（一）招標裝機：招標高企疊加結構升級，迎接明年風電裝機熱潮

受各方因素影響，2022年裝機略不及預期。受疫情和供應鏈因素影響，全國 風電裝機量放緩，據(jù)國家能源局統(tǒng)計，1-10月風電新增裝機容量21.14GW，同比增 加1.94GW。這是由于2022年上半年疫情疫情造成齒輪箱、軸承等關鍵零部件缺貨 比較嚴重，對風機的排產和交付產生了比較嚴重的影響。而且2022年作為補貼結束 后的第一年，還不能完整展示風電行業(yè)景氣，還需重點關注2023年風電行業(yè)整體變 化，預計2023年行業(yè)景氣周期開啟。風電行業(yè)作為政策明確引導規(guī)劃的行業(yè)，今 年裝機量雖然略不及預期，但許多項目將結轉明年并網(wǎng)，預計明年風電高光回歸。

風電招標量超預期，未來海風增長是亮點。據(jù)金風科技統(tǒng)計，2022年Q1-Q3 季度公開招標量達76.5GW，相比去年全年招標量增加41.39%。截止2022年10 月，國內風機招標量已達到91.72GW，同比增長90.09%，全年預計能突破 100GW。而且招標量通常會年內與下年 3:7的裝機比例，再疊加上明年的增量， 實際裝機新增可能超過70GW，迎來裝機熱潮。

海上風電未來的高增長也會進一步支撐招標量的提升。從國內來看，十省份出 臺海風“十四五”裝機規(guī)劃，總量超過200GW。國際上同樣也有清晰規(guī)劃，今年5 月，丹麥、德國、比利時與荷蘭四國共同簽署文件，四國共同承諾，到2050年將四 國的海上風電裝機增加10倍，從16GW提高至150GW，其中在2030年，海上風電 裝機總量將達到65GW。同時，美國預計在2030年前新增至少30GW海上風電，英 國也將2030年海上風電裝機目標從40GW調增到50GW。“十四五”風電總裝機量新增278.79GW，風電確定性強。各省市“十四五”風光 裝機相關規(guī)劃均已發(fā)布，風電總裝機量新增278.79GW，其中大部分省市風電新增裝 機量占風光總裝機量達50%以上。

“十四五”十省規(guī)劃超200GW，海風需求可持續(xù)性強。2022年是海風去補貼的第 一年，遼寧、山東、廣東、廣西、江蘇、浙江、海南等沿海省份均明確了海上風電裝 機規(guī)劃，總規(guī)劃量高達202.67GW。同時部分省份相繼出臺新的省級補貼政策進行接 力，為海風需求提供強力的支撐。此外，據(jù)國家發(fā)改委、能源局《關于促進新時代新 能源高質量發(fā)展的實施方案》，風電項目由核準制調整為備案制，風電項目落地速 度將加快。

（二）陸風：陸風平價項目經(jīng)濟性凸顯，整機價格有望筑底企穩(wěn)

風電行業(yè)從周期性走向高成長性， IRR持續(xù)保持較高水平。過去風電行業(yè)受 政策補貼影響呈現(xiàn)周期性特性。隨著風機大型化、輕量化的快速推進，當前陸風海 風均已退補的情況下，部分地區(qū)如廣西、福建、云南等IRR仍保持在較高水平，目 前全國共計18個省份的風電IRR超過7%。受益于政策段規(guī)劃支持及大型化高速發(fā) 展，海上風機報價已經(jīng)從2020年的7000元/kw降至2022年11月的3830元/kw左右， 降幅接近50%。部分省市的IRR超過7%，其中福建因為有效利用小時數(shù)較高，IRR 達到了14.5%。綜合發(fā)電收入端和成本端，未來風電IRR將保持較高水平。

陸風平價項目經(jīng)濟性凸顯。據(jù)西勘院規(guī)劃研究中心，絕大多數(shù)內陸省份陸風項 目的實際造價均低于甚至遠低于實現(xiàn)7%IRR的理論造價，其中內蒙古、河北、吉林 等省份價差達2000元/kW以上，可行性強，盈利能力良好。而搭配儲能10%2h后， 雖然可行性有所下降，但大多數(shù)內陸省份風電投資的實際造價仍低于實現(xiàn)7%IRR的 理論造價，仍滿足運營商的投資收益率要求。

陸風大型化進入瓶頸期，陸風整機價格有望筑底企穩(wěn)。據(jù)金風科技統(tǒng)計，風機 價格自2020年初開始不斷走低，2022年9月，風機公開投標均價已下探到1808元 /kW，相比去年同期的2368元/kW下降了23.65%。目前陸風招標主力機型集中在 6MW左右，受制于陸風風速及運輸半徑限制，陸風大型化已經(jīng)進入階段性瓶頸 期。且目前陸風風機月度招標均價降速放緩，陸風競爭格局逐步改善，價格有望筑 底企穩(wěn)。

（三）海風：大型化降本顯著，海風項目平價在即

全球海上風電景氣度高，中國裝機量穩(wěn)居第一。2021年是國家補貼海風項目 并網(wǎng)的最后一年，當年海風裝機量高達16.9GW，同比增長322.5%，占2021年全 球海風裝機量的75%。隨著海風大型化進程不斷推進和各家主機廠紛紛推出低價主 機產品，多個海風項目已經(jīng)成功實現(xiàn)了平價。所以我們預計未來海風大量增長，占 風電總增量逐年提高。

全球海風裝機亦保持高景氣度發(fā)展，2021年全球海風裝機量 達22.5GW，同比增長240.9%。據(jù)IRENA預計，2030年全球海風將實現(xiàn)裝機 213GW，當前距離目標還有157GW裝機余量，預計平均每年實現(xiàn)約22GW海風裝 機。丹麥、德國、比利時與荷蘭簽署文件并承諾在2030年海上風電裝機總量將達到 65GW。同時，美國預計在2030年前新增至少30GW海上風電，英國也將2030年海 上風電裝機目標從40GW調增到50GW。所以海上風電在國內國外均有巨大需求， 整體上裝機量將會呈上升趨勢。

大型化降本增效推動風機成本下探。以國內風機龍頭金風科技為例，在2018 年公司銷售產品中2S系列銷售容量占比87.1%，至2022年該比例下降至14.07%， 截止2022年9月份，公司銷售的3S/4S機組占比從5.84%增至41.48%。大容量風機 引領出貨，大型化降本增效推動風機價格不斷下探，據(jù)各公司披露，當前主流 3.XMW、4.XMW、5.XMW風機成本已分別降至2300元/kW、2000元/kW、1600元 /kW左右，金風科技5MW以上成本顯著高于運達股份及三一重能，主要系金風科技5MW以上產品GW 6S/8S均為海上風機。

量升價穩(wěn)，風電產值有望突破新階段。一方面受益于風機招標價格快速下降， 政策方面確定性高，全球需求量高企，風機招標量可預見的增長。因為風機交付周 期約為一年，所以上年的招標規(guī)模可作為先行指標預測下年的新增裝機規(guī)模，再加 上今年很多項目將結轉到明年裝機并網(wǎng)。我們預計明年裝機量上將會有顯著提升。 另一方面陸風已實現(xiàn)平價，海風平價在即，大功率風機成為行業(yè)趨勢，風電項目經(jīng) 濟性進一步提高，進而支撐需求成長，風電產值空間將進一步打開。

二、風電技術革新及發(fā)展：迎接平價時代，大型化顯著降本

（一）風機三大技術路線：雙饋、半直驅和直驅

風機技術路線主要包括雙饋型、直驅型和半直驅，三種技術路線各有所長。雙 饋型、直驅型和半直驅是市場上目前主要應用的風機技術路線。三種技術路線在發(fā) 電機、齒輪箱、變流器等部件上存在差別，適用于不同應用場景。從技術發(fā)展的早晚來看，雙饋型發(fā)展最早（1970年代），直驅型較晚（1990年代初），半直驅型 最晚（1990年代末）。 雙饋型價格最低，但故障率高、可靠性低。由于自然風速較低，需要齒輪箱可 增速傳動來提高發(fā)電機的轉速。雙饋型具備發(fā)電機體積小，成本低的優(yōu)勢。但由于 齒輪箱的存在，齒輪箱易過載，故障率高，可靠性低。

直驅型可靠性最高，但造價高且維修難度較大。直驅不用齒輪箱增速，可靠性 最高；采用永磁發(fā)電機，一方面永磁高原材料價格推高整機造價，另一方面磁極 多，重量大，在海中易生銹。永磁發(fā)電機存在永久的強磁性，在現(xiàn)場條件下檢修較 困難，一旦出現(xiàn)故障需整機拆卸返廠。 半直驅型綜合了直驅和雙饋優(yōu)點，兼具經(jīng)濟性和可靠性。半直驅機械傳動部分 類似雙饋，電氣傳動部分類似直驅。半直驅型僅采用二級中速齒輪箱，相對雙饋型 結構更簡化，故障率更低；相對直驅型，磁極運用少，體積小，重量輕，成本經(jīng)濟 性高。

陸風平價背景下，機型多以雙饋、半直驅為主。根據(jù)北京風能大會官方公眾 號，2020年和2021年國內各大整機廠紛紛推出大兆瓦機型，在技術路線上，直 驅、雙饋、半直驅皆有應用，金風科技推出了中速直驅永磁的新機型，明陽智能以 半直驅為主，三一重能、中國海裝、運達股份以雙饋為主，而遠景在2021年CWP 上推出半直驅機型。由于陸上風電工作環(huán)境較穩(wěn)定，同時直驅型初始投資成本太 高，直驅型在國內陸風市場基本退出了招標。目前，陸上機型以雙饋、半直驅為 主。

大兆瓦海上風電機型以直驅和半直驅為主。相比陸上風機，海上風電機組通常 功率更大，工作環(huán)境更惡劣，吊裝與維護成本更高，因此對于機組運行的穩(wěn)定性提 出了更高要求。由于多級齒輪箱的應用，高速雙饋式風電機組后期發(fā)生故障概率遠高于直驅式和半直驅式機組，從而限制了其在海上風電領域的應用。根據(jù)《大容量 海上風電機組發(fā)展現(xiàn)狀及關鍵技術》，國內外主要廠商推出的5MW以上海上風電 機組，我們發(fā)現(xiàn)除華銳風電、聯(lián)合動力等國內三線廠商曾在2011-2012年間推出過 雙饋式的6MW機組外，其余風機均采用直驅或半直驅技術路線。

（二）大型化：大型化降本效果顯著

風電市場從政策驅動轉變?yōu)橛墒袌鲵寗?，上游運營商主導產業(yè)鏈話語權，降本 將成為產業(yè)鏈可持續(xù)發(fā)展的要求。從補貼政策來看，陸風和海風分別已經(jīng)在2020年和2021年進入補貼退坡，風電市場為由政策驅動轉變?yōu)橛墒袌鲵寗?，進入平價時 代。從風電產業(yè)鏈特點來看，下游運營商多為國有企業(yè)，且玩家數(shù)目少，對風場/ 電站資源的分配制使其在產業(yè)鏈中占據(jù)主動話語權地位；下游運營商會將風電平價 下的成本壓力逐步向產業(yè)鏈中游和上游傳遞，降本將成為產業(yè)鏈可持續(xù)發(fā)展的新要 求。

大型化是風電項目降本的有效途徑。從資本支出方面，風機大型化可以攤薄風 機制造開支及配套設備的單位功率開支，從運營費用方面，可以減少風場運行和風機維護費用。根據(jù)《平價時代風電項目投資特點與趨勢》，當機組單機容量由 2MW增加到4.5MW時，靜態(tài)投資由6449元/kw降低到5517元/kw，全投資IRR由 9.28%上升到11.68%，LCOE由0.3451元/kWh下降到0.2983元/kWh。

全球陸風、海風項目成本過去十年均不斷下降。根據(jù)IRENA統(tǒng)計，陸風LCOE 近十年一直保持下降趨勢，從2010年0.089美元/kWh下降到2021年0.029美元 /kWh，降幅達到68%，陸風總安裝成本自2014年起也連續(xù)下降；海風LCOE也呈現(xiàn) 明顯下降趨勢，從2010年0.162美元/kWh下降到2021年0.065美元/kWh，降幅達到 60%。全球陸風、海風項目成本均實現(xiàn)較大幅度下降，近十年成本降低十分顯著。

國內新增風電機組平價單機容量持續(xù)上升，大功率風機在新增風電中的比例持 續(xù)擴大。CWEA統(tǒng)計的市場裝機數(shù)據(jù)顯示，2021年我國新增裝機的風電機組平均單 機容量為3.51MW，同比增長31.7%；陸上新增風電機組平均單機容量為3.11MW， 同比增長20.7%；同年我國海上新增風電機組平均單機容量達5.56MW，同比增長 13.9%。在2021年新增裝機中，5.0MW以上單機容量的機組占比達到23.41%。

以金風科技為例，行業(yè)龍頭重心偏向大型化風機。從金風科技不同容量機型銷 售占比來看，近年來風電機組大型化進程提速。根據(jù)金風科技公司年報，小型風機 1.5MW及以下銷售占比從99.94%下降到0.04%，即從核心主力業(yè)務到幾乎退出業(yè)務 線條。與之對應，大型化3/4/6/8S平臺及以上風機銷售占比則從零迅速提升至77.59%， 成為主力產品。

（三）原材料：原材料價格回落推動產業(yè)鏈盈利修復

風力發(fā)電機組零部件數(shù)量眾多，主要零部件環(huán)節(jié)原材料成本占比高。根據(jù)明陽 智能2021年年報，原材料的金額為196 .6億元，占風機總成本的96.32%，遠高于 人工成本的3.86億元和其他費用的3.65億元。陸上風機及其主要配件原材料主要為 鋼鐵和混泥土，海上風機則主要是鋼鐵。齒輪箱環(huán)節(jié)的原材料也主要為鋼鐵，其中 包含鍛造鋼、鑄鐵、鑄鋼、軸承、鋼板等；葉片占比接近20%，其主要由玻纖、樹 脂等制成。從各環(huán)節(jié)原材料成本占比來看，主要零部件原材料成本平均在七成以 上，占比普遍較高。

風機零部件環(huán)節(jié)盈利能力受原材料價格影響較大。對2016年至今的原材價格 和零部件環(huán)節(jié)毛利率的相關性進行分析，可以發(fā)現(xiàn)主要零部件環(huán)節(jié)代表公司毛利率 水平與當年主要原材料價格基本呈現(xiàn)負相關走勢。以塔筒環(huán)節(jié)為例，其主要原料中 厚板價格由2021年的5453元/噸下降到了2022年第三季度的5062元/噸，下降幅度 7.7%，隨著而來的，也是塔筒環(huán)節(jié)主要公司毛利率企穩(wěn)，其中太勝風能毛利率由 16%上升到18%。鋼材等原材料價格回落將促進包含塔筒、鑄件鍛件等在內的零部 件環(huán)節(jié)盈利改善，推動產業(yè)鏈盈利修復。

（四）出口：中國企業(yè)加速出海，風電產業(yè)鏈邁向全球市場

“雙碳”背景，海外海風風電市場擴量提速。根據(jù)GWEC統(tǒng)計數(shù)據(jù)，自2016年 以來，海外風電新增裝機量一直保持增長，從2016年27.2GW增長至2020年 56.6GW。受到新冠疫情短期因素影響，在2021年首次出現(xiàn)了下降。隨著海外在 2022年逐漸退出疫情防控政策，海外風電裝機需求動能有望回歸。同時，據(jù) GWEC測算，為在2050年實現(xiàn)碳中和，全球風電裝機量速度仍需提升。

歐美區(qū)域提供重要增長驅動力，巴西或成新增長點。各國接連出臺能源轉型政 策推動碳中和。例如，俄烏沖突后，為保障能源安全，歐盟今年5月公布REPowerEU 行動計劃，提議將2030年的可在生能源占比目標由40%提高到45%，同時計劃到 2030年，風電累計裝機容量達到480GW；美國于2021年11月公布了美國實現(xiàn) 2050 碳中和終極目標的時間節(jié)點與技術路徑，計劃 2035 年實現(xiàn)100%清潔電力目標。 根據(jù)GWEC公布，美國2021年風電新增裝機12.7GW，海外新增風機容量占比 26.26%；歐盟2021年風電新增裝機17.0GW，海外新增風機容量占比37%。值得注 意的是，巴西也非常注重風能發(fā)電，2021年新增裝機量為全球第三，僅次于中國和 美國，新增裝機3.83GW，海外新增風機容量占比8.33%。

海外高通脹環(huán)境，國內廠商成本優(yōu)勢凸顯，將迎來一波機會窗口。由于地緣政 治，海外產業(yè)鏈供應被打斷，大宗商品價格持續(xù)上漲，高原材料價格推高了歐洲風 機制造成本，抬高零部件的出廠價格，使得風電產能擴張承壓。 對比國內，風電設備重要的原材料價格回落。據(jù)中鋼協(xié)發(fā)布的中國鋼材價格指 數(shù)，今年4月以來，中國鋼價開始下跌，截至11月，鋼材價格指數(shù)為108.47，同比 下滑18.8%；今年7月以來，環(huán)氧樹脂價格出現(xiàn)了震蕩下降趨勢；11月，玻纖價格 也處于底部區(qū)域。預期2023年，相比海外廠商所面對的高通脹的成本壓力，國內廠 商將迎來一波成本優(yōu)勢的窗口機會。

中國風電企業(yè)具備出口競爭力，各環(huán)節(jié)出口空間較高。過去數(shù)年，國內的風電 機組出口規(guī)模和比例都較低，隨著國內大型化風機技術發(fā)展、成本降低、海外市場 風電需求的提升，中國風機企業(yè)迎來出口增長機遇。根據(jù)WIND統(tǒng)計，國內風電企 業(yè)近年紛紛開展海外業(yè)務，例如行業(yè)龍頭企業(yè)金風科技海外營收占比從2018年 7.13%上升至2021年的11.98%，陽明智能在2022H1海外營收占比3.88%。

此外，中國風電機組新增出口容量自2018年起一直保持增長，2021年出口 3.27GW，同比增長175.08%。具體國家分析，中國風機企業(yè)有望繼續(xù)在東南亞、 中亞和南美等市場繼續(xù)擴大出口優(yōu)勢不斷提升市占率。同時，2022年半年報顯示， 僅金風科技、明陽智能、運達股份三家公司手握海外訂單已達3178MW，與去年全 行業(yè)出口規(guī)模接近，風機設備在海外進一步落地開花。

三、風電產業(yè)鏈：大型化下抗價值量通縮是投資主線

（一）海纜：深海化不斷推進，高電壓等級量利齊升

需求側海纜環(huán)節(jié)量利齊漲。下游海風裝機保持高景氣，朝深遠海推進，23年預 計是海風裝機大年，海纜也會集中交付，近年來新建風電場以江蘇大豐H8風電場 項目為例，離岸距離已達72km，預計23年平均離岸距離達60km，未來隨著遠距 離、高電壓等級海纜需求推進，海纜環(huán)節(jié)有望量利齊升。 供給側海纜行業(yè)壁壘高。由于海纜的品牌效應以及海纜生產與施工需要專用設 備、生產前期需要較大的資本投入，海纜行業(yè)具有生產技術壁壘、資格認證壁壘、 生產設備壁壘、品牌業(yè)績壁壘和資金壁壘，分化為明顯的一二梯隊，預計23年風機 大型化下海纜依然能保持抗通縮特性，量利齊漲。

目前能夠進行規(guī)模性生產220KV以上海纜的企業(yè)僅有東方電纜、中天科技、亨 通光電、漢纜股份等企業(yè)。其中中天科技與東方電纜憑借66kV集電海纜、柔性超高 壓直流海纜、三芯330kV海纜生產能力及強勢拿單能力共處第一梯隊，訂單結構不斷 優(yōu)化，根據(jù)東方電纜公告其2021年海纜銷量強勢上揚達1419km，同比上升64.28%， 有望繼續(xù)保持第一梯隊；同時亨通光電及漢纜股份卡位江蘇、廣東揭陽與山東區(qū)位 優(yōu)勢，中標表現(xiàn)強勢，有望在2023年海風產業(yè)鏈集中交付下獲取外溢訂單，看好成 長性。

（二）樁基：大型化深?；€(wěn)定樁基價值量

樁基是目前最主流的海上風電支撐設備，受限重量較大運輸能力較為關鍵。根 據(jù)海力風電招股書2021年其單位GW樁基用量達20.3萬噸，碼頭資源則通過海上施 工及運輸影響樁基廠商交付，自有碼頭可有效節(jié)省轉運、吊裝費用，且提高周轉效 率，在需求波動時調節(jié)生產和交付節(jié)奏，及時交付產品；同時，樁基作為海風支撐 設備，上抵風機，下至海床，水下結構復雜程度和重量與水深成正比，因此2023年 風機大型化和海風裝機深水化進程加快將有效促進樁基用量提升，單位價值量穩(wěn)定 上升，同時2023年海風裝機大年將帶來樁基新需求點，對各廠商產能區(qū)域布局及規(guī) 模的要求進一步提高，因此2023年樁基廠商做好長期區(qū)位優(yōu)勢布局的海力風電及大 金重工有望進一步受益。

（三）塔筒：重點關注產能運輸半徑及碼頭資源

塔筒本身技術壁壘較低，其生產流程主要包括拼裝和焊接兩個環(huán)節(jié)。主要制約 因素仍是運輸費，塔筒的生產成本占比中，運費成本占7%左右，僅次于原材料成本， 這在在機械行業(yè)中處于較高水平，因此陸上塔筒看重制約運輸半徑的產能布局，海 上塔筒則更重視影響海上施工交付的碼頭資源。 同時，2022年“海風+出海”增長邏輯持續(xù)發(fā)力，海外海風發(fā)電憑借其高經(jīng)濟性 進入加速發(fā)展通道，同時國產塔筒具備原材料價格優(yōu)勢，根據(jù)11月28日的國內和歐 盟鋼價來計算（取鋼材價格占比56%），國內塔筒成本為982美元/噸，而歐盟本土塔 筒成本達到1580美元/噸，歐盟塔筒成本比國內高60.91%。2023年具備碼頭資源和 業(yè)績背書能力的大金重工和天順風能有望借勢雙海東風，打開海外市場。

（四）整機：競爭格局優(yōu)化，風機價格有望筑底企穩(wěn)

風電整機行業(yè)集中度較高，2021年陸風海風CR3分別為55.3%，相對2019和 2020年競爭格局進一步優(yōu)化；而根據(jù)伍德麥肯茲數(shù)據(jù)，2022上半年海陸風中標中 CR3更是達到60%，這進一步表明整機競爭格局持續(xù)優(yōu)化，風機價格有望在未來筑 底企穩(wěn)；同時，2022年整體受疫情影響風機交付延遲，疊加2023年海風大年，同 時海風平價進程加快，大型化降本增效進一步突出，因此推薦具備海上大兆瓦機 型、持續(xù)受益海風高景氣的頭部風機廠商三一重能、金風科技，關注明陽智能、運 達股份。

（五）定轉子：技術疊加海外客戶認證筑壁壘

轉子房、定子段作為風電設備的關鍵零部件，分別主要用于風電設備中內置安 裝軸承、永磁片以及內置線圈包，其常年在野外運行，同時運行工況惡劣，對鋼結構 件的精度和剛度都有一定要求，根據(jù)振江股份2021年年報，定轉子材料成本僅占 32.16%/29.81%，其人力加工與外協(xié)加工成本占比接近50%，因此下游客戶的產品 質量認證與生產廠商自身技術是該環(huán)節(jié)的兩大壁壘，下游主機廠商嚴格控制招標名 錄，名錄內供應商培育及審核周期都較長，目前國內具備定轉子生產能力和成功搭 建客戶渠道的廠商較少，僅振江股份一家，隨著2023年風機大型化趨勢增強，對定 轉子產能與技術更新迭代要求勢必提升，其技術生產設備優(yōu)勢、出?？蛻糍Y源優(yōu)勢 將進一步凸顯。

（六）主軸：大兆瓦配套產能仍稀缺

大兆瓦機型適配的鑄造主軸產能有一定稀缺性，其對生產設備要求更高。根據(jù) 金雷股份非公開發(fā)行股票反饋意見回復，3MW以下主軸可以用20MN或40MN鍛壓機 進行生產，而3MW及以上主軸則需用80MN鍛壓機，公司現(xiàn)有設備產能利用率已達 高位，因此擬通過募投項目建設購買新設備從而提升大兆瓦主軸產能；目前風電主 軸參與者較多，但以鍛件產品為主，因此預計2023年風機大型化將帶來更高產能門 檻，穩(wěn)固目前的雙寡頭競爭格局，目前布局擴產的雙寡頭金雷股份和通裕股份有望 受益。同時金雷股份和通裕股份積極開拓海外銷售渠道，據(jù)測算2021年金雷股份的 海外業(yè)務板塊為其帶來了整體毛利潤的40%。

（七）軸承及滾子：高附加值低國產率，兼具出海邏輯

1.軸承環(huán)節(jié)：大兆瓦配套軸承國產替代率有待提升，軸承龍頭新強聯(lián)國內領先

軸承環(huán)節(jié)屬于高附加值環(huán)節(jié)。根據(jù)新強聯(lián)公告及華經(jīng)研究院數(shù)據(jù)，2021年主 軸軸承的毛利率為48.83%，卻有約70%依賴進口，國產化率僅30%，低于國內風 機零部件平均國產化率水平。隨著風機大型化趨勢不斷推進，2023年將有更多8- 10MW海上風機逐步投運，但3MW以上主軸軸承的國產化率處于極低水平，大兆瓦 主軸軸承市場仍受斯凱孚、舍弗勒、恩斯克、捷太格特、恩梯恩、鐵姆肯、美蓓 亞、不二越等全球八大軸承公司所壟斷。國內軸承制造企業(yè)大兆瓦主軸軸承制造能 力在4-5MW左右，而根據(jù)新強聯(lián)2022年中報披露，其3-7MW軸承的研發(fā)設計并實 現(xiàn)了小批量生產，公司12MW海風主軸軸承也已成功下線，成為目前國內最大功率 風電機組主軸軸承，看好軸承龍頭新強聯(lián)保持技術領先態(tài)勢，2023年大兆瓦機組軸 承批量生產后進一步增厚利潤。

2.滾子環(huán)節(jié)：兼具國產替代和出海邏輯，風電滾子量利齊增

風電滾子是軸承的關鍵部件，兼具國產替代和出海邏輯。國內風電滾子是非標 準件定制加工，生產過程中所需加工的面和檢測的項次較多，其較高的技術、資 金、品牌壁壘限制了國內企業(yè)的進場，高端下游客戶對生產企業(yè)認證的周期較長， 如瑞典斯凱孚集團（SKF）的認證周期為兩到三年，現(xiàn)階段受海外客戶承認具備 一、二級精度滾子生產能力的國內僅有少數(shù)企業(yè)，國內滾子長期被國外壟斷，國產化率有待提高；同時海外市場目前受俄烏戰(zhàn)爭和傳統(tǒng)能源價格上漲影響對風電需求 大漲但海外產品性價比較低，斯凱孚不同型號的主軸軸承價格比國內同類產品貴 20-70%，且主流外資品牌近日發(fā)布產品漲價函，宣布由于原材料成本上升產品漲 價5-10%不等。

同理可得上游的風電滾子，做好高端精密滾子產能布局且搭建好海 外客戶資源渠道的五洲新春和力星股份有望受益，在2023年有望抓住海外滾子機遇 進入放量期。

（八）變流器：高功率變流器份額提高

風電變流器以控制復雜、可靠性及穩(wěn)定性要求高為主要特點，是風電機組的關 鍵部件之一，海上風電變流器技術要求高，功率器件及拓補結構是重要環(huán)節(jié)。根據(jù) 普華有策，目前國產2.0-3.0MW風電變流器已經(jīng)批量生產，成為市場主流。未來隨 著海上風電的規(guī)模化發(fā)展以及國內廠商技術水平的逐漸提高，全功率變換技術路線 將主要成為技術發(fā)展主流方向，國內企業(yè)及更高功率的變流器產品市場份額預計將 有所提高，推薦做好高功率變流器技術儲備和產能布局的頭部變流器廠商陽光電源 和禾望電氣。

（九）鑄件：大兆瓦或出現(xiàn)結構性短缺

風電鑄件主要包括輪轂、底座、軸及軸承座、梁、齒輪箱部件等，由于其惡劣 的工作環(huán)境和發(fā)揮的支撐作用，對其承載力、剛性要求較高，約占風電整機成本的 8%-10%。在風機大型化趨勢下，整機廠商對于鑄件的加工精度、強度、抗疲勞 性、可靠性等機械性能要求不斷提高，大容量風機配套鑄件產能相對緊缺，目前僅 有日月股份等頭部鑄件廠商具有相關大機型配套鑄件生產能力，且由于設備更新的 資金需求和政策限制原因，非上市企業(yè)進行大兆瓦鑄件擴產難度較高，因此2023年 風電裝機大年和大型化浪潮下鑄件產能容易出現(xiàn)結構性緊缺，頭部企業(yè)將卡位全球 增量市場獲取利潤，具備自主加工能力、產能規(guī)劃完善的日月股份有望受益。

（十）葉片：玻纖混編輕量化技術變革引領

風機大型化降本增效是2022年聚焦重點，隨著風電機組單機功率的增大，需要 更大的葉片來達到大功率的發(fā)電效果，大葉片使得葉輪直徑越長，掃風面積越大， 進而增大發(fā)電量。東方電氣自主研制的B1030A型風電葉片長度為103米，是目前我 國已下線的最長風電葉片。因而引入風電葉片的輕量化降本技術變革路線，根據(jù)風 電葉片成本占風力發(fā)電整個系統(tǒng)的比重達20-30%，而葉片成本80%來源于原材 料，其中增強纖維與基體樹脂占比超過60%，材料“包裹體”材料用量及成本基本 決定了葉片的成本，因此其輕量化降本的實現(xiàn)路徑主要是新風電葉片材料碳纖維的 引入和制造工藝、葉片結構的迭代優(yōu)化。

隨著全球風電整機巨頭維斯塔斯碳纖維專利保護期2022年7月19日正式到期， 后續(xù)其他風電葉片制造商將可以不受限制地推出應用碳纖維的風電葉片產品。隨著 海風高景氣和風機大型化推動大葉片需求增長和玻纖混編、碳纖維等新材料滲透率 提升，頭部葉片廠商市場占有率預計進一步提升，2023年關注具有較高產能技術儲 備、在目前市場拿單能力強的中材科技和時代新材。