（报告出品方/作者：山西证券，李孔逸）1. 风电行业：降本增效支撑行业转型，规划驱动需求景气度确定1.1 行业转为需求导向，降本增效进入平价时代抢装潮后风电装机大幅回落，降本增效支撑行业转型。
在 2020 年陆风抢装潮与2021 年海风抢装潮之后，2022 年风电装机低于预期。
2022 年 1-11 月中国风电新增装机总计 22.52GW，同比减少218%，海风装机 1.99GW，同比减少 77%。
考虑 12 月装机增长的高预期，2022 年中国新增装机预计约在35-40GW，按中国在全球风电装机市场占比达 35-50%估算，全球新增装机约在 60-70GW，或将低于GWEC预期。
2014-2021 年，风电行业主要由国家补贴政策调整主导，呈现周期性抢装潮趋势。
2014 年国家首次下调风电上网电价后 2015 年引发抢装潮，当年新增装机 30.75GW，同比上涨 32.54%。
2021 年陆风补贴取消，2022 海风补贴取消，分别引发陆风、海风抢装潮。
2021 年，中国海上风电装机创历史新高，新增吊装容量达到 14.49GW，同比高增约 340%，海风累计装机规模达到 26.38GW，主要分布在江苏、广东、浙江、福建、辽宁、山东和上海 7 省市。
平价前陆风电价接近煤炭发电价格，海风电价降幅显著。
根据国家能源局公布的风电补贴时代历年上网价格，2020 年陆风退补前，大部分陆风资源区电价已达到 0.3-0.4 元/kWh，较接近煤电价格，而海风指导价在 0.7-0.8 元/kwh。
风电进入平价竞配时代后，在原有风电发电成本与煤电上网价格差之间的压力下，风电装机的新需求的释放将依靠降本实现。
全球风电降本成效显著，陆风能源成本最低。
2021 年欧洲海风 LCOE 均值达0.455 元/KW，陆风LCOE均值达 0.294 元/KW。
中国海风 LCOE 低于日韩。
IRNEA 数据显示，从 2010 到2021，欧洲海风LCOE均值自 1.141 元/KW 降至 0.455 元/KW，而 2021 年中国海风 LCOE 均值为 0.553 元/KW，居于亚洲前列，较欧洲国家仍有提升空间。
2021 年中国陆风 LCOE 均值达到 0.196 元/KW，已对标国际领先水平。
据 IRNEA 数据，2021 年陆风已经成为全球加权平均 LCOE 最低的能源，为0.231 元/kw。
海风加权平均 LCOE 达到 0.525 元/kw，风电整体成本已经接近化石能源，全球风电进入平价时代。
中国海风接近实现平价，需求预期主导新增长。
部分省份或将率先实现海风平价，预期IRR在6%左右。
根据 IRENA 数据，中国风电装机成本与 LCOE 在过去 10 年间降低明显。
据中国电建华东勘测设计研究院测算，距离沿海各省海风达到 IRR=6%，所需降幅在 6%-25%之间分布，山东，江苏，上海，广东等省份海风 LCOE 距离煤电价格已经非常接近，有望率先达到平价，由此引发的需求预期主导了未来海风装机的新增长，开启海风景气周期，实现盈利进一步改善。
据金风科技统计，2017-2022H1，风电发电量与风电利用小时数保持上升趋势，同时弃风率逐年走低，消纳比例数据持续增长。
1.2 风机大型化助推降本，原材料价格走低打开盈利空间大型化风机有助于项目综合降本，利于运营商接受。
大型化风机通过压低制造成本与组件使用成本，开拓风机降本空间。
相同项目总容量下，大型风机有更高的单机容量，可以有效减少所需的风机台数，在组件使用，生产成本以及原材料用量上有效降低成本，为风机价格的下降留出空间。
除机组成本外，海风项目的基础设施、安装和输电成本较高，可被大型化风机摊薄。
从2015到2021年，陆风与海风平均单机容量分别从 1.8MW 与 3.6MW 提升至 3.1MW 与 5.6MW。
在同等装机规模条件下，大型化风机需要安装的台数更少，可以有效降低相关安装、运输和基建以及后期运维的成本，节约用海面积，且风能利用效率更高，具备摊薄项目总成本效果，市场优势明显，更受下游运营商青睐。
据《风能》杂志与北极星风电网报道，以采用中国海装的 H210-10MW 机组为例，可将项目单位千瓦造价控制在13000元/千瓦以内，相应降低度电成本 0.14 元/千瓦时。
据明阳智能披露，以 MySE12MW 风机与 8MW 风机对比为例，在一个1000MW的项目中，8MW机组需要 125 台，12MW 机组仅需 84 台，约减少 1/3 的机位，节约用海面积 30%以上；全场基础成本降低24%，塔筒成本降低 27%，总体降低成本 25%以上。
另外，由于机位点减少，尾流约减少3-4%，并且因大机组捕风效率提高，发电量整体提升 5%以上。
总体而言，单位千瓦造价节省 8.6%以上，度电成本降低8.3%，自有资金内部收益率能提高 7.5%以上。
风机价格企稳叠加原材料价格走低，打开盈利空间。
2022 年中以来，风机中标价格呈现企稳趋势。
据金风科技统计，2021-2022 年以来风机价格走低趋势明显，2021 年全年走低，自2021 年底到2022一季度降幅达 17%，2022 年年中到三季度以来，风机价格呈现企稳趋势。
原材料方面，钢材综合价格指数走低。
自 2021 年 10 月高点 159.1 回落至2022 年12 月初的108.9左右，且继续保持降低趋势。
1.3 招标量预示短期装机需求高增，长期规划维持海风高景气周期2022 风电招标量高增长，确保 2023 装机需求。
2022 年招标量高增长，预期2023 装机业绩兑现，据每日风电统计，2022 全年国内新增风电项目中标量 103.3GW（不含框架招标），相比去年同期增长90.7%，其中陆风新增招标容量 85.4GW，同比增长 66.16%，海风新增招标容量 17.9GW，同比增长641.6%。
计入国电投 10.5GW 项目(框架竞配)招标后，招标总量超 110GW，海风招标总计超过28GW。
考虑到“中标-生产-装机交付”造成业绩兑现的滞后性，2023 年海风装机有望放量。
政策驱动需求增长，地方政府接力海风补贴。
党的二十大报告对双碳目标和新能源发展作出最新部署。
党的二十大报告提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系，积极参与应对气候变化全球治理。
地方政府接力海风补贴，持续到 2024 年。
广东、浙江、上海和山东四地出台相关地方补贴政策接力，反应了地方政府对海风发展的支持力度。
其中，上海对深远海项目提出专项奖励，广东与山东的海风补贴以逐年梯度降低的方式持续到 2024 年。
各地十四五规划确保中长期海风装机需求，部分地市规划有望超预期。
据不完全统计，截至2022年年末，沿海地区 11 个省份均已提出风电装机相关十四五规划，其中海风规划预计将超100GW，确保了未来中长期的海风装机需求。
2022 年 10 月，广东省潮州市政府发布《潮州市能源发展“十四五”规划》初步规划总容量 43.30GW，超过广东省规划。
俄乌冲突背景下，欧美加码海风规划。
2022 年 4 月，英国发布《能源安全战略》，到 2030 年，英国海上风电装机容量将从目前的40GW提高到 50GW。
2022 年 5 月 18 日，丹麦、比利时、荷兰、德国四国在“北海海上风电峰会”上承诺，2030 年四国海上风电总装机量从 16GW 增至 65GW，到 2050 年，四个国家的海上风电装机将增加10 倍。
2022 年 8 月 30 日，波罗的海周边八国签署了 “马林堡宣言”，计划在2030 年将波罗的海地区的海风装机装机容量提高至 19.6GW，约为当前装机容量的 7 倍。
2022 年 12 月初，德国内阁通过“复活节一揽子计划”，预计到 2030 年装机陆上风电至少达到115GW、海上风电至少达到 30GW，换算得每年平均需要新增陆上风电装机 7.35GW、海上风电装机2.79GW。
美国计划 2030 年海风装机达到 30GW。
2022 年初，美国能源部发布的《海上风能战略》规划到2030、2050 年 海上风电累计装机规模分别达到 30GW、110GW。
同时，8 月通过的《2022 年通胀削减法案》恢复了此前对海风的 30%税收抵免，有助于降低海风开发成本。
海风成为双碳目标优选路径，进入长景气周期。
GWEC 上调海风装机预测目标，全球海风进入长期景气周期。
2022 年 7 月，GWEC 公布《2022 全球海上风电报告》，基于第 26 届联合国气候变化大会缔约结果以及俄乌战争，各国提高海风发展目标，GWEC 将 2030 年新增海风装机容量从40.0GW上调至50.9GW，同时预测在 2031 年全球海风装机容量将接近 370GW，与 GWEC 及 IRENA 在2030 年达到380GW的零碳目标更加接近。
2031 年新增海风装机容量预计达到 54.9GW，较 2021 年的 21.1GW有两倍增长空间。
未来深远海开发走向商业化是大势所趋。
深远海待开发风能资源丰富，是未来扩大海风装机规模主要方向。
我国主要的渤海湾、黄海、东海和南海海域中，深远海风速与装机容量资源均较为丰富，在福建与海南地区风速情况优质。
漂浮式机组是未来深远海主要技术，当前海上风电机组主要是通过单桩或者导管架式等结构固定在海床上，当水深大于 60m 时，这种结构的成本急剧增加。
而采用漂浮式技术的风电机组可以大幅降低成本。
此外，漂浮式技术可在获取深远海域稳定优质风电资源的同时，不影响近岸渔业及其他相关产业活动。
部分欧洲国家已经逐步由示范项目向大规模商业化开发过度，中国海风开发集中在近海区间。
全球风能理事会 GWEC 报告预测，全球漂浮式风电市场规模预计 10 年增长 200 倍，市场发展空间广阔。
目前漂浮式风电项目总容量有待提高，但葡萄牙的 WindFloat Atlantic Phase Ⅱ项目的装机容量已经达到8.3MW，有望随着技术突破搭载大型风机进一步降本。
根据 IRNEA 统计，目前中国海风项目集中在离岸40km与水深 30m 区间内，与欧洲深远海开发进度存在差距。
我国深远海发展前景广阔，规模化深远海开发项目已启动。
部分省份“十四五”规划明确鼓励深远海开发。
山东、上海、浙江和福建四省在政策文件中明确鼓励深远海开发，且山东和福建分布确定了760万千瓦与 480 万千瓦的目标，上海于 2022 年 11 月 24 日颁布《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》，专项奖励深远海开发。
国内首个百万千瓦级漂浮式海上风电试验项目于海南万宁签订。
2022 年10 月19 日，海南万宁市政府与中国电建海南分公司签订战略合作协议，双方拟在万宁共同建设全国首个百万千瓦级漂浮式海上风电试验项目，项目计划总投资 230 亿元。
项目位于海南省万宁市东部海域，计划分两期建设：一期工程装机容量 20 万 kW，计划于 2025 年底前建成并网;二期工程装机容量 80 万 kW，计划于2027 年底前建成并网。
当前海上风电机组主要是通过单桩或者导管架式等结构固定在海床上，当水深大于60m时，这种结构的成本急剧增加。
而采用漂浮式基础的风电机组可以大幅降低成本。
目前三峡引领号与扶摇号平台已经完成建设，代表中国成功突破了漂浮式风电平台的主要技术环节，在 2022 年 9 月的汉堡国际风能展上，中国海装透露更大功率等级的浮式风电装备拟于2023 年实现商业化应用。
此后明阳智能的 16MW 漂浮式海风机组 MySE16.X-260也在 2023年 1月下线样机，预计将随着OceanX的建设，相关将单平台总容量提升至 16.6MW。
“双 30”政策短期影响有限，深远海开发提速。
“双 30”政策仍在意见讨论阶段，暂无相关政策文件。
自从 2022 年 11 月，“双 30”政策传闻出现以来，财新社、北极星电力网与多家业内媒体披露对业内人士的专访表示，目前暂无相关正式通知与政策文件。
已在开发的项目满足“双 30”比例低，若实行“老项目老办法，新项目新办法”的原则，更有利行业健康发展。
我们统计，2022 年海风平价以来的在建项目中，有 10.6GW 可以满足“单30”要求，有5.9GW可以满足“双 30”要求，分别占比 67.38%和 37.52%。
新项目核准、招标、开标等进度继续推进，短期未见明显影响。
11 月以来，各阶段项目开发稳定推进，其中仍有不符合“双 30”的项目批复，预计短期内海风项目各阶段开发不会受消息影响。
2. 产业链：风机大型化降本趋势下，零部件盈利格局分化2.1 整机：大型化风机利于摊薄 CAPEX，关注海风增长弹性风电整机位于产业链中游，是风电项目中最重要的设备，叶片、齿轮箱、发电机、轴承以及铸件等占据了风机成本的主要部分。
风电产业链上游主要为玻纤、碳纤维、树脂、钢材等原材料供应商，中游是包括叶片、轴齿轮箱、控制系统、发电机以及风电整机在内的制造商，下游为风电场运营与建设。
据电气风电2020年招股书数据披露，风机采购成本中，叶片占比达18.55%，齿轮箱占比达9.63%，发电机占比达7.72%，轴承占比达 7.25%，铸件占比 5.10%。
大型化风机降本留出利润空间，关注海风增长弹性。
海风竞争厂家较陆风更少，市场整体呈现高集中度。
2021 年海风市场仅有 7 家整机商有装机业务，行业 CR4 达到 85.44%。
同期全风电总装机市场的CR4为 59.41%，CR8 为 87.27%。
较高的集中度更有利于整机厂商维持对上游的议价能力，减少价格竞争。
2022年 11 月，在全球海上风电大会上，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩提出反对“内卷”价格战，此后参会主体共同发布《倡议》，呼吁营造良好营商环境。
在大型化风机不断推进，以及海风成本达到平价之后，海上风电较少竞争与较高集中度的市场格局将有利于整机商获得新的大型风机应用以及装机成本降低带来的盈利增长。
风机大型化趋势下，海风装机市场由更大容量机型迭代更替主导。
根据CWEA 数据，随着风机大型化以及技术进步，每年装机量最高的主力风机平均每隔 2-3 年将被容量更高一级的大型化机型取代，2021年的装机中以 6.0-6.9MW 的机型为主，7.0-7.9MW 与 8.0MW 以上的机型开始出现在市场。
2022 年年末最新招标单机容量已经增加到 10MW 以上，未来随着更大容量机型推出，有望在 2 年左右的时间内，逐步实现装机市场主力机型的更替。
大型化海风风机研发构建壁垒，降本改善盈利空间。
国内整机商新研大型化海上风电单机容量全球领先，在大型化风机研发迭代的过程中，有望依托海风市场筑牢技术壁垒。
截至2022 年12 月，国外厂商目前在研与投产的最大风机容量为 14-15MW。
金风科技研发的 16MW 风机已于2022 年11 月下线，中国海装研发的 18MW 全球最大风机也已于 2023 年 1 月下线，有望在未来 1-2 年内实现量产，进一步推高中国海风机组的技术优势。
同时头部整机商的大型化机组的研发突破也将拉开业内技术差距，带来竞争格局的变动，逐步在集中度相对较高的海风市场构建技术壁垒，利于头部海风风机制造企业对下游议价能力的提升与利润扩增。
2.2 海缆：直接受益深远海推进，寡头竞争格局利于利润留存海缆竞争呈现高集中度高壁垒的寡头格局，利于利润留存。
中天科技、东方电缆与亨通光电在2022年整体海缆市场的份额分别达到 37%、33%与 17%，合计占比达 87%，海缆市场呈现寡头竞争格局。
2017-2022Q3年以来，在风电抢装潮与降本趋势下，三家主要海缆企业保持毛利率维持在较高水平在2022Q3 均在15%以上，其中，2021 年中天科技、东方电缆与亨通光电的海缆相关业务毛利率高于公司整体水平，分别达到35.55%、43.90%与 47.11%。
基于 2022 年海风招标量高增长，预期 2023 年海风装机交付达到高峰，海缆环节将在后续需求放量中保持对下游集中议价优势，在产业链中获得较高利润留存。
招标项目经验要求+高压海缆技术积累，构造头部海缆企业坚实护城河。
东方电缆、中天科技、亨通光电于 2000 年左右率先参与市场，在海缆领域有坚实的高压海缆技术积累与成功铺设并网投运的项目经验，可以满足大部分项目招标的门槛条件。
根据 2022 年海缆项目招标条件披露，大部分项目均要求投资者具备220KV 及以上的海缆销售合同或投运业绩，因此新进入者将面临技术追赶与招标资格要求的双重壁垒，头部海缆企业护城河牢固。
深远海趋势直接带来海缆预期需求高增。
根据目前风电开发的流程，海缆招标在整机招标后跟进，据2022 年已开标项目的不完全统计，海缆招标总量已超 8GW，中标总金额达到96 亿元，考虑到部分未披露金额的项目，全年预计中标总金额超 100 亿元，预期 2023 盈利高增长。
深远海开发趋势下，随着近海资源不断开发与深远海风电技术推进，海缆需求将直接受益于新建风电场离岸距离的提升。
2022 年海缆中标金额占项目总投资的比例在 5-10%之间，部分离岸距离超过50km的项目，海缆金额占比提升到 10%以上，平均占比超 9%。
2.3 叶片：盈利能力企稳回升，叶片需求共振风机大型化趋势风电叶片行业主要由整机商自供叶片企业与独立叶片供应商构成，需求快速扩增利好独立供应商需求放量。
叶片在风电组件成本中占比较高，达到 15-20%左右。
风电行业长期以来，整机商偏好采用垂直一体化的自主供应叶片自建叶片产能，主要原因是能够在行业扩张阶段降低组件成本，同时保证新机型研发匹配与自营供应链促进整机组装与交付时间的缩短。
在 2022-2023 年，我们预判随着终端装机需求快速攀升，整机上在 1-2 年内对大型化叶片的自供产能扩张将存在滞后性，有利于掌握大型化叶片技术的头部叶片供应企业接收订单。
大型化机组带动叶片产能大型化升级，或将造成竞争格局分化。
2021 年叶片领域龙头中材科技与时代新材的市场占有率为 35%，两大叶片供应商各自有未来十四五期间的大型化叶片与新增产能布局，随着海上风电 16.X 与 18.X 机型的推出,头部独立叶片供应商在研发与产能配套的速度上拉开差距,或将带动叶片市场集中度上升。
销售客户集中度高，盈利能力波动周期与风电装机需求同频。
叶片在不同技术路线的风电机组中，有不同的差异化制造要求。
因此，独立叶片供应企业倾向于与整机商建立长期稳定合作关系。
以目前产能与市场份额排名第一的中材科技为例，2019，2020 和 2021 年中材科技前三大客户占比分别达84%，88%与90%左右，销售客户集中度高，与整机商企业建立稳定合作。
从中材科技与时代新材的毛利率情况来看，2020 年陆风抢装潮之后，受原材料价格波动与终端需求影响，风电叶片毛利率均有所回落，与行业需求和装机量保持同步，预计 2022 年风电装机低潮过后，叶片板块盈利能力会随着 2023 装机业绩释放企稳回升。
进一步降本推动碳纤维主梁在大型化风机中的应用。
全球风电整机巨头维斯塔斯碳纤维拉挤法专利保护期 2022 年 7 月 19 日正式到期。
后续相关技术的碳纤维叶片生产将不受专利保护限制，碳纤维本身的密度在 1.75g/cm3 左右，抗拉强度可以超过 3000MPa，玻璃纤维自身的密度区间为2.4-2.76g/cm3，玻璃纤维的抗拉强度在 1000-2000MPa 之间，碳纤维在重量和抗拉强度等方面的基础数据占优，有利于改进风电叶片的应力能力与重量，进一步助力大型叶片轻量化。
碳纤维材料价格高于玻璃纤维，仍需期待国内碳纤维产能释放后价格走低或碳纤维主梁应用于大型化叶片后的综合降本弥补。
截止 2022 年底，碳纤维价格在 123 元/千克左右，而玻纤价格维持在4-6 元/千克的范围内波动。
风电叶片中直接材料成本占比 75%，其中增强纤维成本占比 21%，占叶片总成本的16-17%。
根据武汉理工大学材料复合新技术国家重点实验室发表在复合材料学报上的《复合材料在大型风电叶片上的应用与发展》测算，应用碳纤主梁设计的叶片一般比全玻纤叶片减重20~30%，虽然碳纤叶片成本上升，但其带来的传动链上相关部件以及塔筒的优化减重，使得风电机组的整体成本降低10%以上。
2.4 轴承&滚子：关注高端轴承国产替代+大兆瓦配套产能风电轴承进口占比高，附加值高，国产化替代盈利空间广阔。
风电轴承国产化率低，在全球风电主轴市场中，国产厂商进口替代空间较大，长期以来，舍弗勒、SKF、NTN 三家国外企业占据市场的绝大部分份额，2020 年中国瓦轴与中国洛轴仅各占有 4%的市场份额，而海上风电机组所用的主轴轴承几乎为国外品牌垄断。
据 CWEA 数据，2020 与 2021 陆风海风抢装潮以来，伴随下游装机带来配件需求的提升，风电国产轴承占比迅速提升至 47%与 32%。
根据新强联公告，在 2018-2022 年，新强联的营收以回转支撑类轴承业务为主，在2020 年与2021年的营收占比均超过 90%，毛利率连续多年维持在 30%以上。
目前风电轴承国产替代价格较进口价格仍有较大优势，未来在风电平价上网与大型化趋势降本的背景下，高端轴承国产替代与大兆瓦风机配套产能有望带来盈利新增长点。
国产风电轴承研发加速，大兆瓦风机主轴下线。
截至 2022 年年底，以新强联、瓦轴和洛轴等为代表的国产轴承制造商逐步实现了 4-6MW 以下的主轴产品量产，以及回转支撑轴承较高比例的国产替代。
在大型化海风机组配套轴承方面，国产厂商研发成绩显著。
新强联于 2022 年 8 月下线12MW海风机组主轴。
2022年 10 月，洛轴完成国产首台 16MW 海风主轴装机应用。
2022 年 9 月，新强联与明阳智能签订《战略合作框架协议》与《风力发电机组零部件2023 年框架采购合同》，合同金额不低于 13.2 亿元，预计在 2023 年为明阳智能提供 350 套 MySE11/12 配套偏航变桨轴承，50 套海风主轴轴承，标志着国产海风大型化机组配套轴承开始走向量产阶段。
2.5 塔筒&桩基：竞争格局分散，看好运输与供应优势企业塔筒生产技术门槛与竞争集中度较低，直接材料成本占比超过 80%。
塔筒在风机结构中充当连接风机与底座的支撑作用，塔筒生产的技术门槛并不高，主要通过对板材、法兰的等原材料进行加工，分段进行生产与运输，拼接后安装。
塔筒成本构成中原材料占比超过 85%，原材料成本中约71%为钢板，有望随着钢材价格下跌扩大盈利空间。
其余成本主要由人工，制造与运输费用组成，各占比约4%。
塔筒产能中心的运输半径与码头资源是供给竞争的关键。
塔筒的重量极高，造成运输成本随运输距离变化显著，一般陆风塔筒的运输半径为 500-800km，超出运输半径范围的产能很难得到覆盖。
随着风机大型化趋势与海上风电开发海域深度增加，塔筒与桩基重量有望同步攀升。
根据 Haliade-X 12MW 海风机组的参数，12MW 以上的大型化风机的塔筒基础直径有望达到8.5米及以上，长度达到 120 米以上，塔筒重量将达到 2000 吨及以上。
因此，在海风塔筒的配套产能中，港口码头是产品外运的必备配置。
自主拥有码头且码头和生产厂区一体化的企业将更好地调控产品的运输成本相对较低、确保稳定的交付周期，从而有望获得更强的竞争力。
深海化趋势+海风高景气周期，自有优质码头的塔筒企业受益。
桩基是用于连接海风机组塔筒的水下支撑设备，对水下部分支撑的稳定性与结构有较高要求，且管桩长度与重量随水深增加而增加。
随着2023年海风装机放量与不断向深海化推进，桩基单 MW 用量与价值量预计将上升，同时在长度和重量的更高要求下，码头资源的优势将进一步扩大。
此外，新建码头需要企业办理港口岸线使用许可权证并通过交通部审批，综合考虑申请难度，审批时间与工程时间，新建码头至少需要 1-2 年时间，目前拥有优质自有码头的上市塔筒企业，海力风电、大金重工和泰胜风能将维持海风塔筒招标、运输、成本控制与交付的优势。
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