2023年风电行业策略：海内外迎来需求共振，风电装机增长可期

（报告出品方/作者：华西证券，杨睿，罗静茹）

1.变革：摆脱周期性特征，大型化驱动降本

中国作为全球气候环境治理的参与者、贡献者和引领者，不断推动我国能源结 构转型。采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达 到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和”；非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年增 加 60 亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。”我们认为， 可再生能源是助力我国实现能源结构转型的重要抓手，在“碳达峰、碳中和”的目标 下，风电将成为未来能源增量的主体之一。

历经十余年发展，中国风电领跑全球。自 2009 年《国家发展改革委关于完善风 力发电上网电价政策的通知》明确按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网 电价，我国风电行业在国家补贴支持下快速发展了十余载。根据国家能源局统计，截 至 2021 年底，我国风电累计并网装机已达 328.5GW，成为全球风电累计装机量最高 的国家。

1.1、国补落幕，风电行业有望摆脱周期性特点

通过复盘风电历史装机的三次峰值，我们发现补贴政策以及消纳水平是导致过去 风电装机波动的核心因素：2010 年：2009 年标志着我国风电迈入补贴时代的《国家发展改革委关于完善 风力发电上网电价政策的通知》发布，其中明确风电电价按照全国四类风能 资源区制定相应的风电标杆上网电价。在补贴刺激下，根据 CWEA 统计，2010 年新增装机量达到 18.9GW，同比增长 37.1%，为第一阶段性峰值。2011-2014 年：2011-2012 年弃风率快速上行至 16.2%及 17.1%，2011 年国内 风电新增装机量出现下滑。

2015 年 1 月 1 日以后核准的陆上风电 项目，及 2015 年 1 月 1 日前核准但于 2016 年 1 月 1 日以后投运的陆上风电 项目，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区标杆上网电价每千瓦时下调 0.02 元。为享受更 高的上网电价，2015 年出现陆上风电抢装潮，根据 CWEA 统计，2015 年我国 风电新增装机量达到 30.75GW，同比增长 32.5%，为第二阶段性峰值。2016-2019 年：2016 年弃风率再度抬头，与此同时国家能源局发布全国风电 投资监测预警体系限制部分地区风电开发建设规模，从而导致 2016 年国内新 增装机量再次回落。

2020 年：2019 年国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》提 出，2018 年底之前核准且 2020 年底前仍未完成并网的陆上风电项目，国家不 再补贴；2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核准、2021 年底前仍未完成并网的 陆上风电项目，国家不再补贴；自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电 项目全面实现平价上网，国家不再补贴。2020 年受抢装影响，新增装机量再 次创出历史新高，为第三阶段性峰值。我们认为，目前风电行业投资逻辑已经发生变化：此前国补+消纳因素驱动行业 呈现周期性波动，如今国补全面退出，消纳持续改善，成本下探带来的收益率提升 是后续风电成长的核心内驱力。

1.2、大型化带来成本下降，收益率驱动行业内生性增长

大型化驱动单 MW 成本下降，契合风电降本增效主旋律：①大型化可以有效摊薄 单位风机材料成本。根据明阳智能官网披露的产品信息，当风机单机容量从 5.5MW提 升至 8.3MW，其叶片、叶轮、机舱合计总重量分别为 84.91kg/kW 以及 59.16kg/kW， 降幅高达 30.3%；②风机点位减少，安装建设成本下降。风机单机容量增大后导致同 规模风场内风机安装数量减少，有效降低风电场道路、线路、基础、塔架等建设成本。 根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》测算，在 100MW 的风电场内，风电机组单 机容量由 2MW 增加至 4.5MW，其静态投资额由 6449 元/千万下降至 5517 元/千万，降 幅高达 14.5%，全投资 IRR 由 9.28%增长至 11.68%，LCOE 由 0.3451 元/千瓦时下降至 0.2983 元/千瓦时。

陆风海风主机价格下挫，刺激运营商投资热情。主机是风电项目建设成本占比 最大的环节，大型化降本叠加竞争加剧，风电主机中标均价持续下降。根据我们不完 全统计，2022 年 1 月陆上风电含塔筒及不含塔筒主机中标均价分别为 2350.4 元 /2050.1 元，2022 年 12 月含塔筒及不含塔筒主机中标均价分别为 2162.9/1828.8 元/kW，降幅分别达到 7.98%/10.80%；2022 年 1 月及 12 月海上风电含塔筒主机中标均 价分别为 4031.9 元/kW 以及 3714.2 元/kW，降幅达 7.88%。目前陆上风电已实现全面 平价，陆风主机成本持续下探增厚电站运营商利润，同时海上风电主机价格下降也将 推动海风大规模平价进程加快，运营商投资热情增强。

1.3、22年招标规模高速增长，有效支撑后续装机需求

2022 年风电招标规模增长明显。根据我们不完全统计，截至 12 月 31 日，2022 年风电主机招标规模累计达到 95.35GW（不含中国电建集中招标以及国电投招标框 架），明显超 21 年全年水平，支撑 2023 年装机规模增长；细分来看，陆上风电招标 规模 83.64GW（不含中国电建 15GW 集中采购），海上风电招标规模 11.71GW（不含国 电投 10.5GW 海上风电招标框架及中国电建 1GW 集中招标）。

2.需求：国内+海外风电市场有望迎来需求共振

2.1、国内：陆海并驾齐驱，助力能源转型

2.1.1、锚定碳达峰碳中和，大基地+分散式风电开启陆风平价新周期

风光大基地是我国风电装机的重要组成部分，第三批大基地项目审查正加速推 进。根据每日风电报道，2022 年年初，国家发改委、国家能源局发布的《以沙漠、 戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》提出，到 2030 年规划建 设风光基地总装机约 455GW，其中“十四五”和“十五五”时期规划建设风光基地总 装机约 200GW 和 255GW。根据国家能源局《数读 2022 年能源成绩单》，第一批大型风 电光伏基地 9705 万千瓦已全部开工，第二批、第三批基地项目陆续推进。大基地项 目依托我国沙漠、戈壁、荒漠地区良好的风光资源，通过就地消纳+外送通道相结合， 实现高效规模化开发，大型风电基地将成为“十四五”及“十五五”风电装机的重要 组成部分。

我国分散式风电具备可观发展潜力。我国中东南部地区位处负荷中心，用电需 求量大，伴随着风机技术创新，低风速的中东南部区域（5-6m/s）也具备较大的风电 开发潜力。据中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩测算，“全国 69 万个行政 村，假如其中有 10 万个，每个村庄在田间地头、村前屋后、乡间路等零散土地上找 出 200 平方米用于安装 2 台 5 兆瓦风电机组，全国就可实现 10 亿千瓦的风电装机。”

备案制简化审批流程，分散式风电迎来发展契机。中国工程院院士黄震曾提出， 我国风电“审批周期长、手续程序复杂”，“建议简化项目合规性手续办理时间，尽快 推行项目备案制。由当地政府对分散式风电的区域发展规划背书、针对性出台专项审 批管理办法，最大限度减化或合并合规手续办理，减少审批流程 ”。 2022 年 8 月 12 日，张家口市行政审批局发布的《关于风电项目由核准制调整为 备案制的公告》宣布：“自2022年9月1日起，将风电项目由核准制调整为备案制”。 我们认为，张家口市全国首个落地风电备案制的地区，为后续其他省市落实风电项目 备案制起到了良好的示范作用；同时，备案制政策将简化分散式风电的审批手续，分 散式风电有望迎来发展契机。

2.1.2、海上风电静待平价，省补+地方规划双轮驱动

伴随风电产业持续完善，部分地区已经实现平价。由于各省地势条件及风力资 源不同，各地区海风造价有所差异。根据中国电建华东勘探设计院测算，2021 年福 建、广东等资源较好和煤电标杆价较高的省份已具备平价建设条件，而北方地区，如 辽宁、天津、河北、广西等地距平价仍有 0.025-0.095 元/kwh 不等的差距，产业链 协同降本将助力海风大规模实现平价。

沿海各省市中长期规划陆续出台，海上风电增长可期。根据不完全统计，预计 沿海各省市“十四五”海上风电新增装机量超 55GW，其中广东省规划量最高，预期 “十四五”期间将新增 17GW 海上风电；江苏“十四五”规划 9.09GW，叠加新启动的 “十三五”未核准结转项目2.65GW，预计江苏将新增11.74GW海上风电。长期来看， 目前沿海各省市积极推动海上风电基地建设，福建漳州（50GW），江苏盐城（33GW）， 广东汕头（60GW）、唐山（13GW）、广东潮州（43.3GW）先后出台海风发展规划，累计 规划量近 200GW，国内海上风电具备长足的发展空间。

站在当前时点，我们认为，随着风机价格持续下探，陆上风电已经颇具经济效益， 风光大基地+分散式项目将驱动陆上风电装机规模提升，叠加各地方政策大力支持海 上风电，国内风电行业已经处于新一轮成长周期的起点。 招标规模有力支撑 23 年装机规模。通常陆上风电建设周期为半年至 1 年，海上 风电建设周期约为 2 年（近年来有所加快，山东部分海风项目实现当年开工当年并 网），由此推算当年的风电招标量可以反应次年大部分的装机需求。21、22 年风电招 标规模持续提升，分别实现 54.1GW、95.4GW（2022 年数据为我们的不完全统计，截 止到 2022 年 12 月 31 日），支撑后续装机规模。考虑并网时间以及 22 年建设情况不 及预期影响，我们预计 2023 年风电新增装机规模有望达到 70-75GW，其中陆上风电 装机规模 60-65GW，海上风电装机规模 10-12GW，较 22 年实现明显增长。

2.2、海外：海外海上风电持续扩容，全球海风迎来高景气度

2.2.1、欧洲：海上风电先行者，装机目标持续扩大

根据 WindEurope 统计，截至 2021 年欧洲风电累计装机量为 235.71GW，其中陆上 风电累计装机量 207.38GW，海上风电累计装机容量为 28.33GW；同时 WindEurope 预 测，2026 年欧洲风电累计装机量将达到 341GW，其中海上风电增速远高于陆上风电增 速，2022-2026 年，预计欧洲海上风电新增装机量分别达到 3.5、4.4、4.1、5.4、 10.4GW，复合增速达到 31.29%。 海上规划持续超预期，海上风电装机有望加速。2020 年 11 月，为助力欧盟到 2050 年实现气候中和的目标，欧盟委员会发布《欧盟海上可再生能源战略》（EU Strategy on Offshore Renewable Energy），该战略建议至 2030 年将欧洲的海上风 电容量从目前的 12GW 增加到至少 60GW，到 2050 年增加到 300GW。

2022年，为应对能源短缺问题，欧洲海上风电装机目标不断提升：① 2022 年 5 月 18 日，丹麦、德国、 比利时与荷兰的政府首脑在“北海海上风电峰会”上联合声明，承诺到 2050 年在北 海建设至少 150GW 的海上风电装机容量，为欧洲打造“绿色发电站”；同时 2030 年将 海上风电的装机总量翻两番，至少达到 65GW；②2022 年8月30日，丹麦、瑞典、波 兰、芬兰、爱沙尼亚、拉脱维亚、立陶宛、德国在丹麦首相官邸马林堡召开波罗的海 能源峰会并签署“马林堡宣言”，同意加强能源安全和海上风电合作，计划在 2030 年 将由其掌控的波罗的海地区海上风电装机容量从目前的 2.8GW 提高至 19.6GW，是此 前目标的 7 倍。

2.2.2、美国：沿海各州提升装机目标，海上风电加速发展

美国海上风电尚处于起步状态，根据 GWEC 发布的《2022 全球海上风电报告》 截至 2021 年美国仅有两个海上风电项目在运行，总计 42MW。2022 年，美国能源 部发布的更新版《海上风电战略》提出，2030 年及 2050 年分别实现 30GW、110GW 的海上风电装机量；2022 年 8 月，美国政府通过《2022 年通胀削减法案》（IRA， Inflation Reduction Act），该法案提出拨款 3690 亿美元用于新的清洁能源资 助，其中包括为关键的海上风电制造业提供数十亿美元的税收抵免。根据 BNOW 发 布的《U.S.Offshore Wind Quarterly》，三季度美国沿海各州陆续出台了更为明 确的装机目标，如马萨诸塞州将其 2027 年海上风电装机目标从4GW提升至 5.6GW； 新泽西州宣布将其装机目标从 2035 年的 7.5GW 提升至2040年的11GW；加利福尼 亚州规划 2045 年实现 25GW 漂浮式海上风电的装机目标。

2.2.3、亚洲：韩国、日本、菲律宾均出台了海上风电装机目标

根据 GWEC 发布的《2022 全球海上风电报告》，韩国规划2030年海上风电达到12 GW 的装机目标；日本政府批准了“海上风电产业愿景”，计划2030年海上风电目标 达到10GW，2040 年达到 30-45GW；2022 年 4 月 20 日，菲律宾能源部与世界银行发 布《菲律宾海上风电路线图》，到 2050 年，高增长情况下菲律宾海上风电装机量 有望达到 40.5GW。

我们认为，全球主要国家和地区都在加快能源结构转型，海上风电技术发展成熟、 利用小时数高、不占用土地等特点使得全球各地对其愈加青睐，海上风电规划持续超 预期。目前我国已经建立了相对成熟的风电产业链，主轴、铸件、塔筒环节已实现全 球供应，单桩、主机、海缆也在积极拓展海外市场，伴随着海外市场需求持续增长， 我国风电产业链迎来“出海”黄金期，海外+海上优质市场，为国内供应商打开市场 容量及利润空间，优质企业有望彰显全球竞争力。

3.机遇：把握“海上”+“海外”的投资主线，看好抗通缩、国产替代以及盈利修复环节

3.1、投资主线一：看好抗通缩的管桩及海缆环节

3.1.1、管桩：海风带来增量空间，出口逻辑逐步兑现

海工产品用量是陆上塔筒的 3倍，孕育千亿市场空间。陆上风电塔筒通过基础环 直接固定于地面，而海上风电额外需要桩基、导管架等海工产品将塔筒和风电主机固 定在海床地基中。根据大金重工披露，陆风塔筒基础支持重量约为 9 万吨/GW，海 上风电基础重量约为 27 万吨/GW，是陆上重量的 3 倍。按照“十四五”期间海风电 装机量实现 55GW 测算，对应的风电塔筒、桩基市场需求将超千亿元。后续随着海上 风电成本持续下降以及风电项目经济性的提升，实际风电项目装机需求有望不断增长， 持续看好塔筒+桩基环节未来发展空间。

供应端来看，欧洲积极扩产提升本土化供应能力。目前各大企业纷纷出台扩产 计划来满足未来海上风电高速增长带来的单桩需求。SIF计划将产能扩充至50万吨， 预计 2024 年末投产；SeAH Wind 则计划新建 24 万吨，根据公开资料，我们预计 2024 年产能建设完成，2026 年达到满产。按照不完全统计，规划产能全部投产后，欧洲 本土单桩产能有望达到 149 万吨以上。但考虑到欧洲当地产能的整体建设速度，叠加 产能爬坡、验厂认证等时间，新增产能转化为有效产能的时间周期较长，到 2026 年， 部分产能仍处于陆续爬坡投产的阶段，产能尚未完全释放。

根据我们测算，22-24 年欧洲单桩供应瓶颈逐年扩大：欧洲单桩订单通常前置 1-2 年。我们认为海上风电项目通常提前半年进行海 工基础安装，单桩订单会相应前置，根据 SIF 披露，其 2022 年下半年主要 产能将用于生产 Dogger Bank B 项目的基础产品，而该项目将于 2024 年夏 季将并网发电。我们假设 2024 年当年的海上风电装机量，其对应的单桩需 求提前至 2022-2023 年。

单桩企业同时兼顾过渡段生产，实际单桩产能降低。一方面，根据上文中 提到，由于大单桩产品生产工艺更高，单桩企业实际产出有限；另一方面， 单桩与塔筒之间需要过渡段链接，单桩企业兼顾生产过渡段产品，如根据 2021 年 Bladt 年报披露，公司近几年陆续中标多个过渡段项目（法国 Courseulles sur Mer 项目、英国 Hornsea Two、德国 Kaskasi Ⅱ项目等， 中标重量约为 350-550 吨不等），过渡段对产能得占用导致单桩实际产能进 一步降低。 基于以上假设以及 WindEurope 对欧洲 2022-2026 年海风装机量预测，考虑新增 产能爬坡释放节奏，测算得出 2022-2024 年欧洲海上风电单桩供应缺口持续扩大。

订单喜讯频传，单桩出海有望加速。2022 年，根据大金重工公告披露，公司陆 续斩获 Moray West 48 套单桩项目、Moray West 30 套过渡段项目、Boskalis 美国海 上风电大型钢结构项目、Moray West 12套海塔项目，NOY-Ile D'Yeu et Noirmoutier 法国 62 套单桩项目以及英国 Dogger Bank B 41 套海塔项目。我们认为，国内头部海 工基础厂商在生产工艺、产品质量方面已经获得海外主机企业及业主认可；叠加自有 码头等资源优势，在欧洲单桩出现供应瓶颈的背景下，国内企业有望持续收获，彰显 了国内厂商全球塔筒及管桩产品供应竞争力；同时推进行业格局持续优化，进一步夯 实龙头公司的行业优势地位。

3.1.2、海缆：深远海化趋势+高压/直流海缆，具备抗通缩特点

海缆的抗通缩特征体现在两个方面：①深远海化趋势下，送出海缆用量增加； ②送出海缆电压由 220kV 提升至 330kV 或 500kV，甚至使用直流海缆，海缆单位价值 量提升。 近岸资源逐渐减少，风电深远海化发展大势所趋。根据气象局发布的《我国近海风能资源概况》，不同离岸距离条件下风能资源潜 在开发量有所差异：近海水深 5～25m 以内，4 级以上的风能资源潜在开发量为 0.92 亿 kW，3 级以上的风能资源潜在开发量为 1.88 亿 kW；我国近海离岸 50km 以内，3 级 以上的风能资源潜在开发量为 3.76 亿 kW，4 级以上的风能资源潜在开发量为 2.34 亿 kW。

根据《中国海上风电发展现状分析及展望》统计，目前中国海上风电机组多分 布于离岸距离 0~40km、水深 0~20m 的区域。考虑到近岸地区资源减少以及深远海拥 有更加优质的风力资源，近年来海上风电场逐步向深远海区域发展。根据 CWEA 报道， 2021 年广东省能源局启动粤西、粤东千万千瓦海上风电基地前期工作，其中汕头海 域离岸距离达到 72-151km；同时，我们梳理了部分列入 2022 年重点建设项目的海上 风电项目，其中粤电青洲一二项目中心离岸距离 50/55km，粤电青洲五六七项目离岸 距离 52-85km，汕头中澎二海上风电场项目场址中心离岸距离达到 95 公里。

短期来看，500kV 送出海缆占比有望提升。220kV 交流海缆的输电容量通常在 150MW-250MW 之间，500kV 交流海缆的数量容量约为 800-1000MW 之间。海上风电场连 片化开发将会带来风场单体规模变大，超高电压海缆的输送容量更具优势，如三峡 青洲六海上风电项目（1GW）采用 330kV 送出海缆，粤电青洲一二项目（合计 1GW） 采用 500kV 送出海缆。 未来柔性直流海缆更适用于大规模、远距离电力输送。交流电缆输电过程中产 生的较大电容充电电流导致线损增加，通常配置高抗补偿海缆的容性电流来保障有功 功率的传输，而柔性直流输电过程中不存在电容充电电流，当海上风电场单体规模变 大、离岸距离较远时，采用直流海缆方案相比交流海缆+高压并联电抗器方案更具经 济性。国内海上风电场中直流海缆方案应用较少，目前仅江苏如东 H6、H8 和 H10 风 电场采用 400kV 直流海缆送出方案。

离岸距离增加以及电压等级升高，带来海缆价值量提升。我们对 2022 年已经中 标的海缆项目进行梳理，当离岸距离介于 20-30km，35kV +220kV 方案单 GW 海缆价值 量约 10-15 亿元，当离岸距离介于 55-65km 时，35kV +220kV 方案单 GW 海缆价值量将 提升至 20 亿以上。考虑到目前采用 500kV 送出海缆的项目较少，项目间无法直接对 比，我们根据今年已公布的某两个海缆中标项目进行估算：220kV 海缆价值量约 500万/km（含敷设）,而 500kV 海缆价值量达到 1500 万/km（含敷设），单公里价值量提 升了 2 倍。

3.2、投资主线二：看好国产替代及新技术应用的轴承产业链

3.2.1、轴承：“以滑代滚”，轴承新技术助力行业降本

轴承是现代工业的基础零部件，其作用包括：①支承轴以及轴上零件；②保持 轴的旋转精度；③减少轴与支承之间运动的摩擦系数。因而轴承又被称为机械行业的 “关节”，广泛应用于汽车、家电、农业机械、工程机械以及风力发电等行业中。根 据摩擦类型轴承可分为滚动轴承及滑动轴承：滚动轴承是指在零件间含有滚动体作 滚动运动的轴承；滑动轴承主要由轴向定位环、供油孔和轴瓦等组成，根据其受力具 有径向尺寸小、承载能力强、成本低等优点。历经十余年发 展，我国形成了相对成熟的风电产业链，主轴、铸件、塔筒已经实现自主生产供应，并向海外市场出口。根据 Wood Mackenzie 统计，2019 年中国企业在机舱、叶片、齿 轮箱、发电机、变流器、塔筒环节已经达到较大份额，仅偏航/变桨轴承以及主轴承 环节国产化率较低，分别为 50%、33%。

趋势一：大型化趋势下，国产轴承有望加速。 2022 年大型化趋势加速。根据 CWEA 统计，2015-2018 年之间，风电机组容量相 对平稳，陆风及海风单机容量分别在 2MW 及 4MW 上下波动。我国陆上风电及海上风电 补贴陆续退出，考虑到机组大型化不仅将减少单机材料用量，同时也降低风场内风机 台数，有效降低施工/运维成本，大型化成为平价时代风电行业的发展主旋律。2021 年我国新增装机的风电机组平均单机容量为 3.5MW，同比增长 31.7%，其中陆上风电 机组平均单机容量为 3.1MW，海上风电机组平均单机容量为 5.6MW。进入 2022 年大型 化机组应用加快，陆上风电招标要求中单机容量快速提升至 5-6MW，如深能苏尼特左 旗 500MW 特高压风电项目风机招标要求为单台 6.0MW 及以上；国投灵山一期（六炉山） 400MW 风电场项目风机招标要求为单台 5-6.7MW。

进口轴承成本显著提升，自主轴承迎来加速替代。目前大部分大兆瓦主轴轴承 仍由斯凯孚、FAG 以及日本 NTN 海外轴承巨头主导，而国内企业积极参与国产轴承供 应，在大型化趋势下轴承具备巨大国产替代空间。通过对三一披露的轴承年度采购价 格进行分析，我们发现：①横向比较，2020 年 4.0MW 主轴轴承相较于 3.0MW 主轴轴承 功率增加 33.3%，但单个轴承的平均采购单价增加 48.4%~76.2%不等，大兆瓦主轴轴 承平均采购单价显著提升；②纵向比较，斯凯孚、FAG 以及日本 NTN4.0MW 主轴轴承 价格介于 26.27~32.08 万元之间，洛轴的主轴轴承价格仅 19.91 万元，国产轴承与海 外轴承平均采购单价相差 30%以上。我们认为，平价时代风电供应链应补齐短板，实 现全面自主可控，以保障我国风电行业高速发展，国产轴承有望迎来加速替代。

趋势二：“以滑替滚”助力国内企业弯道超车。滑动轴承具备较低的生产成本以 及便于现场安装拆卸的特点，可降低风机厂商的开发成本和运维成本：1）低速重载 应用场景更契合滑动轴承特性，开发成本降低。传统的滚动轴承为点接触或者线接 触，单位重量或尺寸承载能力有限，而滑动轴承为面接触，承载能力大幅提升；2） 风机维护成本降低。传统滚动轴承通常采用整体式设计，若轴承失效则需要通过吊 车将整个机头吊下塔筒才能完成替换，不仅费用昂贵，还会减少业主发电收益，而滑 动轴承采用的分瓣式设计可实现局部更换，使轴承实现现场安装维修成为可能。根 据长盛轴承在投资者调研纪要中披露，以单 GW 计算，滑动轴承市场空间为 1.5 亿元， 其中主轴轴承市场空间为 6-7 千万元，齿轮箱市场空间为 4-5 千万元，偏航变桨轴承 市场空间为 2-3 千万元。

海内外均已展开滑动轴承探索性研究。滑动轴承可替代滚动轴承应用于风电主 轴轴承、齿轮箱以及偏变轴承中，目前主轴系及齿轮箱轴承进展相对较快：1）国内 头部主机企业积极推动滑动轴承在风机主轴系上的应用：2021 年全球最大、国内首 台金风科技新型轴系样机在新疆达坂城风电场成功实现并网发电及满发运行，根据金 风科技微平台报道，其新型轴系采用滑动轴承替代滚动轴承，轴系承载密度提升超过 20%，维护成本降低超过 60%；2）齿轮箱轴承方面，齿轮箱龙头及主机企业均在发力： 根据《滑动轴承在风电齿轮箱中的应用现状与发展趋势》分析，德国威能极已经开发 出 3-5.xMW 半直驱型滑动轴承风电齿轮箱；德国采埃孚公司开发出 4-5MW 滑动轴承风 电齿轮箱；上海电气与威能极联合开发出 5.xMW 滑动轴承风电齿轮箱；南高齿开发 出 3.xMW 滑动轴承风电齿轮箱。

“以滑替滚”趋势下，国内轴承制造企业有望实现弯道超车。风力发电机在运 行过程中需要反复起停，采用高分子材料方案，可以在油膜没形成时对轴承起到润滑 及保护的作用，而高分子材料配方是滑动轴承制造企业的核心 know-how。目前国内 风电滑动轴承制造企业主要有长盛轴承、崇德科技、双飞股份，根据长盛轴承投资调 研纪要和公司公众号披露，长盛轴承依托其在工业变速箱成熟应用经验以及丰富的技 术积累，已经取得主机厂的风电主齿轮箱滑动轴承订单，同时主轴轴承也已经完成材 料验证。 我们认为，风电轴承一直是掣肘我国风电行业发展的关键短板，而“以滑替滚” 的趋势下，国内企业与海外龙头站在了同一起跑线，依托庞大的风电市场中国企业有 望实现弯道超车，掌握风电轴承自主权。同时，滑动轴承也将有望享受渗透率提升带 来的结构性机遇。

3.2.2、滚子：轴承专业化分工趋势下，国产滚子快速替代

风电滚子占轴承成本仅 10%-15%，但国产化率尚低。根据中国轴承协会统计，目 前国内风电轴承市场规模约 200 亿元，其中风电滚子占比轴承成本 10~15%，粗略估 计风电滚子市场规模约 20 亿元。然而我国高端精密风电滚子长期依赖进口，成为制 约我国轴承行业发展的“卡脖子”环节。 轴承企业自制滚子成本高，专业化分工驱动滚子国产替代。

根据五洲新春的投 资者调研纪要披露，全球风电滚子竞争格局可以分为四个层面：①国外头部轴承企业， 具备滚子生产能力，但自制或采用进口滚子成本较高，已经开始采购国内滚子产品； ②国内头部轴承企业，自制滚子配套其轴承产品，但自用情况下难以达到规模效应； ③专业的第三方滚子企业，如五洲新春及力星股份，与下游风电轴承企业合作开发， 凭借技术优势快速响应持续更迭的风电轴承要求，同时规模效应保障其滚子价格优势； ④普通工业轴承滚子企业，技术尚不成熟，无法达到 1 级滚子的技术水平。综合来看， 无论海外或国内轴承企业，在成本压力下将更愿意向国内专业的滚子企业进行采购， 滚子专业化分工趋势更为凸显，有望驱动国产滚子市场份额持续提升。

3.3、投资主线三：关注盈利有望修复的铸锻件以及叶片环节

3.3.1、铸件：短期看原材料承压缓解，中长期看龙头优势显著

铸件竞争格局较为分散。风电铸件产品通常包括轮毂，底座，转动轴，定子主 轴，齿轮箱部件（含行星架，箱体等）等，目前全球风电铸件 80%以上产能集中在我 国，其余 20%产能主要位于欧洲和印度。我国生产风电铸件的企业较多，拥有一定产 能规模且技术性较强的企业主要有日月股份、吉鑫科技、广大特材、豪迈科技等。根 据象山县人民政府披露，2021 年，以宁波日星铸业为主体的日月股份，风电铸件产 品销售量 40 万吨以上，市场占有率在全国、全球均位列第一。

铸件处于产业链中游，对原材料价格变动较为敏感。风电铸件上游主要有焦炭、 生铁和废钢、树脂等原材料，2021 年原材料占总成本比约 60%；同时行业产品定价模 式通常为“材料成本+加工费+利润”，与部分客户的价格为年度锁定价格，因此执行 年度价格期间原材料大幅波动对公司的盈利能力造成影响。2021 年铸件上游原材料 价格高企，行业盈利能力整体出现大幅下滑。截至 2022 年 12 月 30 日，螺纹钢、废 钢、生铁价格已经从年内高点回落，跌幅分别为 19.4%、24.7%、17.9%，我们认为， 后续原材料价格企稳或者下行将有望带来一定程度的盈利修复。

大兆瓦趋势下铸件难度不断攀升，头部企业地位有望持续巩固。一方面，主机 大型化对铸件产品的生产技术、质量水平以及产能带来更高的要求。以风电轮毂为 例，风电轮毂与底座铸件壁厚多在 100mm 以上，主轴孔部位甚至超过 200mm 以上，属 于厚大断面铸件。根据《大断面球墨铸铁的熔炼质量控制》中分析，该类铸件铸造时 的热容量大、凝固缓慢，若造成球化衰退与孕育衰退将导致铸件的组织和基体发生变 化。厚壁处若冷却速度慢会导致石墨球粗大，石墨球数减少，形成力学性能较差、延 伸率、塑性及低温性较低的非球状石墨，因而大尺寸铸件对企业技术要求较为苛刻。

另一方面，铸件行业为重资产行业，资金壁垒较高。大兆瓦风机的部分零部件体积 变大，需要新产能进行适配，我们梳理了头部铸件企业近几年扩产情况，新建铸件产能对资金要求较高。其中，日月股份在甘肃酒泉推进的 20 万吨铸件产能项目规模总 投资高达 31.02 亿元；2021 年，金雷股份投资建设海上风电核心部件数字化制造中 心，新增年产能 15 万吨，投资金额高达 22.37 亿元；2021 年，广大特材募集资金 12.87 亿元，其中 9.37 亿元用于推进宏茂海上风电高端装备研发制造一期项目，预 计新增年产 15 万吨海上风电铸件精加工产能。我们认为伴随风电大型化趋势，头部 铸件企业兼具技术以及资金优势，市场份额有望持续增长。

3.3.2、主轴：铸造替代锻造趋势有望加速

主轴细分领域市占率相对集中，CR2 达 40%以上。主轴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，是风电整机的重要零部件。风机使用寿命 长达 20-25 年，若使用中主轴发生故障，更换成本高、更换难度大，根据华经产业研 究院测算，2021 年金雷股份以及通裕重工全球市占率合计达到 41.88%。

头部企业已实现批量出货，预计2023年铸造主轴趋势加快。锻造工艺在生产8MW 以上大型风电主轴时需要更大的生产设备，生产效率低，而铸造主轴采用铸造成型工 艺，材料利用率高，生产效率高，尽管铸造主轴力学性能相对弱于锻造主轴，但仍可 以满足风电整机长期稳定运行的要求，在风机大型化趋势下，铸造主轴优势逐渐显现， 目前铸造主轴已陆续通过部分主机认证并实现出货，预计 2023 年铸造主轴替代趋势 或将加速。金雷股份以及通裕重工凭借其在风电主轴行业多年积累下的产品口碑以及 客户优势，持续开拓铸造主轴产品。2021 年金雷已经已实现对上海电气、远景能源、 东方电气、西门子歌美飒等风电整机厂商批量供应铸造主轴；根据通裕重工的投资者 调研纪要披露，预计 2022 年通裕重工铸造主轴订单约 1000 支。

3.3.3、叶片：有望迎来结构性偏紧和盈利修复

专业叶片制造企业市场份额提升。根据GWEC发布的《2020全球叶片供应链报告》， 风电叶片的采购成本占风电整机成本的 15%左右，是风电主机重要的零部件之一。目 前叶片制造商分为专业叶片生产企业和风电整机商内部的叶片制造企业，由于：①专 业叶片生产企业可以降低采购费用以及缩短新产品的上市时间，②叶片供应链日趋成 熟，专业叶片制造商产能布局广泛，不同地区皆有合格的专业叶片制造商。我们预计 叶片外包比例将会持续提升，根据艾郎科技招股说明书以及 GWEC 发布的《2020 全球 叶片供应链报告》，2019 年风电整机商内部生产的叶片市场份额占比已经下降至 50%。

海内外叶片玩家众多，中材科技国内市占率领先。海外叶片企业包括 LM（隶属 于 GE）、TPI；国内叶片玩家主要为中材科技、时代新材、中复连众、艾朗科技以及 天顺风能等企业，其中中材科技风电叶片业务连续多年保持行业领先，2021 年公司 合计销售风电叶片 11.4GW，约占国内风电并网量的 24%。 叶片需求快速进入 90 米阶段。目前风电叶片向着大型化、大容量、智能化、轻 量化趋势发展，大叶轮直径的陆风机已经成为参与投标的主流机型，其中在大唐白玉 山扩容风电项目中，所用的金风科技中速永磁平台产品 GWH191-5.0MW 机组叶轮直径 191 米，是截至目前叶轮直径最大的陆上风电机组；海上风电方面，主机厂陆续推出 叶轮直径近 250m 的海上风电机组，如金风科技的 GWH252-16MW、明阳智能的 MySE16.0-242。

叶片需求分化，头部企业优势凸显。大型化趋势下，我们预计 2023 年小叶型加 速淘汰，大叶型供应偏紧，而头部叶片企业经过长期的积累，不仅在产品、技术方面 已经得到了市场验证，还形成了快速响应大叶型需求的能力。根据中材科技的投资者 调研纪要披露，公司得益于其模具一体化战略，90 米级别模具迅速到位，截止 2022 年 6 月底具备 18 套，预计 2022 年年底接近 40 套，全部达产后将具备 15GW 左右 90 米级别叶片产能。 叶片环节盈利有望修复。风电叶片主要原材料为芯材、玻璃纤维及环氧树脂， 根据 Wind 数据显示，环氧树脂价格已经从 2022 年年初的 25380 元/吨下降至 2023 年 年初的 15600 元/吨，降幅高达 38.5%；同时由于 2022 年叶型调整，在生产前期并未 体现出规模优势，2023 年风电装机整体回暖带动 90 米级别叶片放量，规模效应将有 所显现。

3.4、投资主线四：关注价格有望企稳以及出海突破的主机环节

低价中标频现。2022 年以来，陆上风电中标价格持续走低，近期华润三塘湖 100 万千瓦风电项目主机中标金额 158158 万元，平均单价 1581.58 元/kW(含塔筒)，假设 塔筒价格 350 元/kW,则不含塔筒陆上风机进入 1200 元/kW 的价格区间。我们认为价格 快速走低的原因有二： 一方面，主机大型化步伐持续迈进:大型化带来的单位材料成本下降可以推 动单位风机成本降低，根据我们不完全统计，2022 年 4MW 及以上风机成为 今年陆风招标主流机型，其中 5-7MW 机型占比超一半，达 57.47%。

另一方面，行业竞争有所加剧：金风科技、远景能源、明阳智能依靠其技 术优势及多年积累，市占率长期稳居行业前三，但 CR3 有所下滑；同时，以 中车风电、三一重能为首的第二梯队主机厂企业纷纷发力，市场份额快速 提升。根据 CWEA 统计，2018 年风电新增装机中 CR3（金风科技、远景能源、 明阳智能）约为 63.9%，2021 年新增装机中 CR3 下降至 47.4%，而三一重能、 中车风电的市场份额从 2018 年的 1.2%/1.42%提升至 2021 年的 5.7%/5.9%。 我们认为，大型化以及竞争因素导致风电主机已经进入较低价格区间，未来下 行空间有限，陆上风机价格有望触底企稳。

海内外风机价格分化，低价优势下国内主机竞争力凸显。根据 BNEF 发布的 《2022 年上半年风机价格指数》指出，国内外陆上风机价格已经出现分化：受益于 完善的本土供应链以及风机大型化速度加快，中国地区陆上风机价格持续下行；而除 中国的其他地区，受到钢铁价格回升、海运费用上涨以及供应链中断影响，陆上风机 价格提升，2022年上半年签订的陆上风机协议的价格高达92万美元/兆瓦，回到2016 年价格水平。我们认为，在价格优势下，国内主机企业竞争优势提升，有望迎来加 速出海。