广发机械|风电设备行业投资策略:否极泰来,海陆同行

（以下内容从广发证券《广发机械|风电设备行业投资策略:否极泰来,海陆同行》研报附件原文摘录）
　　22年行业高招标，预计23年为行业大年。产业链对下游景气度的反应有先后，锻件/法兰对装机增速变化领先约2个季度，整机、叶片、轴承、主轴、铸件对装机增速领先约1个季度，塔筒对当季装机增速的敏感性最高，预计Q1为观测风电行业景气度的关键时间节点。海上风电与海外出口为行业重点发展方向，关注新技术带来的投资机会。 摘 要 22年行业高招标，预计23年为行业大年。根据我们的不完全统计，2022年国内风电公开招标量达89.8GW（不含EPC和框架），同比增幅在65%+，其中陆风招标76.7GW，海风招标13.1GW；招标对装机数据有明显的领先特征，领先时间在1年左右，22年高涨的招标数据表明风电产业将在2023年重新进入高景气度周期。 产业链对下游景气度的反应有先后，23Q1为重要观察时点。从历史数据来看，锻件/法兰对装机增速变化领先约2个季度，整机、叶片、轴承、主轴、铸件对装机增速领先约1个季度，塔筒对当季装机增速的敏感性最高，因此，我们预计Q1为观测风电行业景气度的关键时间节点，如果某些环节开始反应，则预示着下游装机已经启动。 海上风电与海外出口为行业重点发展方向。22年海风高招标预示着23年有望成为海上风电大年，海上风电投资额可观，对地方经济的拉动作用明显，需重点关注在各公司在海上风电重点地区的产能布局；随着碳中和政策的推进以及能源安全的考虑，欧美以及东亚、东南亚等国家和地区均大力发展风力发电，需重点关注在各公司/各环节的出海情况，优先关注出海序列靠前的塔筒/桩基环节、高空作业平台、主轴、铸锻件、叶片、整机等环节。 关注新技术带来的投资机会。新技术会对行业某些环节产生较大影响，新技术主要包括滑动轴承、碳纤维叶片、漂浮式风电、柔性直流输电等。 风险提示 风电装机不及预期，海风推进不及预期，政策变化，行业降本不及预期，上游原材料价格波动，行业竞争格局恶化。 正 文 一、22年风电招标创新高，23年行业料将高增 （一）国内风电招标创历史新高，23年装机大年确定性高 受疫情以及产业链影响，22年我国风电新增装机37.63GW，相比21年有所下滑。据国家能源局和中国电力企业联合会统计，2022全年我国风电新增并网装机量为37.63GW，同比有所下滑，主要系疫情反复影响、风电机组快速升级以及行业技术迭代影响交付等因素所致。 22年国内风电招标量突破历史高点。据金风科技业绩演示材料和我们的不完全统计，2022年国内风电公开招标量达89.8GW（不含EPC和框架），同比增幅在65%+，其中，陆风招标76.7GW，海风招标13.1GW。 风电招标领先装机约一年，23有望成为装机大年。2022年高涨的招标数据表明风电产业将在2023年重新进入高景气度周期，随着“十四五”进入下半程以及风力发电的性价比提升，2023-2025将迎来风电产业的新上行周期。据三一重能的投资者交流，2023年陆上招标有望在80GW左右，海上20GW左右；据中电联预计，至2023年底我国并网风电容量有望达4.3亿千瓦，以此推算我国2023年新增风电并网装机量有望超过64.5GW，同比增71.4%以上。 从风电并网装机量口径看，全年装机顶峰一般出现在四季度尤其是12月。2018-2022年，四季度新增装机量分别占到全年的40%，49%，82%，65%和49%，近五年平均占比达到57%。 2022年风力并网发电量同比增长16.2%，风力发电占比持续提升。根据国家统计局，2022年我国并网风电发电量同比增加16.2%，达到7626.7亿千瓦时，占2022全年总发电量比例已达8.6%，风力发电在电网中的重要性不断提升。 （二）风机价格阶段性趋稳，23年预计将有所分化 2022年风机中标单价有所分化。据我们的不完全统计，2022年各主机厂（国内+国外）中标量达91.8GW，国内海上风电项目中标量14.3GW。价格方面，2022年全年风机均价分别为：陆上（含塔筒）2238元/KW，陆上（不含塔筒）1857元/KW，海上（含塔筒）3931元/KW，海上（不含塔筒）3542元/KW。 陆风价格逐渐企稳，海风价格继续下探。陆风退补之后，产业链价格经历明显下降之后，陆风风机价格于Q4逐渐企稳，年末含塔筒和不含塔筒的月度项目均价分别维持在2100元/KW和1800元/KW附近。海风于21年退补，为了提高海上发电的性价比，海风风机价格年内下行态势更加明显，22Q4海风的含塔筒、不含塔筒项目均价企稳在3700元/KW和3300元/KW附近。随着机型的逐步稳定以及下游电站回报率的企稳，陆风风机价格将进入相对平缓的区间，而海风价格下降将继续。 从全项目度电成本看，我国海陆风已进入平价时代，海风成本较国外仍有一定发展空间。据IRENA（国际可再生能源署，下同）数据，2010-2021年全球陆上风电项目加权平均电力成本（度电成本）下降68%，从0.102美元/千瓦时降至0.033美元/千瓦时，新交付陆上风电项目的全球加权平均总安装成本从2042美元/千瓦下降到1325美元/千瓦，降幅35%；海上风电项目全球加权平均度电成本从0.188美元/千瓦时下降到0.075美元/千瓦时，降幅达60%，海风总安装成本则下降了41%，从4876美元/千瓦降至2858美元/千瓦。 分地区来看，中国陆风平均度电成本自2010年的0.083美元/千瓦时降至0.028美元/千瓦时，从全球看属于较低水平；中国海风平均度电成本自2010年的0.178美元/千瓦时降至2021年的0.079美元/千瓦时，虽降幅显著但较海风发展较快的欧洲来看，仍有明显的降本空间。 22年风机大型化趋势明显，三北地区以及海上发展更快。根据我们的不完全统计，2022年末，陆风招标的机组容量要求基本保持在5MW以上，部分项目要求6.25MW及以上的大机型。在统计中标项目的最低机组容量月度均值后，我们发现海陆机组的大型化在2022上半年处于快速发展阶段，下半年延续了一定的小幅上升态势，2022年12月陆上中标项目的最低机组容量平均值为5.15MW，海上为9.17MW。分地区看，由于地理、气候条件等因素的差异，三北（华北、西北、东北）地区的风机大型化发展更快，同时也更快趋稳。随着近两年风机大型化的快速发展，我国陆风机组的代际差距已逐渐缩小，陆上大型化将进入相对平稳期；海风机组大型化仍处于发展阶段，中标、装机维度的海风大型化仍将延续，更加考验各主机厂和核心零部件厂商的技术与产品能力。 风机大型化下零部件总重量增加，单MW重量有所减小，陆上更为明显。从明阳智能的主要产品线看，随着风机兆瓦数的增加，两条主要产品线内主要部件（机舱、风轮、叶片）的总重量有明显的增加趋势，但单MW重量均有所下降。 机舱、叶片的单MW减重较为明显。首先，风机大型化下零部件总重增加，精密性和承重等性能要求提升，考验部件厂商制造、交付能力；其次，主要部件单MW重量的下降，成为风机单MW成本下降的主要原因之一，将通过风电平价化的推进，进一步刺激终端需求。 （三）十四五规划明晰，碳中和趋势不改 2022年风电产业政策纷纷落地，大型风光基地、风光储一体化、海上风电等领域的政策持续推出。据北极星风力发电网的不完全统计和我们的整理，2022全年发布多条国家级风电相关政策，其中的核心趋势包括： （1）分散式与大基地并举开发。各级产业政策不仅强调了沙漠戈壁荒漠风光基地、风光储清洁能源基地、海上风电产业基地等，还多次指出发展分散式风电的重要性； （2）持续推动自主可控的国产化技术创新。包括大型化风机、超长叶片、大型变流器、主轴轴承、固定基础等关键技术； （3）走向海洋，走向深远海。政策对海上风电的关注持续增加，在大型化海上风机外更提到深远海、漂浮式的发展新方向。 各省“十四五”能源规划安排陆续出炉，未来更应乐观。根据对各省“十四五”规划及碳达峰安排的梳理，内蒙古、甘肃、河北、新疆、广东的风电装机目标均超过20GW，全国（除陕西、黑龙江两省外）在“十四五”期间的风电装机目标达312.8GW，和21年、22年全国47.65GW、37.63GW的装机数据看，2023-2025年全国年度平均风电装机将超过70GW，政策为风电行业的健康发展保驾护航。 二、海上风电快速发展，属地化优势明显 （一）海风招标保持景气，平价带来广阔空间 海风产业链逐步成熟，2023年大概率恢复快速增长。据克拉克森风电数据的统计，截止2023年初，中国已实现全容量并网投产的海上风电场有114座，海上风机近5700台，累计装机量达28.6GW，装机规模领先全球第二大海上市场英国（13.7GW）一倍以上；同时，2022年新增海风装机较抢装的2021年有明显的下降，但随着海上风电产业链的进一步理顺，在22年海风高招标的大背景下，2023年有望成为我国海风市场迈入脱离“补贴”之后良性发展的元年。 各地区海风重视度持续提升，海风产业园如雨后春笋般出现。其中，北方地区中的山东以及南方的江苏、福建、广东、海南是增长潜力最大的区域。海上风电投资额庞大，1GW超过投资额百亿，对当地就业、税收构成有效拉动，地方对深远海项目、海风产业园的重视度持续提升。 22年海风高招标，明阳智能中标份额领衔。根据我们的不完全统计，2022全年我国海风项目招标量达到13.1GW，中标量达14.3GW。明阳智能以5448MW的中标量领衔，其后分别为电气风电、远景能源、金风科技、中国海装、东方电气和运达股份。 广东、山东为海上风电发展的重点地区。分地区看，广东、山东为2022年海风发展最快的省份，中标量分别达到5.6GW和4.9GW。 海上风机价格持续下行带动项目回报率上升，22年基本进入平价时代。根据我们的统计，国内中标的海上风机单价在2022年内持续下行，其中前三季度的价格下行态势更为明显。在福建漳浦六鳌海上风电场二期项目的中标公示中，含塔筒风机单价已至3701元/KW，由金风科技报出。据IRENA的数据，2021年全球海风加权度电成本为0.075美元（约0.51元），中国海风加权度电成本为0.079美元（约0.54元）。结合2022年内海风风机的价格降幅，我们认为我国海风平均度电成本（近海）已低于0.5元/KWh，进入全面平价时代。 （二）海上风机迭代加速，带动海上风电产业发展 海上风电机组新产品迭代加速，产品端大型化发展迅速。根据CWEA和我们的不完全统计，2022年我国对外宣布新下线的新型海上风机达到12款，超过2019-2021年的总和。随着海风退补，对海上风力发电的性价比要求更高，促进了产品的快速创新与迭代以有利于终端度电成本的进一步下降，而终端运营的收益增加将与整个海风产业链的发展形成共振。 大型化、控成本、集群化和深远海构成我国海风发展的重要趋势。（1）大型化持续发展。据北极星风力发电网和CWEA，2022年我国主机厂新下线的海风机组平均容量达11.5MW，较2021年提升2.87MW；（2）中速永磁（半直驱/混合）路线占比上升，被2022年12款机型中的10款所采用；（3）海风集群产业园的概念加强。《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出，加快推动海上风电集群化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大千万千瓦级海上风电基地。（4）深远海探索加速。深远海域应用空间广，风场条件好，因此深远海风电技术（漂浮式等）是我国海风发展的重心之一。 （三）重视海风产业发展，关注产业集群布局 重视海上风电装备产业链。海风装备包括桩基、导管架、海底电缆等，相关上市公司包括海力风电（塔架和基础）、大金重工（海风塔筒）、泰胜风能（塔架和基础）、东方电缆（海缆）、亨通光电（海缆）、中天科技（海缆、施工船）等；海风技术难度更高、大型化发展快且定制要求高，需要主机，叶片、发电机、铸锻件等关键零部件的升级化配套，相关上市公司包括金雷股份（铸造主轴）、日月股份（精加工铸件）、恒润股份（海上塔筒法兰）、中环海陆（轴承、齿圈锻件等）、海锅股份（传动类锻件为主）等。 海风集群产业园如雨后春笋陆续推出，重视相关企业布局。海风资源主要分布在辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等省份，以下两个因素导致海风产业集群重要性提升：（1）不同海上风场存在自然条件差异，需定制化的适配；（2）海上风场对产业链适配的要求提升。由于设备定制化、大型化的特点，海风产业更需设备商及时、有效、针对性的交付。 从目前我国的主要海风装备产业园看，占地面积前五的依次为江苏大丰、广东阳江、山东乳山、山东蓬莱、山东东营；投资额前五的依次为山东东营、山东蓬莱、广东汕尾、浙江温州、广东阳江。上市设备公司方面，海力风电、金雷股份、大金重工等公司的布局较多。 三、风电出海：外销打开新市场，贡献新增长极 （一）海外风电启动在即，国产风电产业链先后出海 全球风电市场进入稳定扩容阶段，2021-2026年全球装机量CAGR+6.6%，海风成为推动装机增长的主要驱动。据GWEC预测，2026年全球风电新增装机规模将达到128.8GW。2023年后全球风电装机将进入稳定增长阶段，其中海风装机增速显著更高，海上风电装机、新兴市场发展将成为未来5-10年风电装机提升的主要驱动力。据GWEC，2026年全球海风新增装机有望达到31.4GW。 欧洲、北美风电市场体量大，亚非新兴风电市场增长可期。据GWEC预测，从2022-2026年陆风新增装机口径看，除中国外市场的装机体量排名分别是欧洲、北美、亚洲（不含中国）、拉美和非洲中东。欧美市场体量大但相对稳定，亚洲、非洲等新兴市场呈现出低基数下的高增速趋势。从海风新增装机看，亚洲是最大的新增装机市场，欧美则预计在2025年打开增长。 碳中和趋势不改，风电为主要。在碳中和以及能源安全的大背景下，欧美各国将维持风电的发展节奏，亚非等新兴市场则将更为积极地推动市场扩容。考虑到我国风力发电产业，出海将成为我国风电产业新机遇。 （二）国内风电产业链渐次出海，贡献新增量 1. 整机企业开始出海，中亚、东南亚为主要突破口 2022年我国风机出口额达到66.5亿元。根据海关总署对“85023100 风力发电机组”的出口统计数据，我国2022全年风机出口额66.5亿元，较2021年的92.8亿元有所回落，主要系疫情扰动和原材料价格波动幅度较大所致。2017-2021年，我国风机出口额稳定上升，CAGR达到35.4%。整机的出口显示出我国风电产品具有一定的国际竞争力。随着我国风电产业的快速发展和产品技术迭代，包括整机在内的产业链厂商出海机遇将更加明确，国内风电企业或能以建立生产基地等形式直接参与海外风电产业链。 从2022中标情况看，印度、中东、中亚是风机出口的主要地区。根据我们的不完全统计，2022全年我国主机厂海外风电项目中标量达到8203MW。分地区看，亚洲是我国主机厂出口的主要对象，其中印度是最重要的市场，与其积极的风电发展规划相适配。分主机厂看，远景的风机海外中标份额优势明显，金风、运达均有公开披露的海外中标项目。 2. 零部件企业出海各有千秋，出海进行时 主轴、铸件均属于高出口比例环节。按各环节生产企业的境外收入占总收入比例计算，2021年各环节出口比例由高到低分别为：主轴26.9%，铸件25.6%，叶片23.8%，锻件/法兰17.9%，电缆17.0%，塔筒15.1%，整机7.3%。其中，主轴属于出口业务占比较高也较稳定的环节，其他各环节在2020年都经历了明显的下降，我们认为是2020年国内装机大年导致偏向国内交付所致。可见，从产业链上各环节出口收入占比看，各环节均有较大的出海弹性与空间。 四、技术变革：新技术持续推动降本增效 （一）滑动轴承：具备成本性能潜力，轴承降本新方案 滑动轴承与滚动轴承具有不同的结构和原理，具备自身独特优势。风电轴承目前仍以滚动轴承为主，包括传动系统轴承（主轴、齿轮箱等）、偏航轴承、变桨轴承等。滑动轴承具有承载能力强、体积小、结构简单的特点，在风电中应用有两方面优势。 1．滑动轴承在风电齿轮箱轴承中的应用 滑动轴承为高性价比、高可靠性的齿轮箱结构创造可能。齿轮箱是双馈和半直驱风机中传递功率的关键部件，成本在整机中占比超16%，其中广泛应用到滚动轴承，而滚动轴承的成本占到齿轮箱的20%以上。据《滑动轴承在风电齿轮箱中的应用现状与发展趋势》，采用滑动轴承的风电齿轮箱扭矩密度可提升25%，传动链长度能减少5%，齿轮箱重量可降低5%，成本相应降低15%。 滑动轴承齿轮箱产品迭代加快，国内厂商实力有待提升。目前国内滑动轴承风电齿轮箱研发与国外同步发展，但落到规模商业化的产品端仍有差距，国内外大多处于样机开发与测试阶段，国内进展相对较慢。但应用滑动轴承已成为全球风电齿轮箱的一大新机遇，有望朝10MW+超大功率应用持续发展。 2．滑动轴承在风电主轴轴承中的应用 滑动轴承用于主轴轴承优势在降低大型风机配套轴承制造难度、成本并提高可靠性。应用滑动轴承的主轴承可显著降低大MW风机的制造、加工难度，提高轴承运转的可靠性，同时还具备小体积、小重量、可分块的特点，利于快速、高效地替换，从而显著降低制造、开发、运维成本并缩短周期。目前风电领域滑动轴承的开发研究仍处于开发试验阶段，因此我们认为滑动轴承在主轴的应用会是渐进式的。 长盛轴承、双飞股份进展较快，已进入客户试验阶段。长盛轴承创立于1995年，深度布局汽车、工程机械等传统行业，进军风电、核电、新能源车等新领域。2022年11月，长盛已完成6MW半直驱齿轮箱滑动轴承试验。双飞股份同样是国内规模最大的自润滑轴承及自润滑轴承用复合材料专业生产厂家之一，截至2023年2月，公司小功率风电滑动轴承已通过客户试验。 （二）碳纤维叶片：受益于风机大型化，渗透率有望上升 风机大型化对叶片强度、刚性、性价比提出高要求，碳纤维提供材料端新方案。叶片的大型化发展带来重量的几何级增长，在载荷、成本持续增加下，目前主流的玻璃纤维已难以充分满足大型化、轻量化的要求。碳纤维主要用于风电叶片中的主梁，拉挤板成型工艺有望成为首选方案。 拉挤板工艺于2015年开始就被维斯塔斯所采用，其较其他两种工艺具有以下优势：（1）拉挤板成型的材料纤维含量更高，力学性能更优且可有效降低主梁重量；（2）标准化拉挤片材可提高生产效率，保证产品性能稳定；（3）拉挤板尺寸可定制，生产中材料使用效率更高；（4）不使用编织和预浸工序，减少主梁模具投入，降低运输和生产成本。因此，碳纤维主梁拉挤板成型工艺在规模化、大型化叶片生产中更具前景。 赛奥预计2025年碳纤维风电叶片需求将达到8.1万吨，2021-2025年CAGR+25.0%，据赛奥估算，由于碳纤维叶片的专利垄断，2021年维斯塔斯的碳纤维叶片需求占约2.5万吨，中国风电企业消耗约4500吨，欧美其他企业消耗约3500吨。随着碳纤维叶片的专利到期，限制碳纤维使用的最大压制因素消除。大功率海上机组持续推出，碳纤维叶片使用频率预计将大幅增加。 相关参与企业主要包括材料端、叶片端两类，产能布局、产品优化、材料降本将成为行业发展的主要驱动因素。从材料端看，2021年碳纤维材料理论产能超过5000吨的企业有吉林化纤、中复神鹰、宝旌碳纤维、新创碳谷、江苏恒神和光威复材。从叶片端上市公司看，中材科技的122米海上叶片已经采用碳纤维拉挤技术，时代新材自主研发的TMT110A海上叶片也已采用碳纤维拉挤板。 （三）漂浮式海风：打开广阔的深远海，创新与降本空间大 漂浮式海风助力风电走向深远海，打开更广阔的空间。据千尧科技和北极星风力发电网估计，我国海上风电潜在可开发资源近3000GW，其中漂浮式海风达1582GW。 海风项目走向深远海，就无法再采用近海的固定式基础，需依赖面向深远海的漂浮式海风。据GWEC预测，全球漂浮式海风将在2025年左右迎来快速发展期，2025年全球漂浮式新增装机有望达到GW级，2031年新增漂浮式装机有望达9.9GW，2021-2031年间新增装机CAGR将达+67.5%。 据《全球漂浮式海上风电市场现状概览与发展潜力展望》，截至2021年底，全球实现装机的漂浮式海风项目共17个，累计装机容量142.37MW，累计装机数量27台。 我国对漂浮式海风的重视度持续增加，技术与产品探索加速。（1）我国漂浮式海风的技术与产品创新持续推进。2022年6月，中船集团设计的漂浮式海风“扶摇号”在广东湛江完成安装，浮体和机组总重超4000吨，采用中国海装6.2MW、风轮直径152m的机型。2022年11月，明阳发布的MySE7.25-158机组成为全球首台7MW级抗台风漂浮式海风机组。（2）漂浮式海风目前最大的挑战是技术降本。据北极星风力发电网，2021-2022年国内下线的两台漂浮式样机投资成本为3.8-4万元/KW。中国电建海风公司董事长闫建国在接受《风能》专访时表示，海南万宁漂浮式项目一期装机量20万千瓦，计划2025年10月并网，降本目标2.5万元/KW；二期装机量80万千瓦，计划2027年并网，目标降本到2万元/KW。 深远海漂浮式海风核心环节在浮式基础、安装、风机和电缆。深海环境和水文现象更加复杂恶劣，对海风装备带来新变化有：（1）机组基础形式改变，稳定性要求提高；（2）安装方式改变；（3）稳定可靠的大容量风电机组；（4）动态的远距离输电技术。 漂浮式海风空间广阔，关注风机、锚链、海缆等核心环节。随着深远海风电技术迭代发展，漂浮式技术发展和降本空间大，市场空间广阔。我们认为随着试验和示范项目的建设探索，以及各环节厂商的技术创新，漂浮式海风有望在2026年后逐步进入真正的商业化阶段。 （四）柔性直流海缆：满足深远海输电需求，技术降本新路径 海风电缆送出方式主要有交流送出和柔性直流两种，交流输电较为成熟，更适用于小规模、近距离输送。 柔性直流输电具有稳定性、灵活性、长距离经济性等特点，深度适配深远海需求。柔性直流在深远海（输送距离超过70km）、大规模风电场的情景下具备经济性，可实现技术推动降本。在风电场容量更大、离岸距离更远时，直流方案可显示出其优秀的经济性。据《海上风电场输电方式研究》对220kV交流和柔直输送的工程造价对比，对容量400MW以上的海风外送，交直流方案的造价交叉点对应输送距离在70km左右；输电距离在70km以内时，交流方案具备经济性；输电距离大于70km时，直流方案具有经济优势，而且随着单个风场的容量增大，柔性直流和交流的经济性交叉点也会离岸更近。 海上风电深远化趋势明确，柔性直流输电渗透率有望持续提升。除经济性外，柔性直流海缆系统还具有占用海域小、可减少功率波动、可实现对无源网络供电等优势。在深远海发展趋势明确、电网安全稳定性要求不断提升的背景下，柔性直流有望获得更为快速的发展。目前国内主要是两个项目：（1）三峡江苏如东项目，已于2021年11月并网，为我国首个柔性直流海上风电项目。（2）三峡阳江青洲五、七项目（合计2GW），计划于2024年12月并网。 柔性直流海缆属于柔直输电系统的核心部分，技术门槛较高，头部厂商持续加码。柔直输电技术壁垒较高，头部电缆企业持续加大研发和布局力度。相关厂商中，中天科技进展较快，且已实际应用于江苏如东海风直流工程；东方电缆、亨通光电也已经具备±535kV直流海缆技术能力。 五、行业景气度再向上，带来产业链新机遇 （一）风电产业链庞大，景气度反应有错位 风电产业链主要包括风机、塔筒、锻件、铸件、叶片等环节。完整的风电设备包括风电机组、风电支撑基础和输电控制系统三大部分，其中风电机组包括机舱罩、齿轮箱、发电机、叶片、轴承等，风电支撑基础包括塔筒、基础环等，输电控制组件包括电缆、控制系统、升压站等。对海风来说，基础还包括桩基、导管架。 从年度数据看整体业绩增长与变化情况：（1）各环节业绩变化时间节奏基本一致，2018-2020年，随着新增装机增速的快速上升，各环节收入、利润快速增长，2021年随着陆风抢装结束，各环节增长明显放缓，2022年行业进入低谷期；（2）从平均营收增速看，轴承、高空作业设备、塔筒较高，锻件、整机、电缆居中，主轴、铸件、叶片相对更低；（3）从平均利润增速看，轴承、叶片、锻件更高，塔筒、高空作业设备、主轴居中，整机、铸件、电缆相对更低；（4）营收/利润的平均增速和标准差之间存在一定的正相关，高增速环节的业绩波动率也会更高。从利润角度看，叶片、轴承、锻件、塔筒都属于较为明显的高增速、高波动环节，而主轴、电缆等则属于稳定性较高的环节。 年度的收入/利润增速与当年风电新增装机增速呈现高度相关：通过计算业绩同比增速与风电新增装机同比增速的相关系数，并进行线性回归得到估计系数（以装机增速为解释变量）。 （1）各环节营收/利润增速与装机呈现高相关性，装机需求是业绩的核心驱动；（2）从回归系数看，轴承、锻件的收入和利润变化对装机较为敏感，两者利润增速对装机增速的回归系数分别达1.58和0.90，平均而言，提高1%的装机增速会带来1.58%和0.90%的轴承、锻件利润增速；（3）各环节利润端的回归系数显著大于收入端，表明风电产业链固定投入较多，各环节对装机需求具有高利润弹性。 不同环节对下游装机的反应有错位。我们计算了季度收入增速与当季度、滞后一季度、滞后两季度、滞后三季度、滞后四季度装机增速的相关性，进一步发现： （1）锻件/法兰、高空作业设备对装机增速变化领先约2个季度；（2）整机、叶片、轴承、主轴、铸件对装机增速领先约1个季度；（3）塔筒对当季装机增速的敏感性最高，具有同时性。可见，风电产业链整体较终端需求会提前1~2季度出现收入的边际变化，其中锻件/法兰企业业绩的领先时间一般更长，为观察下游景气度的重要观测环节。 利润率水平从高到低依次为主轴、铸件、塔筒、锻件/法兰、整机、叶片、电缆。主轴企业利润率水平最高，平均毛利率30.2%，平均净利率14.8%；叶片、电缆企业的利润率水平则相对较低。利润率的年度变化情况表明，上游环节对终端需求（装机）的变化较为敏感。随着国内风电行业景气度的再度提升，各环节利润率水平有望从历史低值回升，风电产业链利润率水平有较高的上升弹性。 主轴、铸件、叶片属重资产品类，塔筒、锻件对资产依赖度居中，整机环节依赖度最低。我们发现主轴、叶片、铸件三个环节对固定资产（设备等重资产）依赖度明显更高，折旧占营收的比例在4.5%以上；风塔、锻件/法兰对固定资产的依赖度居中，折旧占营收比例在2.5%-3.0%；整机环节的依赖度最低，折旧占营收比例在2.2%左右。 海缆、整机、塔筒的原材料占成本比例较高。对风电产业链主要环节选择代表性企业，重点分析成本构成中原材料占比，并计算近两年均值后可得：海缆、整机、塔筒的原材料占成本比例较高，均超过80%；铸件、主轴两个环节的原材料占比相对较低，分别为59%、57%。 高毛利环节毛利率有下降趋势，降本压力渐向高毛利环节转移。2020年以后，除整机毛利率有小幅上升外，其余各环节毛利率均有较为明显的下降。其中主轴、铸件的毛利率下降相对幅度较大，高毛利环节降本压力逐渐增大。 （二）风电产业链较宽，竞争要素各不相同 1.整机：格局分散，综合竞争 根据CWEA对2022年整机厂风机吊装容量的统计，金风、远景总吊装量分别达到11.36GW、7.82GW。海风装机上，电气风电（1.44GW）、明阳（1.38GW）、海装（1.04GW）三家装机均超过1GW，仅七家整机厂有海风风机的吊装。 据我们对整机厂项目中标的统计，远景能源（19.7GW）、金风科技（16.5GW）、明阳智能（16.0GW）位列前三名，三者市场份额合计达到58.0%。其他厂商中，三一重能（8.0GW）获得了市场份额的快速提升。同时，中标容量较2022年吊装容量有大幅增长，凸显行业景气度。 分海陆看，国内陆上项目中金风以13.5GW的中标量处于领先，远景、明阳、三一的市场份额分别为16%、16%、12%，均超过10%；国内海上项目中明阳以超过5GW的中标量获得约38%的市场份额，中标份额紧随其后的是电气风电（19%）、远景能源（14%）和金风科技（12%），其余厂商市占率均低于10%。 分析各整机厂中标项目年平均单价，陆上含塔筒在2067-2351元/KW，陆上不含塔筒1559-1979元/KW，海上含塔筒3306-4118元/KW。 整机厂围绕产业基地进行产能布局，属地化竞争明显。据风芒能源的不完全统计，各整机厂的生产基地均围绕我国的主要风电大省进行布局。陆风方面，金风的产能覆盖，主要布局在河北、内蒙古、甘肃、新疆、广西、江苏等省份；海风方面，电气风电在南方海域布局较全，远景和海装则在山东、辽宁有所布局。从海风基地的未来规划看，远景、明阳、海装、金风的规划覆盖面较广。 2.风电塔筒/基础：运输半径受限，产能布局为先 塔筒属于风机大型化下销量和利润都相对稳定的品种，产能分布较为重要。 海工装备、具备产品出海能力的企业单位毛利明显更高。从价格看，单吨价格在近年延续上行，单吨毛利整体有下降趋势。整体而言，具备海上风电、出海能力的厂商盈利性更强。 各公司围绕新疆、内蒙古、山东、江苏、广东等风电集群基地进行产能布局。从五家厂商的产能布局看：（1）现有产能和陆上产能看，天顺均具有明显优势，其也正在加快海工产能的0-1突破；（2）从海上产能看，海力、大金、泰胜、天能均有海上基地，各家基本都有积极的新扩产能规划；（3）从地域卡位看，集群布局重要性进一步凸显，海力在江苏、山东、海南等均有布局。 3.风电铸件：大型化背景下，关注新产能投入 铸件属于高集中度、高度专业化的环节，规模、布局、成本控制较为重要。据电气风电招股书，铸件（不含齿轮箱中部件）占风机成本比例约为6.3%。据中商产业研究院，我国风电铸件年产能将在2023年达到246万吨，同比增长15.0%，显示出2023年风电行业发展对铸件环节的带动。 日月股份以2021年33.1万吨的风电铸件销量；吉鑫科技2021年风电铸件销量13.4万吨；永冠集团2021年所有铸件出货量19.5万吨，再生能源业务收入占比47.5%（永冠集团非A股上市）；宏德股份2020年风电铸件销售4.3万吨。从价看，2021年风电铸件单吨价格在1.12万元-1.22万元之间，单吨毛利则在2000元左右，就时间趋势看，单位价格变化幅度不大，单位毛利则略有下滑趋势。 4.风电锻件/法兰：企业各有侧重，差异化竞争 锻件/法兰属于差异化、精细化、高端化深耕的典型环节。风电锻件包括齿轮箱锻件、轴承锻件和塔筒法兰锻件等，法兰和轴承是锻件进一步加工的产品。由于锻件产品、工艺间的细分差异大，对不同需求的锻件一般需针对化的设计与制造，细分深耕较为重要。从量看，恒润股份、金源装备、中环海陆、海锅股份几家企业在风电领域的销量（重量口径）差距不大，除海锅股份外的三家企业，在2021年都经历了销量的回落。从价看，海锅、中环的单价较为接近，单位价格在8000元左右，单位毛利则在1000元左右；金源产品单价约在1.1-1.2万元间，单位毛利2000元以上，毛利率亦显著高于中环海陆和海锅股份；恒润产品单价最高，单吨价格超过1.8万元，单吨毛利达到5700元以上。 各公司扩产较为积极，方向布局上差异化特征明显。对比看，恒润股份重点发展风电塔筒法兰，持续打磨辗制工艺，在新项目中积极进行大型化、高端化（轴承）项目布局；中环海陆专注于轴承和法兰锻件，加大对高端环锻件的布局，海锅股份则侧重于齿轮箱传动类和塔筒法兰产品。就锻件行业的发展趋势看，技术进步带来的高端辗环锻造、大型化高性能法兰、国产化高端轴承，以及海风发展下海工锻件等都是重要的发展主线。 5.风电主轴：双寡头竞争，盈利性较好 主轴属于高技术门槛、高壁垒的稳定环节。主轴在风机中连接叶片转轮体和齿轮箱，既可锻造亦可铸造，属于较为细分的市场。锻造主轴主要用于陆风，铸造主轴在陆上风电大机型、海上风电大型机组中有优势。主轴的质量要求较严格，主要应用于双馈风机和半直驱风机。 从量看，据金雷股份的增发募集说明书，2019-2021年金雷主轴全球市占率分别达到25.7%、20.9%、26.1%，国内市占率达到18.5%、20.6%、22.0%。通裕重工未披露主轴销量，以两者主轴收入比例估算，2021年两家公司国内合计市占率至少将达到35%。从价看，金雷销售的主轴产品单吨价格较为稳定，基本维持在1.1万元/吨左右，单吨毛利则达到4076元（2021年数据）。 随着主轴由锻造向铸造转变，主轴企业新产能布局方向主要为铸造主轴、精密轴、海工装备等。 6.风电叶片：占整机成本比例较高，为降本增效重点 风电叶片行业集中度较高，产品单价随装机需求波动大。我国风电叶片生产厂商主要为中材科技和时代新材，两者2021年叶片收入分别为70亿元和51亿元，较装机大年2020年有较为明显的下滑。从量看，中材科技叶片销量达到11.4GW，时代新材叶片销量8.7GW（均对应2021年），若以47.65GW的年度装机量计，两家企业合计市占率将超过42%。从价看，中材科技单MW价格和单MW毛利均在2020年出现大幅的上升，2021年又出现快速回落。2021年，中材科技单MW价格和毛利分别为61万元和10万元，毛利率水平较低。 叶片企业具有明显的运输半径，区域属性明显，各家持续布局海上。 7.海缆：高壁垒高毛利环节，陆缆企业介入增多 受海风发展驱动，海缆环节进入量价齐升的快速发展期。海缆属于海风装机中的关键环节，技术壁垒和资质限制很高，目前主要参与企业仅东方电缆、中天科技、亨通光电三家。从量看，三家公司海缆相关业务营收均在2020年起进入快速发展期，业绩增长迅速。从价看，三家公司海缆业务毛利率稳中有升，亨通光电2021年该业务毛利率达到47%。从东方电缆销售数据看（仅东方披露销量数据），海缆业务呈现量价齐升，每公里海缆价格在2021年达到230万元，单位毛利达101万元。 海缆企业围绕广东、江苏、山东三个南部、东部、北部代表性海工集群区进行布局。 风险提示 （一）风电装机不及预期的风险 风电产业链各环节对下游装机量的边际变化较为敏感，若因疫情、产业链等各类因素的扰动，行业装机增长不及预期，将可能对整个产业链的经营与发展带来风险。 （二）海风推进不及预期的风险 海上风电是风电市场未来数年的重要增量和驱动力，若由于环保、军事、产业链配套等因素，海风项目的推进和开展不及预期，项目无法及时落地或工程与交付周期变长，将对相关企业造成较大扰动。 （三）政策变化的风险 作为新能源发展和“双碳”工作的重点，中央和各地方政策对风电行业保持着较高的关注度。2020年风电行业的快速发展正是政策鼓励下的“抢装潮”。若政策出现较大的偏离和变化，将对风电装机、公司经营和产品销售造成较为明显的影响。 （四）行业降本不及预期的风险 2020年以来，风电行业经历了快速的技术迭代与降本过程，产品降本路径清晰。若未来技术的发展与迭代速度不及预期，产业链上各环节的成本降低速度趋缓或停滞，将对下游需求和企业经营带来不可忽视的影响。 （五）上游原材料价格波动的风险 原材料是风电产业链公司营业成本的主要成分，若上游原材料价格出现大幅波动和快速变化，将对风电产业链各环节企业的经营和盈利造成影响。 （六）竞争格局恶化的风险 随着碳中和政策的推行，行业内玩家以及行业外玩家均进行了较大规模的资本开支，有可能造成行业内的供需格局恶化，对行业内企业的盈利能力造成影响。 报告信息 本摘要选自报告：《风电设备行业投资策略：否极泰来，海陆同行》2023-3-8 报告作者： 代川 S0260517080007 孙柏阳 S0260520080002 曹瑞元 S0260521090002 法律声明 本微信号推送内容仅供广发证券股份有限公司（下称“广发证券”）客户参考，相关客户须经过广发证券投资者适当性评估程序。其他的任何读者在订阅本微信号前，请自行评估接收相关推送内容的适当性，若使用本微信号推送内容，须寻求专业投资顾问的解读及指导，广发证券不会因订阅本微信号的行为或者收到、阅读本微信号推送内容而视相关人员为客户。 完整的投资观点应以广发证券研究所发布的完整报告为准。完整报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性或完整性做出任何保证，报告内容亦仅供参考。 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