（报告出品方/作者：安信证券，王哲宇，张正阳）
1.“短期阵痛”与“美好远景”并存，风电行业在曲折中前行
1.1.2022复盘：风电板块业绩兑现低于预期，板块大幅回调
2020-2022 年风电板块连续三年跑输电力设备行业整体涨幅。2020-2022 年申万风电设备板 块累计涨幅为 71%，跑输电力设备板块 43%，在各个子板块中排名倒数第三，仅优于电网设 备和电机板块。分年度来看，无论是在电力设备行业大幅上涨的 2020-2021 年还是整体回调 的2022年，风电设备板块表现均难言出色，2021/2022年风电板块整体涨幅为+39.8%/-25.5%， 分别跑输同期电力设备板块 8.1%/0.1%，在各个子板块中排名倒数第一/倒数第二。
业绩兑现度低是导致风电板块走势偏弱的重要原因。复盘近三年风电板块的走势，我们认为 业绩预期的持续落空是导致风电板块涨幅落后的主要原因，2021 年后板块已经历了两轮“业 绩预期上移-业绩兑现落空”导致的大幅波动。自 2020 年的抢装时期的业绩高点后，2021 年 起风电板块营收及归母净利润同比增速呈逐季下滑趋势，2022 前三季度板块整体收入/归母 净利润分别同比下滑 13%/20%，为电力设备行业中唯一业绩下滑的子版块。
目前风电板块估值处于过去五年均值水平附近，2023 年板块有望同时实现业绩兑现与估值上 修。截至 2022 年底，风电板块整体 PE（TTM）约为 24.5 倍，位于 2017-2022 年均值水平（25 倍）附近。虽然表观上看板块估值并无明显吸引力，但我们认为当前估值是建立在较低的业 绩基数上，若板块 2023 年业绩得到较好兑现，行业整体估值水平仍有较大提升空间。因此， 随着行业逐步走出 2021-2022 年“阵痛期”，我们看好风电板块 2023 年的投资机会，“EPS 提 升+估值上移”的双击逻辑或可期待。
1.2.短期阵痛：2022年海内外风电项目推进偏慢，行业盈利承压
风电项目开发建设周期长，2021-2022 年国内风电行业尚处于抢装过渡期，终端装机需求启 动速度偏慢。风电项目从前期选址、测风、核准到后期招标、建设、并网通常需要 2-3 年左 右的开发周期，2020/2021 年陆上/海上风电抢装期间大量成熟项目集中并网，而新的平价项 目大多仍处于前期开发阶段，因此 2021-2022 年国内风电装机存在一定的“真空期”。根据 国家能源局的统计，2022 年 1-11 月国内新增风电装机仅为 22.5GW，同比下滑近 9%，低于此 前预期。
疫情、供应链等因素进一步拖累 2022 年海内外风电项目建设进度。就国内而言，“十四五” 期间陆上风电主要集中在三北大型清洁能源基地，2022 年前三季度西北、东北、华北地区合 计新增风电装机占比达到 75%，而 2022 年下半年起新疆、内蒙古等风电装机大省疫情形势较 为严峻，导致运输、安装进度普遍受到影响。海外市场方面，2022 年俄乌冲突导致能源价格 大幅上行，风电供应链成本随之明显上涨，同样对设备交付与项目建设造成较大冲击，2022 年前三季度海外风机厂商交付量普遍同比下滑 20%以上。
原材料价格上涨侵蚀产业链利润空间，2022 年风电产业链盈利普遍承压。在装机滞后的同时， 2021-2022H1 高企的原材料价格进一步压缩了风电产业链整体的利润空间，以成本占比较高 的钢材为例，2020-2021 年北美/欧洲/亚洲钢铁价格指数分别上涨 138%/80%/31%。2022 年上 半年国内钢材价格虽较 2021Q2 的峰值有所回落，但整体仍处于较高区间，欧美钢材价格则 由于俄乌冲突进一步冲高，直到 2022 年下半年才步入明显的下行通道。因此，在原材料成 本的冲击下，2021 年下半年起风电产业链盈利持续承压，风电零部件板块毛利率逐季下滑， 直到 2022Q3 才触底企稳。
1.3.美好远景：2023年行业否极泰来，景气度有望明显提升
短期阵痛无碍美好远景，风电行业仍具备长期成长空间。根据国际能源署（IEA）最新的《世 界能源展望 2022》，为实现 2050 年净零排放的目标，2050 年全球可再生能源装机占比需超 过 80%，其中光伏与风电将贡献主要增量。根据 IEA 的测算模型，2030/2050 年全球累计风 电装机规模将达到 3072/7795GW，对应 2021-2030 年年均装机超过 230GW，而 2021 年全球新 增风电装机规模仅为 94GW，行业长期成长空间巨大。
“至暗时刻”已过，2023 年风电行业否极泰来。无论是从“量”的角度还是“利” 的角度，2022 年风电行业均面临较大压力，但站在当前的时间节点，我们认为行业最艰难的 时刻已经过去，2023 年景气度有望明显提升。一方面，经过 2021-2022 年的铺垫，2023 年 起全球风电装机将重回上升轨道，其中国内启动速度快于海外；另一方面，随着大型化的持 续推进以及大宗商品价格的回落，当前全球陆上/海上风电的经济性已较为突出，2023 年风 机零部件环节盈利有望迎来修复，风电场开发则有望成为国内风机厂重要的盈利来源。
2.2023年国内装机提速，2024年海外需求接力
2.1.国内：“十四五”后半程装机加速，2023年需求高景气
2.1.1.招标规模预示2023年国内装机高景气
“十四五”后半程国内风电装机亟待提速。我们统计大陆 31 个省份“十四五”新增风电装 机规划超过 300GW（新疆、陕西、重庆三地未分拆风光装机规模，假设风光装机比例为 1:1）， 而 2021-2022 年预计仅完成不到 100GW，进度明显偏慢。因此，为完成规划目标，2023-2025 年国内新增风电装机规模需达到 200GW 以上，对应年均装机规模为 65-70GW，“十四五”后半 程国内风电装机有望加速。
当前国内陆上风电项目经济性突出。自 2020 年陆风国补退出后，国内风电行业大型化降本 的速度持续加快，目前已顺利完成从补贴到平价的过渡。根据西勘院的测算，2021 年国内陆 上风电初始装机成本处于 5.1-7.1 元/W 的区间。考虑到 2022 年国内风机招标价格进一步大 幅下降，预计目前三北平地风电初始成本可低至 5 元/W 以下，在不考虑配套储能成本的前提 下，我们测算当前陆上风电项目的资本金 IRR 超过 11%，在考虑 20%/2h 的储能配置要求后（假 设配套储能完全无收益），项目的 IRR 仍可达到 7.5%。因此，我们认为当前国内陆上风电项 目的经济性已经较为突出，投资业主的积极性无须忧虑。
国内海上风电平价进程快于预期。2020-2021 年国内海风抢装期间无论是设备供应还是施工 资源均较为紧张，根据水规总院的统计 2021 年国内海上风电单位造价高达 18.5-23.5 元/W， 因此此前市场普遍预期国补退出后国内海风仍需一段较长时间的平价过渡期。但随着海风机 型的快速升级以及抢装结束后施工成本的大幅下行，目前国内海风初始投资成本已有大幅下 行，2022 年广东平价海风项目的 EPC 招标价格基本落在 12-15 元/W 的区间，江苏、浙江、 山东则为 9-12 元/W。在单位投资成本 12.5 元/W、年发电 3000 小时、上网电价 0.40 元/kWh 的假设下，我们测算国内海风项目资本金 IRR 接近 7%，已具备平价条件（短期内平价海风项 目配储要求较低）。
2022 年国内风机招标规模可观，2023 年有望迎来集中交付。综上，我们认为在“双碳”目 标以及项目自身经济性的驱使下，国内风电行业已步入成长新周期。复盘过去十年国内风机 招标规模以及新增装机规模的变化趋势，可以发现风机招标量可作为新增装机的前置指标， 前一年的高招标量通常预示着下一年的高装机规模。而根据金风科技的统计，2022 年前三季 度国内风机公开招标规模已达到 76GW，预计全年将接近百 GW 量级，因此我们对于 2023 年国 内风电装机持乐观态度，随着疫情、供应链问题的逐步缓解，此前延期的项目将重新启动， 预计 2023 年国内新增风电装机规模有望达到 80GW，同比增长超过 60%。
2.1.2.海上风电将为国内风电装机贡献重要增量
国内沿海省份积极推动海上风电发展，“十四五”新增海风并网规划接近 60GW。对于用电负 荷较高、陆上风光资源相对匮乏的东部沿海省份而言，发展海上风电是实现双碳目标的重要 途径，2021 年以来各省相继发布海风发展规划，十四五期间目标新增装机规模接近 60GW。若考虑各省公布的中长期装机规划目标，我们预计“十四五”期间国内海上风电实际开工建 设规模将远超于此。
考虑潜在的消纳问题后，国内海上风电装机确定性高于陆上风电。“十四五”期 间国内陆上风电将集中在三北等大型清洁能源基地，客观上与电力需求端存在较远的距离， 后续消纳问题可能成为限制装机的潜在瓶颈，需要特高压输电线路、调峰火电、储能等配套 设施进行保障。相较而言，广东、江苏、山东、浙江等沿海用电大省自身均有较大的发用电 量缺口，因此海上风电短期内基本无需考虑消纳问题。同时，对于沿海经济发达地区而言， 支持海风发展的财政手段也更为丰富，目前广东、山东、浙江、上海已经明确给予符合条件 的海风项目一定程度的补贴。
国内平价海风项目快速推进，2023 年并网规模有望超过 10GW。此前国内海风项目的开发建 设周期一般为 2-3 年，而在投资业主与地方政府的积极推动下，2022 年以来国内平价海风项 目的推进速度大幅提升，部分项目甚至实现了当年规划、当年核准、当年开工、当年并网发 电的“奇迹”。根据我们的不完全统计，目前已有超过 18GW 的平价海风项目进行了风机招标 （不包括框架性集采），其中 5GW 左右的项目已在 2022 年完成风机交付（部分项目能源局并 网口径或有所延后）。虽然个别项目由于军事、用海审批、安全事故等原因进度略有推迟， 但从已完成招标及待招标项目的规模来看，我们预计 2023 年国内海风装机规模将超过 10GW， 较 2022 年实现翻倍以上增长。
2.1.3.分散式风电及老旧风场改造潜在装机空间可观
分散式场景有望成为国内风电装机的重要补充。目前国内风电装机形式主要为大型集中式风 电场，截至 2021 年底全国分散式风电的累计装机规模仅为 10GW，占比不到 3%，其中大部分 来自 2021 年补贴退出前的集中抢装。《“十四五”可再生能源发展规划》提出积极推进风电 分布式就近开发，创新风电投资建设模式和土地利用机制，实施“千乡万村驭风行动”，以 县域为单位大力推动乡村风电建设，推动 100 个左右的县、10000 个左右的新行政村乡村风电开发。此前较为繁琐的审批手续是限制国内分散式风电发展的重要原因，随着乡村清洁能 源建设的深入以及项目审批流程的优化，未来分散式风电有望成为国内风电装机的重要补充。
老旧风场的改造需求逐渐显现。2021 年底国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》 征求意见稿，鼓励并网运行超 15 年的风电场开展改造升级和退役，而 2006-2010 年间国内 新增风电装机规模超过 40GW，“十四五”开始这部分机组将逐步进入运行周期的中后段，潜 在改造需求可观。长期来看，目前国内 2MW 以下的存量机组超过 100GW，且大多位于风电资 源丰富的地区，后续“以大换小”有望成为提升存量风电场运营效率的重要手段。
综上所述，我们认为 2021-2022 年为国内风电行业的蓄力调整期，2023 年起装机规模有望明 显提升。结合各省公布的风光装机目标，我们预计 2025 年国内新增风电装机规模有望突破 90GW，对应 2023-2025 年平均复合增速接近 25%。其中，海上风电将成为重要的结构性增量， 2025 年装机规模有望达到 20GW，2023-2025 年年均增长近 60%，占比则由 2022 年的 10%左右 提升至 20%以上。
2.2.海外：2023年装机仍受一定压制，2024年起需求有望复苏
2.2.1.欧美能源转型加速，新兴市场方兴未艾
当前陆上风电为全球范围内度电成本最低的可再生能源发电形式，未来发展空间广阔。根据 国际可再生能源署（IRENA）的测算，2010-2021 年间全球陆上风电的平均度电成本由 0.102 美元/kWh 下降至 0.033 美元/kWh，虽然下降幅度不及光伏，但仍为当前成本最低的可再生能 源发电形式。与此同时，海风的度电成本在过去十年中亦有明显降低，目前已达到与化石能 源基本相当的水平。因此，从经济性的角度出发，我们认为全球风电行业已步入可持续成长 的平价时代。
近年来海外风电市场整体趋势向上。海外风电市场起步较早，但经过 21 世纪头十年的快速 成长后，2010-2019 年海外新增风电装机规模始终在 20-35GW 的区间内震荡，成长性并不突 出。而随着全球碳中和目标的逐渐明确，2020 年后海外风电市场已迎来新一轮发展机遇，2020 年装机规模首次突破 40GW，2021 年则达到 46GW，增速较此前明显抬升。
俄乌冲突加速欧洲能源转型进程，风电装机中枢有望大幅上移。2022 年俄乌冲突加剧导致欧 洲能源价格大幅上行，欧洲能源转型脚步进一步加快，欧盟委员会于 2022 年 3 月 8 日发布 旨在加强欧盟能源安全与可持续性的 REPower EU 行动方案，计划在 2030 年前部署 480GW 风 电与 420GW 光伏装机。2022 年 5 月，欧盟进一步将 2030 年可再生能源占比由原 Fit for 55 计划的 40%提升至 45%，2030 年可再生能源装机规模则由 1067GW 上修至 1236GW。从经济性 的角度出发，欧洲天然气与电力价格的上行亦为可再生能源留下了更大的发展空间，根据 LevelTen Energy 的统计，2022Q3 欧洲风电项目的 PPA 电价指数达到 78.5 欧元/MWh，较 2021 年初水平提升超过 60%。
IRA 政策明确未来十年高额度补贴，美国风电行业有望步入平稳发展期。从历史上看，美国 风电装机具有较强的周期性，补贴政策的不稳定是重要原因，自 1992 年针对风电的生产税 收抵免（PTC）首次提出后，相关的补贴政策已有多次“到期-延期”的过程，导致美国风电 行业出现了多轮抢装。2015 年底美国政府将风电 PTC 延期五年，2020 年底后开工的风电项 目将无法享受 PTC（后由于疫情原因延期至 2021 年底），因此大量项目集中在 2020 年开启建 设，此前市场普遍预期 PTC 退出后美国风电装机将面临较大压力。而 2022 年 8 月正式生效 的《通胀削减法案》（IRA）明确 2032 年前满足条件的美国风电项目均可享受 2.6 美分/kWh 的 PTC 或 30%的 ITC 补贴，无论是政策延续的长度还是补贴的额度均较此前大幅提升，我们 预计稳定的补贴政策将助力美国风电行业进入平稳快速的新发展期。
新兴风电市场潜力巨大，未来有望贡献重要增量。长期以来中国、欧洲、美国在全球新增风 电装机中的占比超过 80%，随着风电成本的进一步降低以及各地区清洁能源转型的脚步进一 步加快，未来风电有望在更多地区得到大规模应用。整体上看，近年来日韩、澳洲、拉美、 东南亚等地区均加快了风电装机的部署速度，2021 年中美欧以外地区新增风电装机规模超过 15GW，达到历史最高水平，未来新兴风电市场有望贡献更多增量。
海上风电将成为海外地区的重点发展方向。考虑到海外发达地区电力负荷同样主要集中在沿 海地区，且陆上可开发土地资源相对紧张，因此海上风电成为了当前许多海外地区的发展重 点。截至 2021 年底海外地区海上风电累计装机规模不到 30GW，而根据我们不完全统计 2030 年欧盟、英国、美国、日韩、澳洲、越南、印度等地区海上风电装机规划已达到 200GW 左右， 未来海外海风装机有望迎来成倍增长。
2.2.2.供应链扰动导致2023年海外风电装机仍受一定压制
海外风电项目开发周期相对较长，从规划到落地需要一定时间。我们对于海外风 电的长期发展空间持乐观态度，但同时也需考虑到风电项目的开发有其客观规律，从纸面上 的规划数字落实到最后的实际装机绝非一日之功。尤其是对于欧美等发达地区，用地用海、 环保、供应链等方面的限制相对较多，大型风电项目（尤其是海上项目）的开发建设流程往 往长达数年。以英国为例，2015 年起共进行了四轮可再生能源差价合约（CfD）拍卖，累计 共有 16 个海上风电项目入选，总容量达 16.8GW，但项目从完成拍卖到最终全部并网基本需 要 4-5 年，2023 年预计并网的项目基本上来自 2017 年的拍卖。因此，虽然 2021 年海外完成 竞标的风电项目规模已有明显提升，但大多对应 2024 年之后的装机，短期内实际落地的项 目规模可能并不会有明显跃升。
2023 年海外风电行业供应链问题有望缓解，但仍对装机存在一定影响。2022 年 海外能源、大宗商品价格的飙升对风电供应链造成了极大扰动，导致大量项目延期，随着近 期大宗、海运价格的调整，我们预计 2023 年供应端的扰动将有所缓解，但负面影响仍然难 以完全消除。从海外风机价格的变化趋势来看，2022 年前三季度海外风机厂商新签订单的均 价较 2021 年普遍上涨 15%以上，额外增加的装机成本或让部分项目业主继续保持观望态度。以美国为例，根据美国清洁能源协会（ACP）的统计，截至 2022Q3 美国延期的风电项目规模 达到 8.4GW，较 2021 年底增加一倍以上。
2023 年海外新增风电装机前低后高，2024 年起有望明显加速。综上所述，我们认为 2023 年 很难成为海外风电装机的大年，2022 年前三季度 Vestas/SGRE/GE 三大头部风机厂商的新签 订单规模分别同比下滑 37%/33%/49%，2023 年交付规模难言乐观。但从更长的时间维度来看， 我们认为随着供应链状况的持续改善，2023 年下半年开始海外风电行业景气度有望逐步提升， 2024 年之后装机或将明显加速。
2.2.3.海外本土产能存在瓶颈，国内厂商迎来出海机遇
海外本土风电产能相对有限，或成为未来限制风电装机的瓶颈。从需求端来看，我们认为海 外风电发展的空间已经充分打开，但与此同时供给端的瓶颈或将长期存在，尤其是对于需求 增速更快、供应链要求更高的海上风电领域。即便是海风产业链发展最为成熟的欧洲，目前 本土海上风机、桩基、海缆等环节的产能已经较为紧张，部分头部厂商的订单甚至已经排到 2025 年之后，而对于此前海风发展相对较慢的美国、日韩、澳洲等地区，供应链保障问题或 将更为突出。
国内风电产业链在供应稳定性以及成本上均有明显优势，未来潜在出海空间巨大。从现有产 能及未来规划来看，欧美本土风电产业链难以支撑其宏大的装机规划，而国内厂商可作为填 补供需缺口的重要补充。此外，无论是在扩产的速度和幅度、供应的稳定性还是制造成本上， 国内风电产业链均具备明显优势，尤其是在供应链动荡加剧的 2021-2022 年，海内外风电产 业链之间的成本差距正进一步扩大。以风机环节为例，2021 年起海外风机厂商价格明显调升， 但盈利能力仍然大幅下滑，而国内厂商在风机价格快速下降的背景下仍然保持了较好的盈利 水平，塔筒/桩基环节的情况也较为类似。
虽然目前欧美均提出了重振本土制造的目标，并 采取关税、反倾销等各种形式的贸易壁垒对国内厂商加以限制，但从自身竞争力和供需缺口 的角度来看，我们认为未来国内厂商未来的出海空间仍然值得期待。综上，我们认为在经历 2022-2023 年短期的动荡后，2024 年起海外风电装机将重新迎来快速 发展，届时国内风电产业链也将迎来难得的出海机遇，未来行业有望实现“海外风电市场扩 大+海外市场份额提升”的共振。
3.产业链：海风产业链成长属性更强，2023年零部件回归强势地位
3.1.风机大型化是行业长期的发展方向
大型化是风电降本的主要途径，进入平价时代后国内风机大型化进程明显加速。此前国内风 电补贴退坡节奏相对平缓，产业链并无太强降本诉求，风机大型化进程较为缓慢，根据 CWEA 统计，2020 年陆风补贴最后一年国内新增陆上风机功率约为 2.6MW，仅相当于德国 2013 年 水平，2021 年海风补贴最后一年国内新增海上风机功率约为 5.6MW，相当于欧洲 2017 年水 平。随着平价时代的到来，近年来国内风机大型化的进程明显加速，CWEA 统计 2021 年国内 新增陆上风机平价功率大幅提升至 3.1MW，2022 年主流陆上机型则进一步由 4MW+提升至 5-6MW，2022 年平价海风项目的主流机型为 7-8MW，2023 年进一步提升至 10MW+。
对于风电产业链而言，大型化既是挑战也是机遇。一方面，大型化将带动风电成本持续下降， 从而有效刺激下游装机需求；另一方面，大型化意味着单瓦装机对应的风机及零部件价值量 显著摊薄，行业呈现出较强的“通缩”属性。因此，我们认为在大型化的趋势下，风电行业 整体的市场规模或将保持基本稳定，“量增价减”将是未来的主旋律。而对于产业链各环节 而言，大型化将进一步提升行业门槛，充分顺应大型化趋势的厂商有望实现市场份额的持续 提升。从投资的角度，我们建议重点关注以下几条主线：1）成长属性更强的海风产业链；2） 市占率持续提升，盈利有望修复的头部零部件厂商；3）具备核心竞争优势，利润来源逐步 拓宽的优质风机厂商。
3.2.海风产业链：成长属性更强，区位布局为核心竞争要素
海上风电发展空间更为广阔，成长属性更强。根据 GWEC 的统计，截至 2021 年底全球累计海 上风电装机容量约为 57GW，在全球风电装机中的占比仅为 6.8%，虽较 2020 年不到 5%的水平 明显提升，但整体上仍处于较低水平。从环保、用地、消纳等角度出发，目前 无论是国内还是海外均将海上风电作为重点发展的方向，我们预计未来海上风电的装机占比 有望持续提升，海风产业链具备更强的长期成长属性。
海缆与基础在海上风电初始投资成本中占据重要比例，充分受益海风装机放量。相较于陆上 风电，海上风电的增量投资主要体现在海缆、基础以及更高的安装成本，一般而言海上风电 初始投资成本中风机及塔筒的占比大概为 30%-40%（陆上风电一般达到 60%-70%），海缆占比 为 10%左右，基础占比约 10%-15%（包括海上升压站），安装工程（基础安装、风机吊装、海 缆敷设）则为 20%左右。因此，海上风电装机的放量将带动海缆、基础等配套环节的需求快 速增长。
随着海上风电逐步走向深远海，海缆、桩基环节的单位价值量有望保持基本稳定。就海上风 电而言，“风机功率提升”与“风电场离岸距离提升”是两个最为重要的发展趋势，前者主 攻“降本”（降低单瓦初始投资成本），而后者意在“增效”（提升发电小时数）。以海风发展 较早的欧洲为例，2012 年前海上风电场的离岸距离基本在 50km 以内，平均水深不超过 20m， 而近年来已有大量海上风电场的离岸距离达到 50km 甚至 100km 以上，平均水深亦逐步提升 至 30m-60m。因此对于海缆和桩基环节而言，海上风电场离岸距离与水深的提升将有效对冲 风机大型化带来的摊薄效应，从而使两者成为风电产业链中少数能够保持单位价值量基本稳 定的环节。
海风产业链竞争格局相对稳定，项目经验与区位布局是核心竞争要素。一方面，海上风电的 安装与运维成本显著高于陆上风电，投资业主与 EPC 承包商通常更倾向于项目经验更多、产 品性能更有保障的设备供应商，以降低故障概率以及维护成本；另一方面，目前海上风电的 装机区域相对集中（主要为欧洲与中国），同时叶片、海缆、桩基等大型零部件的运输难度 普遍较大，离风电场距离更近的当地化厂商具有明显的区位优势。因此，与陆上风电相比， 长期以来海风产业链的竞争格局始终保持稳定且更为集中，2021 年底全球海上风机累计装机 规模的 CR1/CR3/CR5 分别达到 34%/64%/82%，明显高于陆上风电的 18%/42%/59%，近年来海 内外海缆、桩基环节的市场参与者及份额也基本保持稳定，欧洲 2013-2020 年间海风基础、 送出海缆市场的 CR3 高达 74%/92%。
3.2.1.海缆：国内一线厂商壁垒深厚，二线厂商承接外溢订单
国内海缆市场格局清晰，三大头部厂商优势明显。海缆（尤其是送出缆）在海风项目中承担 着输送电能的重要作用，因此项目业主对于海缆供应商的选择通常较为慎重，起步较早、工 艺领先、项目经验丰富的头部厂商具备明显的先发优势。长期以来国内海缆市场的竞争格局 较为稳定，中天、亨通、东方三家一线海缆厂商占据绝大多数市场份额，汉缆、宝胜、万达 等二线海缆厂商与一线厂商之间的差距较为明显。
随着国内海风项目朝高压、直流方向进一步升级，短期内一线海缆厂商壁垒仍然深厚。此前 国内海上风电项目的集流/送出海缆主流电压等级一般为 35kV/220kV，而随着海上风电项目 离岸距离的提升，高电压等级（220kV 以上）以及直流海缆有望逐步得到应用，例如广东阳 江的多个平价海风项目均采用了高电压等级送出方案。虽然部分二线海缆厂商已在 220kV 的 送出海缆上实现了从零到一的突破，但对于更高电压等级的方案，目前仅有三家一线厂商具 备实际项目经验，因此我们预计短期内一线厂商的竞争壁垒仍较为深厚。
高壁垒叠加区位优势，目前一线海缆厂商订单饱满，同时有望维持高毛利水平。综合来看， 我们认为进入平价时代后海缆环节较好的竞争格局仍将延续，一线海缆厂商将率先受益国内 海风装机起量，目前中天、亨通、东方三大厂商海缆订单均较为饱满，新产能建设亦稳步推 进。与此同时，虽然抢装结束后国内海风产业链面临较大的降本压力，但头部海缆厂商仍有 望凭借自身的区位优势（率先布局重点海风装机区域）以及产品结构的优化（向高压产品倾 斜）维持较好的盈利能力。
海外订单外溢国内，国内一线海缆厂商出海脚步加快。如前所述，未来海外海上风电市场同 样将保持快速增长，而 Prysmian、NKT、Nexans 等传统海外本土供应商海缆订单已较为饱满 且扩产速度相对较慢，因此国内海缆厂商正迎来出海良机。我们认为国内一线海缆厂商无论 是在技术工艺还是在成本控制上均有一定优势，此前相对匮乏的海外项目经验是主要的制约 因素，2022 年以来国内头部海缆厂商先后斩获多个海外项目订单，后续随着项目经验的积累， 国内厂商在海外市场的拓展有望持续加速。
二线海缆厂商承接一线厂商外溢订单，需求高景气阶段无需过度担忧竞争格局恶化。综上， 虽然近年来国内海缆市场参与者数量有所增加，但整体来看具备高电压等级项目经验以及优 质区位资源的头部厂商产能仍然较为有限，在需求高景气的情况下无需过度担忧行业竞争格 局与盈利能力的恶化。而在一线厂商订单趋于饱和的状态下，部分二线厂商亦将承接部分外 溢订单，2022 年汉缆、宝胜、万达、起帆等厂商均在平价海风项目中有所斩获，未来将同样 受益于海风需求的高景气。
以明阳阳江青洲四项目为例，在 2022 年 2 月公布的海缆中标候 选人中宝胜的报价较东方电缆低 10%以上，但最终东方电缆仍然获得了两个标段的全部份额， 充分体现了一线厂商的综合竞争优势；而最终该项目因多种因素由 2022 年延期至 2023 年交 付，出于整体生产统筹计划的考虑，2022 年底东方电缆与开发商友好协商将部分订单重新释 放，充分体现了 2023 年一线海缆厂商排产端的饱满以及由此导致的订单外溢。
3.2.2.桩基：头部厂商“跑马圈地”脚步加快
2023 年国内海风桩基厂商出货量及盈利有望强势反弹。随着 2021 年抢装结束后国内海风装 机步入短暂“真空期”，2022 年国内海风基础需求大幅下滑，加工费与单吨盈利亦持续承压， 2022 年行业遭遇“量利双杀”。如前所述，我们预计 2023 年国内海风装机将重回高速增长， 而基础作为海风项目建设中的前端环节有望率先起量，相关公司业绩有望触底反弹。
区位布局为核心竞争要素，国内头部桩基厂商积极“跑马圈地”。相较于海缆，桩基的产品 同质化程度相对较高，在满足性能要求的前提下，价格与交付能力是项目业主与施工方主要 的考量因素。因此，海风桩基厂商的区位布局是决定其竞争力的核心要素，当地化的产能布 局一方面能够有效降低运输成本，另一方面也能与政府、投资业主形成更强的绑定关系，从 而在订单获取上占据优势。考虑到优质的区位资源（码头、场地、政府关系等）具有一定的 排他性，因此我们认为率先完成“跑马圈地”的桩基厂商将具备明显优势，目前各家上市公 司均加快了产能布局的速度。
国内海风桩基厂商加速开拓海外市场，头部厂商已取得较大突破。虽然欧盟于 2021 年底对 进口自中国的钢制风塔作出反倾销终裁裁决，但即便考虑 7.2%-19.2%的反倾销关税后（暂不 涉及海风桩基），我们预计国内厂商仍具有一定的价格优势。2022 年大金重工已公告中标多 个海外海风项目订单，充分印证了国内头部厂商在全球范围内的竞争力，与此同时天顺德国 海工基地建设亦处于稳步推进状态，后续同样有望充分受益欧美海风建设加速。
3.3.风机：国内市场竞争激烈，风场开发与海外市场有望贡献更多盈利
2020-2021 年抢装潮期间国内风机市场集中度有所分散。在中国风电行业十余年来的发展历 程中，风机厂商已经历了多轮整合出清，活跃风机厂商的数量由最初的二十余家减少到目前 的十家以内，前十风机厂商的合计份额则由 2013 年的 80%以下提升至 2021 年的 95%左右。但是在前十风机厂商内部，行业的格局却始终未能固定，尤其是在 2020-2021 年陆上/海上 风电抢装期间，由于头部风机厂商订单与产能较为饱和，二线厂商抓住机会实现了吊装量与 市场份额的快速提升，短期内行业格局趋于分散。
“内卷”加剧导致国内风机价格持续下行，2023 年风机厂商盈利能力有所承压。根据金风科 技的统计，2020 年陆风抢装结束后国内风机月度公开投标均价由 3000 元/kW 以上一路下行 至 2000 元/kW 以下，除了大型化带来的降本效应以外，风机厂商之间的激烈竞争也是导致价 格持续下滑的重要原因。2022 年风机厂商交付的订单中仍有较大比例为 2021 年签订的价格 相对较高的订单，因此毛利率仍可维持较好水平，但随着 2022 年中标的低价订单逐步进入 交付期，2023 年风机毛利率水平或将面临一定压力。
风机厂商积极向下游延伸，未来风电场开发有
望成为重要利润来源。风机价格的下行某种程 度上意味着上游设备供应商向下游项目运营商让利，目前国内风机厂商正加速向下游风电场 开发环节延伸。一方面，目前国内风电项目的 IRR 水平已较为可观，无论是自持还是转让均 可带来丰厚收益；另一方面，地方政府在大型风电项目的竞配过程中往往会把配套产业作为 重要的评价指标，风机厂商可通过产能投资实现当地项目资源的获取，“投资换资源、资源 换订单”已成为当前行业的普遍现象。因此，对于风机厂商而言，未来风电场开发带来的收 益将有效弥补风机设备毛利率水平的下滑，以起步较早的金风和明阳为例，近年来发电收入 与风电场转让带来的投资收益已成为公司整体利润中的重要组成部分。
海上风机和海外市场将成为国内风机厂商寻求突破的重要方向。在国内陆上风机竞争激烈、 盈利承压的背景下，门槛更高、利润空间更大的海上风电与海外市场正成为国内风机厂商重 点布局的方向。此前国内海上风电市场参与者相对较少，截至 2021 年底仅有六家风机厂累 计装机超过 1GW，其中电气风电、明阳智能两家厂商累计装机份额合计超过 50%，而据我们 不完全统计目前已有 7 家国内风机厂商拿到了平价海风项目的订单，合计规模接近 18GW，其 中明阳智能凭借在广东省内的优势占据 1/3 以上份额。
海外市场方面，2020 年前国内风机厂 商在技术与产品上与 Vestas、Siemens Gamesa、GE 等海外风机龙头存在一定差距，出口规 模相对较小，而随着国内风机大型化的快速推进，国内厂商已逐步实现了对海外风机巨头的 赶超。尤其是在海外风机厂商受困于供应链扰动的情况下，我们看好海外市场将成为国内主 机厂突破“内卷”的重要方向，尤其是在亚太、拉美、非洲等对价格更为敏感的新兴市场， 国内厂商在成本与交付能力上的优势将更为凸显。根据 CWEA 的统计，截至 2021 年底国内累 计风机出口规模尚不到 10GW，而 2022 年以来金风、远景、明阳等国内头部厂商已斩获多个 海外市场大单，国内风机厂商出海脚步明显加快。
3.4.风机零部件：大型化提升行业门槛，2023年盈利有望修复
3.4.1.长期趋势：大型化摊薄单位用量但同时提升行业门槛，零部件市场朝头部集中
风机大型化对单瓦零部件用量有明显的摊薄作用。如前所述，风机大型化是风电行业降本增 效的主要途径，随着风机功率的提升，单瓦装机对应的零部件用量将持续减少。以三一重能 的陆上双馈机型为例，根据招股说明书中的披露，2.5MW 机型的机舱重量约为 86 吨，而 5.0MW 机型的机舱重量约为 115 吨，在单机功率提升一倍的情况下机舱重量仅提升了约 1/3，对应 单兆瓦的机舱重量下降超过 30%。海上风机的发展趋势也较为类似，明阳 11MW 海上半直驱机 型的单兆瓦机舱重量约为 33 吨，较 5.5MW 半直驱机型下降超过 20%。
未来零部件环节整体市场规模增长或相对有限，但行业门槛提升，市场格局有望持续优化。考虑到当前无论是陆上机型还是海上机型的大型化进程都远未结束，我们认为未来单瓦装机 对应的平均零部件用量将继续下降，因此虽然 2023 年起全球风电装机将保持平稳较快增长， 但考虑单瓦用量的摊薄后零部件环节整体的市场规模增速或将相对有限。与此同时，随着风 机单机功率的增加，零部件的尺寸与性能要求也将同步提升，行业整体门槛有望变高，市场 有望向竞争优势更强的头部厂商集中。我们测算 2021 年国内叶片/陆上塔筒/铸件/主轴/轴 承环节龙头上市公司的全球市占率分别为 12%/12%/18%/26%/6%，均存在进一步提升的空间。
综上，对于风机零部件环节，站在中长期的角度我们建议更加关注供给侧的变化，只有具备 提升市场份额能力的厂商才能实现超越行业的成长。具体而言，不同环节的核心竞争要素存 在差异，头部厂商提升市场份额的方式也有所不同，我们简单总结如下。1） 产能布局：对于塔筒、叶片等运输半径较短的零部件，生产基地的区位是决定竞争力的 重要因素，整体来看规模实力领先的头部厂商在产能布局上更具优势。2） 成本控制与资金体量：对于铸件等同质化程度较高的零部件而言，成本与资金是核心竞 争要素，仅有少数成本控制优秀、规模体量领先的头部厂商具备扩张的能力与意愿。
3） 进口替代：对于主轴轴承、齿轮箱轴承等国产化比例仍然较低的环节而言，部分优秀的 国内厂商可凭借更低的成本与更好的交付能力抢占外资厂商的份额。4） 海外拓展：长期以来海外风机零部件厂商产能扩张速度较慢，国内零部件厂商有望在海 外风机客户中占据更多份额，例如铸件、制动器、定转子等环节。5） 技术迭代：对于某些存在技术迭代的环节而言，在新技术上布局较早的厂商有望实现市 场份额的快速提升，例如铸造主轴替代锻造主轴、滑动轴承替代滚动轴承等。
3.4.1.短期展望：交付规模提升叠加原材料价格回落，2023年零部件盈利空间有望修复
2021-2022 年风机交付规模偏低导致零部件厂商议价空间收缩，2023 年供需形势有望反转。回顾过去几轮风电行业的发展周期，不难发现零部件与主机厂的盈利能力通常呈现此消彼长 的特点，在抢装带来的上行周期中（例如 2014-2015 年以及 2019-2020 年）零部件厂商通常 更为强势，毛利率呈上行趋势，而在抢装结束后的下行周期中（例如 2017-2018 年以及 2021-2022 年），风机厂则往往重拾强势地位，零部件厂商的毛利率有所承压。展望 2023 年， 我们预计国内风电装机将重回上行周期，主机厂交付规模的大幅提升将使得供应链的保障更 为重要，零部件厂商的议价能力有望回升。
2022 年下半年起原材料成本下降明显，2023 年风机零部件厂商盈利能力有望修复。除了价 格端面临主机厂的较大压力以外，2021 年起钢材、树脂等原材料价格的持续上涨也是压制风 机零部件厂商盈利能力的重要因素。2022 年下半年以来，各类大宗原材料价格已有明显回落， 因此我们预计 2023 年风机零部件厂商成本端的压力也将有所减轻，整体盈利能力有望得到 一定修复。
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