（报告出品方/作者：中银证券，陶波、李可伦）全球风电需求旺盛，多催化剂助力短中长期持续发展全球风电重回增长期，中国风电新增装机量全球第一全球风电行业发展势头强劲，进入新一轮发展周期。
历史上风电装机量根据政策呈现周期波动，近 5 年来全球主要国家积极发展风电，全球风电新增装机量进入新一轮的增长周期。
根据 GWEC 统计， 2021 年全球风电新增装机量达 93.6GW，仅比新增装机容量最高的 2020 年同比减少 1.8%，其中陆上风 电新增 72.5GW，同比下降 18.0%，海上风电新增 21.1GW，同比上升 205.8%。
2021 年全球累计装机量 达 837.5GW，同比增长 12.4%。
中国风电行业发展迅速，新增装机容量位列全球第一。
分国家和地区来看，亚洲、欧洲、北美洲是 全球风力发电的主要市场。
我国风电产业发展较晚，但近年来呈现加速发展趋势，截止 2021 年底， 无论是新增装机量，还是累计装机量均已位居全球第一位。
根据 GWEC 统计，2021 年中国新增风电 装机容量全球占比 51.0%，累计风电装机容量全球占比 39.3%。
中国风电市场受政策影响表现出明显的周期波动性，政策稳定、补贴退坡未来周期性波动有望减弱。
根据中电联数据，我国风电新增装机量由于受到补贴政策和监管政策的影响，表现出了一定的周期 波动性，累计并网装机容量从 2011 年 47.84GW 增长到 2021 年的 329.1GW，年平均增长率约为 21.7%。
而 2021 年后，一方面未来政策更加注重长远发展，稳定性加强；另一方面，补贴退坡后风电市场进 入成本驱动的内生性增长阶段，未来我国风电行业的周期性波动有望进一步减弱。
四大催化剂助力风电产业发展，中长期风电装机需求值得期待长期来看，我国风资源优越，潜在可开发资源丰富。
根据发改委能源研究所发布的《中国风电发展 路线图 2050》，我国陆上（不包括青藏高原海拔超过 3500 米以上区域）可供风能资源技术开发量为 20-34 亿千瓦，而我国近海地质条件较好，且毗邻广东、江苏、浙江等国内最重要的用电负荷地区， 资源禀赋与发展诉求相契合，适宜建造风电场，我国水深 5-50 米海域的海上风能资源可开发量为 5 亿千瓦，50-100 米的近海固定式风电储量 2.5 亿千瓦，50-100 米的近海浮动式风电储量 12.8 亿千瓦， 远海风能储量 9.2 亿千瓦，潜在可开发资源量较大。
中期来看，“十四五”是实现碳达峰的关键时期，四大催化剂助力风电产业发展。
3 月 15 日，中央财 经委员会第九次会议中提出：“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要构建清洁低碳安全高效的能源 体系，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。
催化剂一：“双碳”目标明确，能源结构调整和优化提速“十四五”期间规划风电装机容量超过 300GW，年均装机超过 60GW。
截至 2022 年 10 月底，已有多个 省分、直辖市和自治区正式下发“十四五”能源发展规划，明确标注未来五年风电新增装机目标，其余 省份也在公开政策文件或公开场合，宣布未来风电目标。
按照各省“十四五”新能源装机要求，全国新 增风电装机超过 300GW，年平均装机超过 60GW。
各大央企“十四五”新能源规划建设提速，仅“五大六小”清洁能源规划超 550GW。
从各大央企电网公 司的“十四五”新能源装机占比目标来看，均提出了到 2025 年清洁能源占比 50%以上的硬性目标，根 据各家“十四五”清洁能源规划的目标推算，仅“五大六小”的清洁能源规划就超 550GW。
催化剂二：全球脱碳，海外市场蕴含机遇全球“脱碳”支撑新能源发展需求。
当前，尽快实现碳中和已成为全球共识。
截至 2022 年 10 月底，已 有多个国家及欧盟确定了净零碳排放目标。
2021 年 11 月，美国正式发布《迈向 2050 年净零排放的长 期战略》，公布了美国实现 2050 碳中和终极目标的时间节点与技术路径。
2022 年 9 月，欧盟提出了 实施 RePowerEU 战略的一揽子计划，该计划提出，到 2030 年欧盟可再生能源占比 45%。
国产风机性价比优势明显，整机出口形势持续向好。
根据彭博新能源的数据，2020 年下半年全球签 订的风机合同价格为 83 万美元/兆瓦，约合 5500 元/kW 左右，国产风机的价格优势较为明显。
根据 CWEA 的统计，从 2017 年起，累计出口规模不断攀升，2021 年中国风电整机出口规模达到 3.27GW， 年均增长率 50.34%，累计规模已达到 9.64GW，共出口到 42 个国家。
国产风电零部件已经打入全球市场，海外市场打开提供盈利弹性。
在风电的各个核心零部件中，除 了轴承以外，均凭借着制造成本低、交付能力强的优势，成功进入了全球市场，其中风电主轴和铸 件市场的全球产能基本被国内产业链所把控。
而在盈利方面，海外业务的盈利水平普遍超过国内同 类业务，将为产业链公司带来较好的利润弹性。
催化剂三：核准制调整为备案制，分散式风电有望提速政策推动风电项目备案制缩短审批周期，分散式风电发展有望提速。
5 月 30 日，国家发改委、国家 能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，提出推动风电项目由核准制调整为 备案制。
针对性的解决风电尤其是分散式风电发展过程中的审批周期长、手续程序复杂、电网接入 难等问题。
这是国家层面文件第一次正式提出调整，后续还要看相关政策的落地情况以及管理办法 如何修改、支撑，一旦政策落地将大幅缩短分散式风电项目的开发周期，有利于促进分散式风电需 求落地。
“十四五”期间分散式风电新增规模有望达到 40GW。
根据 CWEA 统计，截止 2021 年底我国分散式风电 累计装机 9.96GW，国家能源局在 2021 年 2 月提出“千乡万村驭风计划”，并于 10 月发布了风电伙伴行 动具体方案，方案明确“十四五”期间分散式风电总装机规模达到 50GW，相比于 20 年底仍有 40GW 的 空间。
催化剂四：老旧风场改造，存量市场贡献需求国家政策鼓励，宁夏率先开启老旧风场改造。
目前我国大量风电场运行时间已达 10-15 年，老旧机组 普遍存在发电能力差、故障率高、安全隐患多等问题。
2021 年 2 月 26 日，国家能源局发布文件，启 动老旧风电项目技改升级，鼓励并网运行超过 15年的风电场开展改造升级和退役，重点针对 1.5MW 及 以下风机机组；8 月 30 日，宁夏发布试点政策，提出“等容更新”和“扩容更新”两种模式，力争到 2025 年，实现老旧风电场更新规模 200 万千瓦以上、增容规模 200 万千瓦以上。
根据 CWEA 的数据，2011 年我国风机累计吊装规模为 62.4GW，因此预计截止 2021 年底我国运行 10 年以上的风电场装机规模 超过 60GW，占全国风电总装机容量约 18%。
招标量高企支撑近几年装机，价格企稳利润端压力缓解招标量提前反映装机预期，“十四五”招标量对并网量的指导效果有望提升。
根据一个风电项目的开 发流程，开始招标意味着风电项目前期准备工作基本完成，招标完成后将进入施工阶段，并且风电 项目通常一年左右的建设周期，一般招标量一年后就能转化为并网量，因此招标量是未来吊装及并 网量天然的前臵指标，能够提前反应行业的景气度。
另外，近两年多地政府对风电竞配项目的并网 时间提出要求，例如江苏省出台的《2021 年度海上风电项目竞争性配臵工作细则》要求，风电项目 两年内全容量并网，未全容量并网的，每逾期一个季度，项目全部机组上网电价降低 0.01 元/千瓦时， 因此未来招标量对于并网量的指导效果将有所提。
招标量保持高速增长，为未来装机需求提供有力支撑。
根据金风科技的数据，2021 年全年风电公开 招标量达到 54.2GW，同比增长 74.3%。
进入 2022 年后招标量仍保持高速增长，根据我们的不完全统 计，截止 2022 年 9 月 16 日，国内风电公开招标量达到 62.84GW，已经超过去年全年的招标量，其中 陆上风电 50.79GW，海上风电 12.05GW。
在高水平招标量的支持下，2022 年 1-7 月风电累计新增装机 14.93GW，同比增长 18.77%。
风机价格快速下降趋势有所缓解，阶段性低价竞争有望告一段落。
由于风机价格的快速下行，主机 厂自身有较大的降本诉求，不断将降本压力向上游零部件传导，但是自 2022 年以来，风机招标价格 快速下行的趋势有所缓解，陆上风机（带塔筒）的招标价格稳定在 2300 元/kW 左右，陆风项目已步 入完全平价时代，对运营商而言，绝大多数陆风项目 IRR 也大幅超过其最低要求收益率，未来对产 业链进一步降本的诉求将大大降低，预计未来陆风将由低价竞争向价格、产品稳定性、全生命周期 服务等综合力竞争转变，陆风阶段性低价竞争有望告一段落，未来的价格竞争将更加理性；海上风 机（带塔筒）的招标价格目前在 4000 元/kW 左右，按照此价格和 EPC 的成本，目前海风还未实现完 全平价，整体海风的平均收益率也显著低于陆风水平，运营商对产业链降本仍有较大的动力，未来 海风大型化降本仍有较大的空间。
原材料价格高位回落，预计将刺激行业利润率回升。
2021 年由于货币政策因素、去产能及环保政策 持续加力造成市场供需不平衡等影响，大宗商品原材料价格迎来了大幅上涨，以中厚板价格为例， 从 21 年 1 月份开始进入上涨通道，最高达到 6590 元/吨，较 21 年初上涨约 46%，对风电产业链成本 端造成了很大的压力，钢材持续涨价也压制了行业利润的释放。
进入 22 年之后，虽有俄乌冲突的扰 动，但随着全球流动性收缩及供需矛盾逐步缓解，原材料价格开始高位回落，截止 6 月 2 日中厚板 价格为 5088 元/吨。
钢材等原材料价格稳步回落，一方面使得整个风电产业链的盈利情况有所改善， 另一方面成本端压力的缓解有利于刺激需求的释放，加快风电装机需求的兑现。
风机大型化推动成本下降，经济性凸显促进需求释放风机招标价格持续下降，风电经济性凸显降低建设成本及提高发电效率是提高风电经济性的核心途径。
我们用平准化度电成本 LCOE（Levelized Cost of Energy）来衡量一个风电站在整个项目周期的经济性，参考 GE 在《2025 中国风电度电成本白 皮书》中对于风电平准化度电成本 LCOE 的总结来看，影响 LCOE 的关键参数包括风场的建设成本、 折旧、税收、运维成本、发电量、折现率等。
因此，降低风电成本两大和核心途径：降低建设成本 以及提高发电效率。
风机机组在风电项目投资成本中占比最高。
从风电项目的成本构成来看，不论是陆上风电还是海上 风电，都是风机占比最高，陆上风电约占 53%，海上风电中约占 45-50%，其次是塔筒等基础以及安 装和建筑工程费用。
近年来风机价格迅速下降。
根据金风科技官网的 2021年度业绩演示材料的数据，风机投标价格自 2020 年起就开始呈现下降趋势，其中 4S 系列风机投标价格已从 20 年 6 月的 3497 元/kW 下降到 22 年 3 月 的 2359 元/kW，一年的时间降幅超过 30%。
风力发电度电成本下降明显，风电经济性凸显。
随着风电相关技术的不断进步，风电装机量迅 速增长后带来的规模经济效应日益显现、风电运营经验逐步积累和风电项目建设投资环境改 善，风电成本较行业发展初期明显下降。
根据 IRENA 发布的《2020 年可再生能源发电成本》报 告显示，全球范围内陆上风电平准化度电成本从 2010 年的 0.089 美元/kWh 下降到 2020 年的 0.039 美元/kWh，下降了 59.18%，已经低于光伏发电成本 0.057 美元/kWh；海上风电从 2010 年的 0.162 美元/kWh 下降到 2020 年的 0.084 美元/kWh，下降了 48.15%。
海陆风补贴相继取消，风电正式进入平价上网时代。
陆上风电 2021 年全面实现平价上网，2019 年 5 月国家发改委印发《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，提出自 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；先前已核准但未在 2021 年底前完成并网的项 目，国家不再补贴。
海上风电 2022 年起不再享受国家补贴。
2020 年初《关于促进非水可再生能源发 电健康发展的若干意见》明确提出，2022 年起中央不再对新建海上风电项目进行补贴，但鼓励地方 继续补贴建设海上风电。
随着海风投资成本的降低，海上风电平价时代或加速来临。
以风资源较好福建省为例，根据《我国 海上风电区域开发方案浅析》的披露，福建省海风的平均风速在 7.1-10.2m/s 之间，年平均利用小时 数 2400-3800 小时，尽管由于受到海床结构和台风因素影响，单位造价较高，然而由于海风资源禀赋 优异，根据我们测算福建海上风电度电成本为 0.41 元/kwh 左右，处于较低水平。
如果以福建省脱硫 煤电价 0.3932 元/kwh 进行敏感性测试，在 3200 小时的年均利用小时数的情况下，建造成本达到 1.2 万元/kw 的时候，内部收益率将超过 7%。
未来随着海上风电投资成本的进步下降，海上风电的经济 性将逐步提高，迈向真正的平价。
风机大型化是降本的主要推动力，大型化节奏显著提速新增装机机组功率提升明显，风电进入大型化时代。
据 CWEA 统计，2020 年国内新增陆上风机平均 单机容量达到 2.6MW，较 2010 年提升 76%；海上风机平均单机容量达到 4.9MW，较 2010 年提升 85%， 大型化趋势明显。
从 2022 年新招标的风电项目来看，陆上风电项目的风机功率大部分保持在 4MW 以 上，海上风电项目大部分保持在 8MW 以上，我国风电正式进入大型化时代。
大型化进程提速是本轮降本的主要推动力。
风机大型化是降低风电的度电成本的主要方式，其实现 降本的路径主要是摊薄各项成本和提升发电效率。
1）摊薄各项成本。
随着风机大型化，零部件用量并不会随着功率的上升而呈现线性变化，因此会有 效的摊薄零部件的采购成本，另外风机数量减少带来的基础、电缆、安装及运营上的单位投入同样 会随之减少。
以 Vestas 部分机型为例，我们比较了从 1.5MW 到 9.5MW 的 7 款机型，可以看出转子重 量、塔筒重量及总重明显小于容量的增幅，大型化摊薄效应明显。
2）提高发电效率。
伴随着风机大型化的是叶片尺寸增加、塔筒高度升高，在同等风速情况下，叶片 更长，扫风面积更大，发电量也相应增大；塔筒越高、切变值越大，风能利用价值也越大，从而达 到提升发电效率、降低度电成本的效果。
以 Siemens Gamesa 的海上风机为例，以下四款机型适用的 风速相同，具有较强的可比性，且容量都在 5MW 以上，是目前大型化的主流机型。
对比相关技术参 数可知，随着风机容量增加，单位千瓦扫风面积显著增加。
根据徐燕鹏发表的《平价时代风电项目投资特点与趋势》测算，在同样是 100MW 的项目，风机单体 从 2.0MW 到 4.5MW，静态投资额下降 14.5%，LCOE 下降 13.6%。
铸造主轴渗透率上升，龙头企业积极布局抢占先机主轴是风机重要传动与承重部件，工艺流程较为复杂风电主轴是风机传动系统的核心部件。
风力发电机组结构较为复杂，由风轮（叶片、轮毂）、主轴 承、风电主轴、齿轮箱、发电机等部分组成，其中轮毂、主轴、齿轮箱、发电机等构成了风机发电 机组传动系统。
风电主轴在风机中起到连接叶片轮毂和齿轮箱，传递动能的作用。
主轴质量要求高但成本占比小，主轴厂客户粘性高。
风电主轴作为风机中的主要受力部件，且长期 服役在低温等恶劣环境中，极易发生韧脆转变，造成断裂，从而引发事故。
由于风机使用寿命长达 20 年，主轴更换难度大、成本高，整机制造商对主轴质量、性能要求非常严格。
而根据三一重能招 股说明书显示，风电主轴在风电机组中成本占比仅约 3-4%。
质量要求高且成本占比较小，因此通常 风机厂不会轻易更换供应商，客户粘性较强。
主轴原材料成本占比较高，原材料价格对主轴毛利率有显著影响。
根据金雷股份的招股说明书，风 电主轴的成本中，直接材料成本中占比高达 60%左右。
风电主轴用的锻造钢锭属于特种钢铁，主要 为 34CrNiMo6 和 42CrMo4 系列。
由于原材料成本占比较高，主轴制造厂商的盈利能力与原材料价格呈 现负相关关系。
同时，金雷股份在 2020 年公司实现钢锭自供后，2021 年主轴业务毛利率水平大幅提 升且维持在 40%左右，因此原材料成本的管控对主轴业务的毛利率有显著影响。
目前主流的主轴生产工艺是锻造。
锻造是一种利用锻压机械对金属坯料施加压力，使其产生塑性变 形以获得具有一定机械性能、一定形状和尺寸锻件的加工方法。
其工艺流程包括锻造、热处理、机 加工和涂装几大工艺流程。
主轴的锻造工艺通常采用复合锻造成型工艺。
根据锻造成形机理，锻造工艺可分为自由锻、模锻、 辗环、特殊锻造。
传统自由锻工艺不能满足风电主轴独特的外形特征和使用要求，因为传统自由锻 可能会导致锻件各部位变形的不均匀性明显、局部金属显微组织疏松、锻造火次多、生产效率低以 及形状尺寸控制难度大、外观质量难以保证材料利用率低等问题；并且，法兰与轴身圆弧连接部位 只能通过后续的机加工获得，破坏了圆弧连接部位纤维的连续性，严重影响力学性能，降低了风电 主轴的疲劳强度和使用寿命。
因此，目前主流主轴厂商均采用复合锻造成型工艺，即轴身部位采用 自由锻造，法兰及法兰轴身连接部位采用胎膜锻造成型。
与传统自由锻造工艺相比，复合锻造成型 的风机轴金属组织纤维方向性良好，纤维流向沿着整个风机轴外形连续分布，尤其保证了法兰及其 与轴身连接部分纤维的连续性，显著提高了主轴的使用寿命。
在风机大型化和轻量化发展背景下，空心锻工艺的研发是主轴生产降本增效进程中的重要突破。
空 心锻采用无冒口钢锭代替普通钢锭生产筒体、圈子、空心主轴等空心锻件，可以大幅度提高钢锭利 用率和空心锻件质量；空心锻件高效内孔工艺是通过增大镗杆壁厚尺寸，解决空心锻件主轴内孔余 量较大且壁厚不均匀的问题；超大孔径异形空心主轴的锻造技术，能够减小加工余量，在提高效率 和降低原材料方面具有显著优势。
热处理过程是整个锻造工艺的难点，也是风电主轴是否能获得良好机械性能的关键。
热处理，是指 利用控温精准的热处理设备和性能优良的冷却介质，经过严格控制调质工艺，使主轴获得良好的综 合机械性能的工艺过程。
主轴一般要经过两道热处理工序，第一道热处理称为锻后热处理，是指风 电主轴坯料在经过锻造成型后加热至一定温度，随后保温一定时间后，采用不同的冷却方式和速度 进行冷却，该步骤的目的在于消除锻造应力、细化晶粒、获得相应组织、提高切削性能等；第二道 热处理称为调质热处理，是将粗加工之后的合格件在固态下施以不同温度加热、保温和冷却，目的 是改变其内部组织结构，获得所需性能及组织。
锻造锻件时加热不当容易产生缺陷，可分为以下几种：1）由于介质影响使坯料外层组织化学状态变 化而引起的缺陷，如氧化、脱碳、增碳和渗硫、渗铜等；2）由内部组织结构的异常变化引起的缺陷， 如过热、过烧和未热透等；3）由于温度在坯料内部分布不均，引起内应力（如温度应力、组织应力） 过大而产生的坯料开裂等。
机加工，通常首先采用普通车削方式去除锻件表面缺陷，其次通过高精度自动化机械加工设备对风 电主轴进行车、铣、钻、磨、滚压加工，满足主轴的外形尺寸和精度要求。
机加工过程是保证产品 尺寸精度和产品质量的重要工序，例如，在生产 3MW 及以上大兆瓦风电主轴的过程中，由于主轴重 量大，机械加工时对车床的承重、要求更为严格；同时，主轴内孔较大，且孔内形状较为复杂，内 孔加工有一定的技术难度。
此外，机加工工序中产生的钢屑会被循环利用，即回到企业坯料制备车 间电弧炉，直接进行回炉熔化重新生产成锻件坯料，可以一定程度上降低成本，同时对毛利率产生 影响。
涂装，是指在特定的温度、湿度环境条件下，对风电主轴进行表面预处理，然后采用金属、油漆涂 覆方式使主轴获得防腐保护，从而具有长寿命周期。
涂层厚度的控制是实现高质量涂装的关键因素， 也是涂装流程的技术难点，一次性涂装太厚会使得涂料干化过程中产生应力裂纹，涂层太薄的话则 会增加基体未被充分保护的风险，从而产生锈点。
例如风电主轴的底漆通常是具有高防腐能力的环 氧富锌涂料或无机富锌涂料，对底漆的涂层厚度控制至关重要，需要检测并控制湿膜厚度，以确保 涂层干化后得到符合要求的干膜厚度，从而保证主轴性能和使用寿命。
主轴需求因技术路线不同而异，大型化背景下铸造主轴渗透率有望提升双馈、直驱、半直驱为三种主要技术路线，其中双馈和半直驱机型需要主轴。
半直驱机型又分为集 成化半直驱（类似直驱）和半集成化直驱（类似双馈）两种。
在双馈和半集成化直驱机型中，主轴 起到传动和承重作用，受力工况较为复杂，同时双馈的高速传动带来较高的疲劳强度，半集成化直 驱机是中速传动，疲劳强度较弱。
而直驱机型直接用转子和定子作为传动系统，不需要主轴，同时 低速传动疲劳强度弱，受力工况最简单；集成化半直驱机是轮毂联接齿轮箱，再联接发电机，省去 了主轴等传动系统，同时中速传动疲劳强度较弱，受力工况也相对简单。
从技术上来说，双馈技术成熟度较高、成本低，但齿轮箱可靠性较低，增加了机械损耗与维护工作 量，传动效率降低，增加了故障风险；直驱/半直驱机型由于没有齿轮箱/齿轮箱转速小，维护工作量 小，发电效率和可靠性较高。
从成本上来说，直驱风机简化了传动结构，更能使适应风机大型化趋 势，但投资成本更高；半直驱机型由双馈与直驱技术结合，体积与重量相对较小，机组整体结构更 为紧凑，有利于运输和吊装，可靠性能够得到有效把控，是性价比相对较高的机型。
双馈和半直驱机型有望分别成为陆上和海上风电主流路线，从而提升主轴的用量。
2020 年我国陆上 风电机组新增装机中，双馈机型市占率达到 60.90%。
半直驱机型近几年渗透率逐步提升，陆上新增 装机的占比从 2016 年的 1%增长至 2020 年的 8.4%，而在 2021 年各大主机厂也是密集的发布半直驱机 型。
同时，在降本和大型化背景下，目前已经看到直驱机型在大功率产品线上逐步转向半直驱或双 馈的趋势，给主轴产品带来增量需求。
除了锻造外，铸造是风电主轴的另一主要的工艺方法。
铸造是将液体金属浇铸到与零件形状相适应 的铸造空腔中，待其冷却凝固后，以获得零件或毛坯的方法。
铸造主轴的生产流程与铸件类似，包 括工艺设计与模具制造、毛坯铸造、机加工、表面处理。
工艺设计与模具制造，是指根据客户提供的图纸进行产品生产（热、冷加工）方法和工艺参数设定 的设计，并且根据工艺设计图制造模具。
目的是为了确定生产过程和手段。
由于风电铸件产品具有 多品种、多批次、大批量、非标准化的特征，铸造工艺流程设计能力一方面体现在能够运用专业软 件和信息控制系统对生产工艺进行建模和仿真试验，通过对制造过程的模拟设计，生成相应的工艺 文件来有效控制整个过程；另一方面体现在实际铸造流程中对材质和性能的过程控制，如需要通过 大量的经验数值，合理地配比各种金属元素，以达到风电铸件的各项特殊指标等。
因此铸造工艺流 程设计对控制产品质量、提高工艺出品率和降低生产成本具有重要意义。
毛坯铸造，将熔炼好的液态金属浇进制造好的模具中，经冷却凝固、清整处理后得到毛坯的工艺过 程。
由于风电铸件体积大、壁厚通常较高，技术要求高，属于高端铸件，对材料性能有特殊的要求， 例如抗拉强度、延伸率、低温冲击值、球化率等方面均有严格要求，在质量控制上要求 100%的超声 波探伤、磁粉探伤等检测要求以及一次成型铸造要求。
传统浇铸过程中易产生各种铸造缺陷问题， 如磨损、划伤、砂眼、针孔、裂纹、缺损变形、硬度降低、损伤等等。
因此对风电铸件厂商的毛坯 铸造能力提出了较高要求，如目前主流铸件生产企业采用的无冷铁无冒口的铸造技术，能够显著提 高工艺出品率，有效降低生产及管理成本。
锻造主轴综合机械性能更优，铸造主轴更具成本优势，在风机大型化、轻量化背景下，铸造主轴渗 透率有望提升。
1） 从机械性能角度看：锻造是利用锻压机械对金属坯料施加压力，使其产生塑性变形以获得具有 一定机械性能、一定形状和尺寸锻件的加工方法，能保证锻件内部金属纤维组织的连续性，使 锻件具有良好的力学性能与更长的使用寿命；而铸造是金属熔炼后浇入铸型，凝固后获得铸件， 铸件由于不同部位晶粒度差异原因，各种性能（除强度外）基本上都是越往铸件心部，性能越 差，另外由于铸件通常夹杂物较多而韧性对夹杂物有更高的敏感度，同时这些夹杂物本身脆性 大，对基体起割裂作用，因此在铸件受到外力作用时，这些部位会成为裂纹源，并在外力作用 下裂纹迅速扩展，加快了铸件的断裂。
2） 从成本角度看：铸造主轴的成本优势主要体现在：1）重量更轻 2）锻造主轴会受制于生产设备， 目前最大可制 9MW 风机容量的锻造主轴，而且锻造过程中会伴随材料损耗，相比之下，铸造工 艺一次成型，成本更低。
综上，铸造主轴在强度、硬度方面是能够达到并超过相应的锻件标准，在铸造主轴的成本优势的加 持下，伴随着风机大型化和轻量化，铸造主轴渗透率有望提升。
主轴需求随新增装机量迎来增长，铸造主轴增速可观。
根据金雷股份 2021 年年报的显示，锻造主轴 的用量约为 0.6 万吨/GW ，随着风机大型化的推进，我们预计锻造主轴的用量下降到 0.5 万吨/GW，铸 造主轴的用量基本维持在 0.3-0.4 万吨/GW。
另外，随着风机大型化以及半直驱机型应用的增多，将带 动铸造主轴渗透率逐步提升，据此我们预计铸造主轴的市场空间或将从 2022 年的 8 万吨增长至 2025 年的 17 万吨，2025 年锻造加铸造主轴的需求量在 50 万吨左右。
锻造主轴双寡头竞争格局稳定，铸造主轴龙头布局产能仍存优势主轴行业存在着技术、资金、供应商资格认证、人才等多重壁垒，进入门槛高。
1）技术壁垒：风电主轴属于专用设备大型零部件，制造流程包括锻压、热处理、机械加工、涂装等 多个工艺环节。
对生产企业的技术参数控制能力、产品技术管理能力和现场精细管理水平都有较高 的要求，需经过长时间技术研发和经验积累方可生产出优质产品。
此外，高品质、大兆瓦风电主轴 制造技术需要厂商具有较强自主创新能力，目前只有主要厂商掌握，因此大量中小企业很难进入主 流市场。
2）资金壁垒：专业风电主轴生产流程复杂，生产设备与所需能源动力、生产组织配套等整体投入巨 大。
根据此前金雷股份发布的《非公开发行股票募集资金使用可行性分析报告》，新增 2.4 万吨风电 主轴产能大约需要投资 5 亿元。
同时，生产过程又需要垫付较多流动资金以保证存货采购的资金周 转，巨大的资本投入限制了一大批中小企业的进入。
3）供应商资格认证壁垒：由于风电整机制造商均拥有自己独立的技术规格要求，并均有自行制订的 供应商认证体系。
在既定的产品标准下，风电整机制造商更换主轴供应商的转换成本高且周期长。
同时，由于风电主 轴的质量直接关系到风电整机是否能够在恶劣的环境中长时间（20-25 年）无故障 运行，若风电主轴制造商提供的产品能持续达到其质量要求，则其将与风电整机制造商达成长期稳 定的合作，因此新进入者要打开市场难度较大。
4）人才壁垒：风电主轴制造生产环节多，技术工艺复杂，不仅在工艺研发上需要优秀的科研人员， 在一线生产车间也需要众多掌握熟练生产技术的技术工人，从锻压、热处理、机械加工、涂装等都 需要一大批娴熟的工人才能保证工业生产流程的顺畅。
以锻压机操作员为例，培养一个合格的锻压 机操作员需要 2 至 3 年时间，因此技术人才的壁垒直接制约着风电机主轴制造企业的快速发展。
风电主轴较早实现国产替代，目前呈现双寡头竞争格局。
中国风力发电行业 2005 年之前风电主轴主 要依靠进口，从 2006 年开始步入快速发展阶段。
通裕重工招股书显示，2011 年风电主轴的国产化率 已经接近 100%。
从收入端来看，2021 年金雷股份与通裕重工风电主轴收入分别为 15.08 亿元和 9.12 亿 元。
2021 年金雷股份与通裕重工风电主轴销量分别为 14.7 万吨和 9.3 万吨，全球市占率分别为 26.1% 和 16.5%，据此推算 2021 年两者全球市占率近 43%。
同时，金雷股份 2017-2021 年境外业务营收占比 50%左右，风电主轴实现全球化供应。
成本竞争优势是双寡头形成的主要原因。
风电主轴作为风力发电机的重要部件，其行业呈现典型的 资金密集、技术密集特征，具有明显的规模经济效应。
目前国内和国外从事专业化风电主轴生产的 较少，大都是以多种自由锻件产品为主，龙头企业金雷股份以风电主轴业务为主，并且具备明显的 风电主轴专业化产能优势。
技术壁垒高+大兆瓦产能稀缺，锻造主轴双寡头市占率有望持续扩大。
从技术角度来看，风电主轴生 产工艺复杂，需要人工操作较多，目前无法完全实现自动化生产，这使得国内风电主轴制造商在生 产成本上的优势更加明显。
根据金雷股份非公开发行股票反馈意见回复，3MW 以下主轴可以用 20MN 或 40MN 锻压机进行生产，而 3MW 及以上主轴则需用 80MN 锻压机，仅仅设备投资超过 3 亿，因此由 于设备、技术、产能等因素，大兆瓦锻造主轴的生产能力具 备一定的稀缺性。
从产能端来看，金雷 股份 2021 年年报显示，风电主轴产能约 15 万吨，目前在建“海上风电与其他精密轴类建设项目”2022 年达产后可释放 5.4 万吨锻造产能。
通裕重工 2022 年可转债募集说明书显示，2021 年风电主轴业务 产能约 12 万吨，可转债募投项目“高端装备核心部件节能节材工艺及装备提升项目”达产后整体锻造 产能（包含主轴以外其他锻件）约提升 10 万吨。
相比于其他国内风电主轴厂商，无论是产能还是产 品规格，双寡头企业都具有显著优势。
主轴龙头企业布局铸造产能仍存优势，风电铸件企业或有一席之地。
随着铸造主轴逐步得到的应用， 锻造主轴龙头金雷股份和通裕重工也积极布局铸造主轴产能，对于锻造主轴龙头企业来说，除铸造 和锻造毛坯的工艺不同外，机加工和涂装工艺基本相同，原有锻造主轴生产经验可沿袭，因此我们 认为金雷股份与通裕重工有望凭借着对主轴加工工艺的深刻理解和与客户保持的良好的合作关系， 仍将在铸造主轴领域占据主要的市场份额。
截止 2022H1，金雷股份与通裕重工均已实现铸造主轴产 品的小批量交付。
同时，风电铸件制造企业日月股份、吉鑫科技等均具有生产铸造主轴的能力，因 此随着铸造主轴的大规模应用，未来主轴的竞争格局中铸造企业的占有率或有望提升。
投资分析中长期来看，四大催化剂助力“十四五”风电不断发展。
受政策稳定性增强、成本下降的影响，我国 风电周期性减弱。
从长期来看，“3060 双碳”目标从国家顶层设计支撑我国能源结构转型。
从中期来看， “十四五”是实现碳达峰的关键时期，风电需求将在 1）各省市、各大央企“十四五”新能源装机目标高 企；2）全球“脱碳”趋势明显；3）核准制调整为备案制；4）老旧风场改造的催化下，助力我国风电 行业快速发展，“十四五”年均装机量有望超过 60GW。
短期来看，22 年招标量需求旺盛支撑未来装机高速增长，招标价格企稳、原材料价格稳步回落产业 链盈利能力边际改善。
从量的角度，进入 2022 年以来，由于疫情以及大型化零部件产能紧张等因素 的影响，风电项目开工并网不及预期，根据国家能源局， 2022 年 1-8 月风电累计新增装机 16.14GW， 同比增长 10.25%，但是从招标量来看，根据我们的不完全统计，截止 22 年 9 月底，风电项目招标（不 含框架）规模达到 66.7GW，已经超过去年全年的招标总量，其中陆风 54.6GW，海风 12.1GW，预计 全年招标量有望超过 80GW，对 23 年乃至 24 年的装机提供有力的支撑。
从利润的角度，一方面，风 机招标快速下行的趋势有所缓解，陆上风机（带塔筒）的招标价格稳定在 2000-2500 元/kW 左右；另 一方面，进入 22 年之后原材料价格维持高位震荡并逐步进入下行通道，行业的盈利水平将明显改善。
主轴是风机重要的传动和承重部件，呈现双寡头竞争格局。
风电主轴在风机中起到连接叶片轮毂和 齿轮箱、传递动能的作用。
作为风机传动系统的核心部件，主机厂对于主轴的质量要求高，但成本 占比较小仅为 3-4%，因此通常风机厂不会轻易更换供应商，客户粘性较强。
另外，主轴生产存在着 技术、资金、供应商资格认证、人才等多重壁垒，进入门槛高，所以金雷股份与通裕重工凭借着技 术和成本优势市占率逐步提升，形成了双寡头竞争格局，目前二者全球市占率 50%左右。
风机大型化背景下铸造主轴渗透率有望提升，龙头企业积极布局产能仍有望保持优势。
风机大型化 作为风电降本的主要途径，在风机大型化、轻量化的背景下，对于风电各个零部件的性能、成本等 提出了更高的要求。
铸造主轴在满足主轴的机械性能要求的基础上，相对于锻造主轴重量更轻、工 艺流程更简单、原材料消耗更少，具备成本优势，因此铸造主轴的渗透率有望逐步提升。
而铸造主 轴除毛坯的工艺不同外，机加工和涂装工艺与铸造主轴基本相同，原有锻造主轴生产经验可沿袭， 因此锻造主轴龙头企业有望凭借着对主轴加工工艺的深刻理解和与客户保持的良好的合作关系，仍 将在铸造主轴领域占据主要的市场份额。
通裕重工专注大型铸锻件生产，国民混改后开启快速发展通裕重工股份有限公司前身始建于 1991 年，位于山东省德州市禹城市，系国家级高新技术企业，山 东省省级环境优化企业和集团经营企业。
2011 年 3 月份在深交所的创业板挂牌交易。
2020 年的 8 月 份完成控制权变更，成为珠海港集团旗下公司。
公司产品线丰富。
公司主要产品为风电主轴、球墨铸铁管管模、其他锻件及铸件等大型锻铸件产品， 现已形成集大型铸锻坯料制备、铸锻造、热处理、机加工、大型成套设备设计制造于一体的完整产 业链，可为能源电力、矿山、石化、海工装备、压力容器、机械等行业提供大型铸锻件及核心部件。
风电行业产品为重要收入
