳中有降

风机中标价格逐步趋稳，整机环节或迎来盈利能力拐点：根据我们的不完全统计，截至 2023 年 5 月 28 日，本年内新增公开市场风机预中标项目中，陆上风电含塔筒项目均价为 2,063 元/kW，不含 塔筒项目均价为 1,717 元/kW，相比金风科技统计的 2022 年 12 月全市场风电整机商风电机组 1,814 元/kW 的投标均价并未出现明显波动；部分框架或集采招标项目中标均价明显偏低，但具体项目对 应的风电整机招标价格已经逐步企稳。

陆上风电项目在当前风机价格与利用小时数下具备充分的经济性：当前，根据金风科技统计数据， 陆上风机成本从平价时代以前的 3.00 元/W 跌落至 1.50-2.00 元/W 上下，助推风电项目综合成本降低 约 1.50-2.00 元/W，使得当前的风电项目投资具备了充分的经济性。我们假设目前交付的风电项目单 位综合成本为 5.00 元/W，保守估计年有效利用小时数为 2,050 小时，在 0.36 元/kWh 的上网电价下， 测算得到项目 IRR 为 12.77%，高于一般风电项目 8%的投资回报率要求。目前，陆风 IRR 已经处于 较高水平，经济性尤为突出，风电运营商降本诉求较低，有利于整机厂价格维稳。

预期 2023 年整机环节交付价格下降幅度有所放缓：根据 5 家整机上市公司年报数据，我们测算出 2022 年风电整机交付均价约 2.60 元/W，同比下降 29.39%。考虑到风机从招标到交付周期大约为 1 年，我们以 2022 年市场招投标均价作为参考，假设 2023 年陆风交付价格约 1.70 元/W，海风交付价 格约 3.80 元/W，则平均交付价格约 1.90/W，相比于 2022 年 2.60 元/W 的交付价格下降 26.97%，预 计降幅有所缩窄，若整机环节成本在大型化、国产化、大宗成本下降的助推下能够维持较快的降本 速度，则整机环节盈利能力有望迎来拐点。

海风项目 IRR 尚有提升空间，中标价格仍在稳步下行：进入 2022 年，伴随海上风电国家补贴到期， 海上各环节价格逐步下降，以刺激无补贴情景下的装机需求释放。根据我们的不完全统计，新中标 的海上风机（含塔筒）成本已降至 3.5-4.0 元/W 的价格区间。同时我们预期，海缆等设备及安装资 源价格也能够重现陆上风电退补后的宽松降价趋势，带动综合成本下降至 11.0 元/W 左右。在此情 境下，我们按照全国平均约 0.36 元/kWh 的上网电价测算，测算出海上风电 IRR 为 1.28%，经济性 仍有待提升，仍存在降本动力。当前海风中标价格亦呈现出稳步下行的趋势，除中国电建集中采购 1GW 项目中标价格为 2,353 元/kW，低于市场平均水平，其他项目中标折合单价稳定在 3,200-3,800 元/kW 的报价范围内，相比 2022 年约 3,859 元/kW 的平均中标价格略有降低。

降本增效效果明显，行业盈利或迎来拐点

大型化装机趋势进一步体现，叠加技术路线和出货结构变化，2022 年整机行业平均单位成本下降超 25%：回顾 2022 年，尽管大宗商品价格高位运行，致使风电零部件各环节价格居高不下，整机厂平 均单位成本仍然显著降低。我们选取了行业内典型的 5 家风电上市公司，根据各公司年报测算，2022 年行业平均单瓦成本同比下降 26.78%至 2.19 元/W，我们认为这主要受益于以下三方面因素：首先， 风机单机容量大型化持续推进，根据 CWEA 统计 2022 年我国新增陆上和海上机组平均容量分别从 2021 年的 3.1MW、5.6MW 提升到了 4.3MW、7.4MW，持续摊薄了风机制造的单瓦成本；其次，部 分整机厂商逐步改用初始安装成本更低的技术路线，例如金风科技以中速永磁路线逐步取代其直驱 技术路线，使其单位成本显著降低；最后，由于 2022 年是海风补贴退出后的第一年，更高成本的海 风装机量占比较 2021 年有明显下滑，出货结构调整亦使得整体成本出现下降。

厂商盈利能力出现分化：我们根据 2022 年年报数据细分统计了各公司单瓦成本、单瓦价格与风机板 块毛利率情况。整体而言，受益于双馈技术路线较低的成本，三一重能、运达股份在性价比方面优 势明显，因此在激烈的价格战中保持了相对较高的毛利率水平；明阳智能、电气风电作为海上风电 龙头，2022 年出货结构中仍有较高比例为海上风电机组，交付均价高于行业，一定程度上拉高了公 司的毛利率水平；金风科技因为平均交付价格出现了大幅下降，毛利率承压，但通过规模效应以及 性价比更高的中速永磁机组的推广，公司在 2022 年亦实现了较大幅度的降本，平均单瓦成本已同比 下降 32.48%至 1.82 元/W。

各厂商的毛利率有望迎来修复：我们认为，从整机厂价格端考虑，2022H2-2023H1，整机行业陆风 中标均价稳定在 1.6-2.0 元/W，海风中标均价稳定在 3.2-3.8 元/W，因此我们预期平均风机交付价格 或在 1.9 元/W 上下浮动，相比去年行业交付均价下降 25%左右。从整机厂成本端考虑，2022 年下半 年以来，大宗商品价格出现下行趋势或带动 2023 年零部件框架协议价格下行，叠加整机厂持续推进 大型化、国产化降本，我们预期行业成本仍将继续下探。若成本下降速度超过行业均价的下降趋势， 则行业毛利率有望得到修复。

海外市场空间广阔，国内整机厂商出海认可度逐步提升

全球海外市场空间有望持续提升：伴随全球“脱碳”成为共识，海外市场空间有望提升。美国计划于 2035 年实现电力部门碳中和，2050 年实现 100%清洁能源与净零排放，同时 IRA 法案的出台也将通 过补贴提升当地风电运营的经济性，进一步刺激美国风电市场需求释放。欧洲方面，欧盟先后发布 Fit for 55 计划和 REPowerEU 计划，将欧盟 2030 年可再生能源的总体目标从 40%上调至 45%；丹麦、 德国、比利时与荷兰政府在“北海海上风电峰会”上共同签署一份联合声明文件，承诺到 2050 年将四 国的海上风电装机增加 10 倍，即到 2050 年，四国累计海上风电装机量至少达到 150GW，同时提出 阶段性目标，到 2030 年，四国累计海上风电装机量至少达到 65GW。在亚太地区，越南提出《第八 个电力规划》草案，到 2030 年海上风电装机容量将达到 10GW；日本通过《能源基本计划》的修改， 提出优先发展可再生能源，计划海上风电装机容量在 2030 年前达到 10GW，2040 年前达到 40GW； 印度政府在 2021 年开始实行产能挂钩激励（Production-linked incentive, PLI）计划，并提出在 2030 年前安装完成 30GW 海上风电装机容量的目标。综合考虑到上述地区政策的积极引导，我们认为全 球海外风电市场空间广阔，根据 GWEC 预测，到 2025 年，全球除亚太市场以外地区新增装机需求 将达到 65GW 左右，市场空间有望稳定增长。

国内整机厂商出海认可度逐步提升，海外订单量有所提升：随着国内风电技术的快速发展与海外市 场空间的扩大，我国整机厂商在海外市场获取订单的能力也有所改善。金风科技作为国内头部风电 企业，截至 2022 年底在手海外订单量已经达到 4.47GW，同比增长 95.77%；明阳智能近两年内，除 获取了部分东南亚新兴市场的陆风订单之外，还斩获了英国 TwinHub浮式海上风电项目的整机订单， 反映出我国风电企业在欧美等传统市场品牌认可度有所提升；此外，运达股份、三一重能等后起之 秀也陆续在东南亚国家签约了一定项目。我们认为，在近两年内，国内大型化技术逐步追平海外厂 商，且风机单瓦成本显著降低，后续国内整机厂有望凭借性价比优势成功跻身海外市场，这或将大 幅提升行业天花板。

大宗成本降低与终端需求超预期或带动零部件向好

零部件环节有望受益于大宗商品价格下降走势

2023 年第一季度零部件板块业绩已经开始修复：2023 年行业景气度高位运行，大宗成本出现下行， 风电零部件环节迎来量利齐升，因此零部件板块 2023 年一季报表现已经较为亮眼。根据我们的不完 全统计，2023Q1 塔筒桩基环节实现营业收入 40.32 亿元，同比提升 43.61%，归属上市公司股东净利 润 4.99 亿元，同比大幅提升 103.01%，毛利率、净利率分别同比提升 5.36、3.66 个百分点至 23.05%、 12.43%；锻铸件环节实现营业收入 31.73 亿元，同比提升 7.43%，归属上市公司股东净利润 3.28 亿 元，同比提升 79.13%，毛利率、净利率分别同比提升 7.84、4.12 个百分点至 21.88%、10.35%；海 缆环节实现营业收入 97.97 亿元，同比提升 0.14%，归属上市公司净利润 6.20 亿元，同比提升 4.22%， 毛利率、净利率分别同比提升 0.51、0.20 个百分点至 13.86%、6.31%。

大宗商品价格后续若能超预期降低，则零部件盈利能力有望受益：进入 2023 年，风电零部件大宗商 品价格整体呈现下降趋势，截至 2023 年 5 月底，风电零部件主要原材料涉及的大宗商品品类价格相 比去年年均下降了 2%-15%不等。我们认为，展望下半年若海外市场经济景气度走弱，大宗商品价 格超预期下行，主要采用年度协议方式定价的风电零部件环节或有望获得期货收益。

塔筒桩基：导管架供应或有偏紧

海上塔筒桩基整体供应仍较为宽松，导管架供应或有偏紧：根据当前项目招标情况，我们对 2022-2023 年的塔筒桩基需求进行测算。在 2023 年我国海上风电新增装机量有望达到 8GW 的基础上，我们假 设，随着单机容量的提升，单台风机塔筒桩基用量略有提升，但基本维持在 2000 吨/台的范围内， 我们测算出 2023 年，我国海上风电对应的塔筒桩基需求量约为 188 万吨，而根据我们对于 4 家塔筒 桩基上市公司截至 2022 年底的产能的不完全统计，其海上塔筒桩基的合计产能已达到 178 万吨，考 虑到头部海风塔筒桩基供应商海力风电未披露具体数据的产能，以及部分非上市企业的供应能力， 我们认为行业整体处于供大于求的状态。但受限于工厂与码头设计，部分公司的部分还风基地或无 法满足导管架的生产，仅能够供应体积较小、且对运输要求较低的海上塔筒或单桩产品，而根据我 们的统计，预计将于 2023 年并网的海上风电项目中，约有 52.52%的项目容量水下基础结构采用了 导管架形式，而采用单桩形式的项目容量占比仅有约 32.25%，因此我们预计导管架供需关系可能相 对偏紧。

海缆：国内送出缆供应商数量有所增加，头部企业海外市场与高压技术布局领先

新进入者陆续突破进入壁垒，竞争格局或有所分散：相比风电其他零部件环节，海缆环节对技术与 质量的要求通常更高，因此在竞标的过程中，业主通常不会刻意追求海缆环节的低价竞标，而是对 技术质量有着较高要求，业主通常要求供应商具备一定历史业绩，因此在过去较长一段时间内，国 内海缆行业形成了以东方电缆、中天科技、亨通光电为代表的头部企业聚集度较高的格局；而近几 年，部分第二梯队企业亦凭借属地资源等成功突破高压海缆的进入壁垒，预期后续行业参与者将有 所增多，竞争格局或有所分散。

头部企业综合实力突出，在海外市场与高压技术方面的布局仍然领先：尽管当前部分后进入者已成 功取得 220kV 送出海缆订单，但头部企业的技术积累仍然相对突出，部分厂商已经具备 500kV 交流 海缆、±535kV 或±525kV 直流海缆的生产与交付能力。后续伴随风电场容量提升与离岸距离加长， 更高电压等级的交流海缆与直流海缆市占率将有所提升，具备上述技术布局的企业将在这一技术迭 代过程中保有先发优势。同时伴随近年来海外需求的向好，头部企业亦陆续斩获东南亚、欧洲等地 区的订单，后续有望逐步凭借自身品牌效应提升全球市场范围内的市占率。

锚链：深远海化为未来方向，漂浮式项目逐步落地打开锚链市场空间

风电开发向深远海推进，漂浮式风电示范项目陆续落地：目前，伴随着风电开发逐渐走向深远海域， 我国漂浮式风机技术逐步进入示范发展期，第一台单机容量 5.5MW 的三峡引领号漂浮式示范项目已 于 2021 年并网，第二台单机容量 6.2MW 的海装扶摇号漂浮式示范项目也已于 2022 年在广东湛江罗 斗沙海域顺利完成安装。除此之外，预计将于 2023 年并网的明阳阳江青洲四项目中，也将安装 10 台 12.5MW 级别的漂浮式风机；2022 年 6 月，中国电建提出计划投资 225 亿元，在万宁市东南部海 域兴建 1GW 的漂浮式海上风电项目，标志着我国漂浮式海上风电已经开始逐步商业化。目前，根据 我们的不完全统计，国内已经公开的漂浮式海上风电项目规划规模已经达到了 1,190MW，预计将在 “十四五”、“十五五”期间陆续投入运行。

漂浮式风电预计打开系泊链市场空间，具备供应能力的厂商预计直接受益：根据 CWEA 数据，系泊 系统价值量一般占到漂浮式风电场总投资 20%-30%，以海南万宁项目一期 50 亿元的总投资规模进 行测算，假设项目单机容量为 10MW，则单套风机系泊系统的价值量约为 5,000-7,500 万元。而在整 套系泊系统中，锚链又占据了大部分成本，以 2021 年 6 月亚星锚链中标海装扶摇号系泊链的总报价 2,298 万元为例，我们认为单台漂浮式风机所需的锚链价值量约为 2,000-2,500 万元。在单机容量 10MW 的假设前提下，仅考虑国内已规划的 1,190MW 的漂浮式风电项目，“十五五”前海上漂浮式风 电也可为锚链带来至少 20 亿的市场空间。同时，考虑到目前高强度系泊链市场竞争格局稳定，能够 批量供应 R5 等级及以上的系泊链供应商仅有我国的亚星锚链与西班牙的维西尼两家公司，具备供应 能力的厂商预计可以直接受益于漂浮式风电带来的市场空间增长机遇。

轴承：新技术与国产化并行推进，助推成本下降

滚动轴承国产替代持续进行，滑动轴承技术逐步成熟：当前偏航变桨轴承国内技术成熟度已经较高， 而主轴轴承、齿轮箱轴承仍处在国产替代过程当中。2016 年以来，本土企业逐渐突破大功率风机主 轴轴承技术，洛轴、瓦轴先后突破 6MW 主轴轴承技术并交付样品。 2021 年起，伴随国内风机的快 速大型化，大兆瓦国产主轴轴承的研发与量产也开始提速，目前，新强联已能够批量生产 6.25MW 主轴轴承并顺利下线 12MW 海风主轴轴承；洛轴则已与东方电气签订 6.25MW 主轴轴承供货协议并 顺利下线 16MW 海风主轴轴承。在滚动轴承持续国产化的同时，滑动轴承技术也有望凭借着更低的 成本，成为未来齿轮箱轴承和主轴轴承的迭代方向，当前长盛轴承 6MW 半直驱机型齿轮箱滑动轴 承已完成台架测试，双飞股份小兆瓦滑动轴承也已经通过客户装机测试，预计滑动轴承近两年内有 望逐步小批量应用于齿轮箱轴承领域。我们认为，滑动轴承新技术与滚动轴承国产化的快速发展有 助于轴承环节的持续降本。这一细分领域内，拥有大兆瓦主轴轴承、齿轮箱轴承量产技术的头部国 内企业若能够绑定下游客户，将有望受益于风机轴承的国产替代，实现高于行业平均的增速；后续 伴随国产化率的提升，具备性价比优势的企业或有望获取更多市场份额。

国内第三方滚子厂商具备成本优势，风机降本大趋势之下，其市场份额亦有望逐步提升：滚动体作 为轴承核心部件，其价值量占比达到滚动轴承的 10%-15%。滚子市场中的主要参与玩家可以分为外 资轴承厂、国内轴承厂、专业滚子厂、小型滚子厂四大类。头部国内外轴承厂商尽管掌握滚子制造 技术，但其所生产的滚子主要供应自身使用，较难形成规模效应，同时由于缺乏同业间技术交流， 产品生产迭代速度较为缓慢，成本相对较高，因此存在外采低价滚子的降本诉求。第三方滚子厂商 中，小型滚子厂通常无法满足风电轴承要求的性能指标；而专业化第三方轴承厂商面对下游多家轴 承客户进行出货，容易形成规模，同时由于需要及时响应下游差异化的需求，技术进步较快，综合 竞争力较强。我们认为，专业化第三方厂商在技术、成本等方面具备优势，有望在市场竞争中逐步 提升自身份额。截至 2021 年，以五洲新春、力星股份为代表的专业轴承厂商已在产品研发、客户合 作方面取得了较多进展。

编辑：ABC旺旺旺