2023年風電行業策略：海內外迎來需求共振，風電裝機增長可期

（報告出品方/作者：華西證券，楊睿，羅靜茹）

1.變革：擺脫周期性特征，大型化驅動降本

中國作為全球氣候環境治理的參與者、貢獻者和引領者，不斷推動我國能源結 構轉型。采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于 2030 年前達 到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和”；非化石能源占一次能源消費比重將達到 25%左右，森林蓄積量將比 2005 年增 加 60 億立方米，風電、太陽能發電總裝機容量將達到 12 億千瓦以上。”我們認為， 可再生能源是助力我國實現能源結構轉型的重要抓手，在“碳達峰、碳中和”的目標 下，風電將成為未來能源增量的主體之一。

歷經十余年發展，中國風電領跑全球。自 2009 年《國家發展改革委關于完善風 力發電上網電價政策的通知》明確按照全國四類風能資源區制定相應的風電標桿上網 電價，我國風電行業在國家補貼支持下快速發展了十余載。根據國家能源局統計，截 至 2021 年底，我國風電累計并網裝機已達 328.5GW，成為全球風電累計裝機量最高 的國家。

1.1、國補落幕，風電行業有望擺脫周期性特點

通過復盤風電歷史裝機的三次峰值，我們發現補貼政策以及消納水平是導致過去 風電裝機波動的核心因素：2010 年：2009 年標志著我國風電邁入補貼時代的《國家發展改革委關于完善 風力發電上網電價政策的通知》發布，其中明確風電電價按照全國四類風能 資源區制定相應的風電標桿上網電價。在補貼刺激下，根據 CWEA 統計，2010 年新增裝機量達到 18.9GW，同比增長 37.1%，為第一階段性峰值。2011-2014 年：2011-2012 年棄風率快速上行至 16.2%及 17.1%，2011 年國內 風電新增裝機量出現下滑。

2015 年 1 月 1 日以后核準的陸上風電 項目，及 2015 年 1 月 1 日前核準但于 2016 年 1 月 1 日以后投運的陸上風電 項目，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類資源區標桿上網電價每千瓦時下調 0.02 元。為享受更 高的上網電價，2015 年出現陸上風電搶裝潮，根據 CWEA 統計，2015 年我國 風電新增裝機量達到 30.75GW，同比增長 32.5%，為第二階段性峰值。2016-2019 年：2016 年棄風率再度抬頭，與此同時國家能源局發布全國風電 投資監測預警體系限制部分地區風電開發建設規模，從而導致 2016 年國內新 增裝機量再次回落。

2020 年：2019 年國家發改委發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》提 出，2018 年底之前核準且 2020 年底前仍未完成并網的陸上風電項目，國家不 再補貼；2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核準、2021 年底前仍未完成并網的 陸上風電項目，國家不再補貼；自 2021 年 1 月 1 日開始，新核準的陸上風電 項目全面實現平價上網，國家不再補貼。2020 年受搶裝影響，新增裝機量再 次創出歷史新高，為第三階段性峰值。我們認為，目前風電行業投資邏輯已經發生變化：此前國補+消納因素驅動行業 呈現周期性波動，如今國補全面退出，消納持續改善，成本下探帶來的收益率提升 是后續風電成長的核心內驅力。

1.2、大型化帶來成本下降，收益率驅動行業內生性增長

大型化驅動單 MW 成本下降，契合風電降本增效主旋律：①大型化可以有效攤薄 單位風機材料成本。根據明陽智能官網披露的產品信息，當風機單機容量從 5.5MW提 升至 8.3MW，其葉片、葉輪、機艙合計總重量分別為 84.91kg/kW 以及 59.16kg/kW， 降幅高達 30.3%；②風機點位減少，安裝建設成本下降。風機單機容量增大后導致同 規模風場內風機安裝數量減少，有效降低風電場道路、線路、基礎、塔架等建設成本。 根據《平價時代風電項目投資特點與趨勢》測算，在 100MW 的風電場內，風電機組單 機容量由 2MW 增加至 4.5MW，其靜態投資額由 6449 元/千萬下降至 5517 元/千萬，降 幅高達 14.5%，全投資 IRR 由 9.28%增長至 11.68%，LCOE 由 0.3451 元/千瓦時下降至 0.2983 元/千瓦時。

陸風海風主機價格下挫，刺激運營商投資熱情。主機是風電項目建設成本占比 最大的環節，大型化降本疊加競爭加劇，風電主機中標均價持續下降。根據我們不完 全統計，2022 年 1 月陸上風電含塔筒及不含塔筒主機中標均價分別為 2350.4 元 /2050.1 元，2022 年 12 月含塔筒及不含塔筒主機中標均價分別為 2162.9/1828.8 元/kW，降幅分別達到 7.98%/10.80%；2022 年 1 月及 12 月海上風電含塔筒主機中標均 價分別為 4031.9 元/kW 以及 3714.2 元/kW，降幅達 7.88%。目前陸上風電已實現全面 平價，陸風主機成本持續下探增厚電站運營商利潤，同時海上風電主機價格下降也將 推動海風大規模平價進程加快，運營商投資熱情增強。

1.3、22年招標規模高速增長，有效支撐后續裝機需求

2022 年風電招標規模增長明顯。根據我們不完全統計，截至 12 月 31 日，2022 年風電主機招標規模累計達到 95.35GW（不含中國電建集中招標以及國電投招標框 架），明顯超 21 年全年水平，支撐 2023 年裝機規模增長；細分來看，陸上風電招標 規模 83.64GW（不含中國電建 15GW 集中采購），海上風電招標規模 11.71GW（不含國 電投 10.5GW 海上風電招標框架及中國電建 1GW 集中招標）。

2.需求：國內+海外風電市場有望迎來需求共振

2.1、國內：陸海并駕齊驅，助力能源轉型

2.1.1、錨定碳達峰碳中和，大基地+分散式風電開啟陸風平價新周期

風光大基地是我國風電裝機的重要組成部分，第三批大基地項目審查正加速推 進。根據每日風電報道，2022 年年初，國家發改委、國家能源局發布的《以沙漠、 戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》提出，到 2030 年規劃建 設風光基地總裝機約 455GW，其中“十四五”和“十五五”時期規劃建設風光基地總 裝機約 200GW 和 255GW。根據國家能源局《數讀 2022 年能源成績單》，第一批大型風 電光伏基地 9705 萬千瓦已全部開工，第二批、第三批基地項目陸續推進。大基地項 目依托我國沙漠、戈壁、荒漠地區良好的風光資源，通過就地消納+外送通道相結合， 實現高效規模化開發，大型風電基地將成為“十四五”及“十五五”風電裝機的重要 組成部分。

我國分散式風電具備可觀發展潛力。我國中東南部地區位處負荷中心，用電需 求量大，伴隨著風機技術創新，低風速的中東南部區域（5-6m/s）也具備較大的風電 開發潛力。據中國可再生能源學會風能專委會秘書長秦海巖測算，“全國 69 萬個行政 村，假如其中有 10 萬個，每個村莊在田間地頭、村前屋后、鄉間路等零散土地上找 出 200 平方米用于安裝 2 臺 5 兆瓦風電機組，全國就可實現 10 億千瓦的風電裝機。”

備案制簡化審批流程，分散式風電迎來發展契機。中國工程院院士黃震曾提出， 我國風電“審批周期長、手續程序復雜”，“建議簡化項目合規性手續辦理時間，盡快 推行項目備案制。由當地政府對分散式風電的區域發展規劃背書、針對性出臺專項審 批管理辦法，最大限度減化或合并合規手續辦理，減少審批流程 ”。 2022 年 8 月 12 日，張家口市行政審批局發布的《關于風電項目由核準制調整為 備案制的公告》宣布：“自2022年9月1日起，將風電項目由核準制調整為備案制”。 我們認為，張家口市全國首個落地風電備案制的地區，為后續其他省市落實風電項目 備案制起到了良好的示范作用；同時，備案制政策將簡化分散式風電的審批手續，分 散式風電有望迎來發展契機。

2.1.2、海上風電靜待平價，省補+地方規劃雙輪驅動

伴隨風電產業持續完善，部分地區已經實現平價。由于各省地勢條件及風力資 源不同，各地區海風造價有所差異。根據中國電建華東勘探設計院測算，2021 年福 建、廣東等資源較好和煤電標桿價較高的省份已具備平價建設條件，而北方地區，如 遼寧、天津、河北、廣西等地距平價仍有 0.025-0.095 元/kwh 不等的差距，產業鏈 協同降本將助力海風大規模實現平價。

沿海各省市中長期規劃陸續出臺，海上風電增長可期。根據不完全統計，預計 沿海各省市“十四五”海上風電新增裝機量超 55GW，其中廣東省規劃量最高，預期 “十四五”期間將新增 17GW 海上風電；江蘇“十四五”規劃 9.09GW，疊加新啟動的 “十三五”未核準結轉項目2.65GW，預計江蘇將新增11.74GW海上風電。長期來看， 目前沿海各省市積極推動海上風電基地建設，福建漳州（50GW），江蘇鹽城（33GW）， 廣東汕頭（60GW）、唐山（13GW）、廣東潮州（43.3GW）先后出臺海風發展規劃，累計 規劃量近 200GW，國內海上風電具備長足的發展空間。

站在當前時點，我們認為，隨著風機價格持續下探，陸上風電已經頗具經濟效益， 風光大基地+分散式項目將驅動陸上風電裝機規模提升，疊加各地方政策大力支持海 上風電，國內風電行業已經處于新一輪成長周期的起點。 招標規模有力支撐 23 年裝機規模。通常陸上風電建設周期為半年至 1 年，海上 風電建設周期約為 2 年（近年來有所加快，山東部分海風項目實現當年開工當年并 網），由此推算當年的風電招標量可以反應次年大部分的裝機需求。21、22 年風電招 標規模持續提升，分別實現 54.1GW、95.4GW（2022 年數據為我們的不完全統計，截 止到 2022 年 12 月 31 日），支撐后續裝機規模。考慮并網時間以及 22 年建設情況不 及預期影響，我們預計 2023 年風電新增裝機規模有望達到 70-75GW，其中陸上風電 裝機規模 60-65GW，海上風電裝機規模 10-12GW，較 22 年實現明顯增長。

2.2、海外：海外海上風電持續擴容，全球海風迎來高景氣度

2.2.1、歐洲：海上風電先行者，裝機目標持續擴大

根據 WindEurope 統計，截至 2021 年歐洲風電累計裝機量為 235.71GW，其中陸上 風電累計裝機量 207.38GW，海上風電累計裝機容量為 28.33GW；同時 WindEurope 預 測，2026 年歐洲風電累計裝機量將達到 341GW，其中海上風電增速遠高于陸上風電增 速，2022-2026 年，預計歐洲海上風電新增裝機量分別達到 3.5、4.4、4.1、5.4、 10.4GW，復合增速達到 31.29%。 海上規劃持續超預期，海上風電裝機有望加速。2020 年 11 月，為助力歐盟到 2050 年實現氣候中和的目標，歐盟委員會發布《歐盟海上可再生能源戰略》（EU Strategy on Offshore Renewable Energy），該戰略建議至 2030 年將歐洲的海上風 電容量從目前的 12GW 增加到至少 60GW，到 2050 年增加到 300GW。

2022年，為應對能源短缺問題，歐洲海上風電裝機目標不斷提升：① 2022 年 5 月 18 日，丹麥、德國、 比利時與荷蘭的政府首腦在“北海海上風電峰會”上聯合聲明，承諾到 2050 年在北 海建設至少 150GW 的海上風電裝機容量，為歐洲打造“綠色發電站”；同時 2030 年將 海上風電的裝機總量翻兩番，至少達到 65GW；②2022 年8月30日，丹麥、瑞典、波 蘭、芬蘭、愛沙尼亞、拉脫維亞、立陶宛、德國在丹麥首相官邸馬林堡召開波羅的海 能源峰會并簽署“馬林堡宣言”，同意加強能源安全和海上風電合作，計劃在 2030 年 將由其掌控的波羅的海地區海上風電裝機容量從目前的 2.8GW 提高至 19.6GW，是此 前目標的 7 倍。

2.2.2、美國：沿海各州提升裝機目標，海上風電加速發展

美國海上風電尚處于起步狀態，根據 GWEC 發布的《2022 全球海上風電報告》 截至 2021 年美國僅有兩個海上風電項目在運行，總計 42MW。2022 年，美國能源 部發布的更新版《海上風電戰略》提出，2030 年及 2050 年分別實現 30GW、110GW 的海上風電裝機量；2022 年 8 月，美國政府通過《2022 年通脹削減法案》（IRA， Inflation Reduction Act），該法案提出撥款 3690 億美元用于新的清潔能源資 助，其中包括為關鍵的海上風電制造業提供數十億美元的稅收抵免。根據 BNOW 發 布的《U.S.Offshore Wind Quarterly》，三季度美國沿海各州陸續出臺了更為明 確的裝機目標，如馬薩諸塞州將其 2027 年海上風電裝機目標從4GW提升至 5.6GW； 新澤西州宣布將其裝機目標從 2035 年的 7.5GW 提升至2040年的11GW；加利福尼 亞州規劃 2045 年實現 25GW 漂浮式海上風電的裝機目標。

2.2.3、亞洲：韓國、日本、菲律賓均出臺了海上風電裝機目標

根據 GWEC 發布的《2022 全球海上風電報告》，韓國規劃2030年海上風電達到12 GW 的裝機目標；日本政府批準了“海上風電產業愿景”，計劃2030年海上風電目標 達到10GW，2040 年達到 30-45GW；2022 年 4 月 20 日，菲律賓能源部與世界銀行發 布《菲律賓海上風電路線圖》，到 2050 年，高增長情況下菲律賓海上風電裝機量 有望達到 40.5GW。

我們認為，全球主要國家和地區都在加快能源結構轉型，海上風電技術發展成熟、 利用小時數高、不占用土地等特點使得全球各地對其愈加青睞，海上風電規劃持續超 預期。目前我國已經建立了相對成熟的風電產業鏈，主軸、鑄件、塔筒環節已實現全 球供應，單樁、主機、海纜也在積極拓展海外市場，伴隨著海外市場需求持續增長， 我國風電產業鏈迎來“出海”黃金期，海外+海上優質市場，為國內供應商打開市場 容量及利潤空間，優質企業有望彰顯全球競爭力。

3.機遇：把握“海上”+“海外”的投資主線，看好抗通縮、國產替代以及盈利修復環節

3.1、投資主線一：看好抗通縮的管樁及海纜環節

3.1.1、管樁：海風帶來增量空間，出口邏輯逐步兌現

海工產品用量是陸上塔筒的 3倍，孕育千億市場空間。陸上風電塔筒通過基礎環 直接固定于地面，而海上風電額外需要樁基、導管架等海工產品將塔筒和風電主機固 定在海床地基中。根據大金重工披露，陸風塔筒基礎支持重量約為 9 萬噸/GW，海 上風電基礎重量約為 27 萬噸/GW，是陸上重量的 3 倍。按照“十四五”期間海風電 裝機量實現 55GW 測算，對應的風電塔筒、樁基市場需求將超千億元。后續隨著海上 風電成本持續下降以及風電項目經濟性的提升，實際風電項目裝機需求有望不斷增長， 持續看好塔筒+樁基環節未來發展空間。

供應端來看，歐洲積極擴產提升本土化供應能力。目前各大企業紛紛出臺擴產 計劃來滿足未來海上風電高速增長帶來的單樁需求。SIF計劃將產能擴充至50萬噸， 預計 2024 年末投產；SeAH Wind 則計劃新建 24 萬噸，根據公開資料，我們預計 2024 年產能建設完成，2026 年達到滿產。按照不完全統計，規劃產能全部投產后，歐洲 本土單樁產能有望達到 149 萬噸以上。但考慮到歐洲當地產能的整體建設速度，疊加 產能爬坡、驗廠認證等時間，新增產能轉化為有效產能的時間周期較長，到 2026 年， 部分產能仍處于陸續爬坡投產的階段，產能尚未完全釋放。

根據我們測算，22-24 年歐洲單樁供應瓶頸逐年擴大：歐洲單樁訂單通常前置 1-2 年。我們認為海上風電項目通常提前半年進行海 工基礎安裝，單樁訂單會相應前置，根據 SIF 披露，其 2022 年下半年主要 產能將用于生產 Dogger Bank B 項目的基礎產品，而該項目將于 2024 年夏 季將并網發電。我們假設 2024 年當年的海上風電裝機量，其對應的單樁需 求提前至 2022-2023 年。

單樁企業同時兼顧過渡段生產，實際單樁產能降低。一方面，根據上文中 提到，由于大單樁產品生產工藝更高，單樁企業實際產出有限；另一方面， 單樁與塔筒之間需要過渡段鏈接，單樁企業兼顧生產過渡段產品，如根據 2021 年 Bladt 年報披露，公司近幾年陸續中標多個過渡段項目（法國 Courseulles sur Mer 項目、英國 Hornsea Two、德國 Kaskasi Ⅱ項目等， 中標重量約為 350-550 噸不等），過渡段對產能得占用導致單樁實際產能進 一步降低。 基于以上假設以及 WindEurope 對歐洲 2022-2026 年海風裝機量預測，考慮新增 產能爬坡釋放節奏，測算得出 2022-2024 年歐洲海上風電單樁供應缺口持續擴大。

訂單喜訊頻傳，單樁出海有望加速。2022 年，根據大金重工公告披露，公司陸 續斬獲 Moray West 48 套單樁項目、Moray West 30 套過渡段項目、Boskalis 美國海 上風電大型鋼結構項目、Moray West 12套海塔項目，NOY-Ile D'Yeu et Noirmoutier 法國 62 套單樁項目以及英國 Dogger Bank B 41 套海塔項目。我們認為，國內頭部海 工基礎廠商在生產工藝、產品質量方面已經獲得海外主機企業及業主認可；疊加自有 碼頭等資源優勢，在歐洲單樁出現供應瓶頸的背景下，國內企業有望持續收獲，彰顯 了國內廠商全球塔筒及管樁產品供應競爭力；同時推進行業格局持續優化，進一步夯 實龍頭公司的行業優勢地位。

3.1.2、海纜：深遠海化趨勢+高壓/直流海纜，具備抗通縮特點

海纜的抗通縮特征體現在兩個方面：①深遠海化趨勢下，送出海纜用量增加； ②送出海纜電壓由 220kV 提升至 330kV 或 500kV，甚至使用直流海纜，海纜單位價值 量提升。 近岸資源逐漸減少，風電深遠海化發展大勢所趨。根據氣象局發布的《我國近海風能資源概況》，不同離岸距離條件下風能資源潛 在開發量有所差異：近海水深 5～25m 以內，4 級以上的風能資源潛在開發量為 0.92 億 kW，3 級以上的風能資源潛在開發量為 1.88 億 kW；我國近海離岸 50km 以內，3 級 以上的風能資源潛在開發量為 3.76 億 kW，4 級以上的風能資源潛在開發量為 2.34 億 kW。

根據《中國海上風電發展現狀分析及展望》統計，目前中國海上風電機組多分 布于離岸距離 0~40km、水深 0~20m 的區域。考慮到近岸地區資源減少以及深遠海擁 有更加優質的風力資源，近年來海上風電場逐步向深遠海區域發展。根據 CWEA 報道， 2021 年廣東省能源局啟動粵西、粵東千萬千瓦海上風電基地前期工作，其中汕頭海 域離岸距離達到 72-151km；同時，我們梳理了部分列入 2022 年重點建設項目的海上 風電項目，其中粵電青洲一二項目中心離岸距離 50/55km，粵電青洲五六七項目離岸 距離 52-85km，汕頭中澎二海上風電場項目場址中心離岸距離達到 95 公里。

短期來看，500kV 送出海纜占比有望提升。220kV 交流海纜的輸電容量通常在 150MW-250MW 之間，500kV 交流海纜的數量容量約為 800-1000MW 之間。海上風電場連 片化開發將會帶來風場單體規模變大，超高電壓海纜的輸送容量更具優勢，如三峽 青洲六海上風電項目（1GW）采用 330kV 送出海纜，粵電青洲一二項目（合計 1GW） 采用 500kV 送出海纜。 未來柔性直流海纜更適用于大規模、遠距離電力輸送。交流電纜輸電過程中產 生的較大電容充電電流導致線損增加，通常配置高抗補償海纜的容性電流來保障有功 功率的傳輸，而柔性直流輸電過程中不存在電容充電電流，當海上風電場單體規模變 大、離岸距離較遠時，采用直流海纜方案相比交流海纜+高壓并聯電抗器方案更具經 濟性。國內海上風電場中直流海纜方案應用較少，目前僅江蘇如東 H6、H8 和 H10 風 電場采用 400kV 直流海纜送出方案。

離岸距離增加以及電壓等級升高，帶來海纜價值量提升。我們對 2022 年已經中 標的海纜項目進行梳理，當離岸距離介于 20-30km，35kV +220kV 方案單 GW 海纜價值 量約 10-15 億元，當離岸距離介于 55-65km 時，35kV +220kV 方案單 GW 海纜價值量將 提升至 20 億以上。考慮到目前采用 500kV 送出海纜的項目較少，項目間無法直接對 比，我們根據今年已公布的某兩個海纜中標項目進行估算：220kV 海纜價值量約 500萬/km（含敷設）,而 500kV 海纜價值量達到 1500 萬/km（含敷設），單公里價值量提 升了 2 倍。

3.2、投資主線二：看好國產替代及新技術應用的軸承產業鏈

3.2.1、軸承：“以滑代滾”，軸承新技術助力行業降本

軸承是現代工業的基礎零部件，其作用包括：①支承軸以及軸上零件；②保持 軸的旋轉精度；③減少軸與支承之間運動的摩擦系數。因而軸承又被稱為機械行業的 “關節”，廣泛應用于汽車、家電、農業機械、工程機械以及風力發電等行業中。根 據摩擦類型軸承可分為滾動軸承及滑動軸承：滾動軸承是指在零件間含有滾動體作 滾動運動的軸承；滑動軸承主要由軸向定位環、供油孔和軸瓦等組成，根據其受力具 有徑向尺寸小、承載能力強、成本低等優點。歷經十余年發 展，我國形成了相對成熟的風電產業鏈，主軸、鑄件、塔筒已經實現自主生產供應，并向海外市場出口。根據 Wood Mackenzie 統計，2019 年中國企業在機艙、葉片、齒 輪箱、發電機、變流器、塔筒環節已經達到較大份額，僅偏航/變槳軸承以及主軸承 環節國產化率較低，分別為 50%、33%。

趨勢一：大型化趨勢下，國產軸承有望加速。 2022 年大型化趨勢加速。根據 CWEA 統計，2015-2018 年之間，風電機組容量相 對平穩，陸風及海風單機容量分別在 2MW 及 4MW 上下波動。我國陸上風電及海上風電 補貼陸續退出，考慮到機組大型化不僅將減少單機材料用量，同時也降低風場內風機 臺數，有效降低施工/運維成本，大型化成為平價時代風電行業的發展主旋律。2021 年我國新增裝機的風電機組平均單機容量為 3.5MW，同比增長 31.7%，其中陸上風電 機組平均單機容量為 3.1MW，海上風電機組平均單機容量為 5.6MW。進入 2022 年大型 化機組應用加快，陸上風電招標要求中單機容量快速提升至 5-6MW，如深能蘇尼特左 旗 500MW 特高壓風電項目風機招標要求為單臺 6.0MW 及以上；國投靈山一期（六爐山） 400MW 風電場項目風機招標要求為單臺 5-6.7MW。

進口軸承成本顯著提升，自主軸承迎來加速替代。目前大部分大兆瓦主軸軸承 仍由斯凱孚、FAG 以及日本 NTN 海外軸承巨頭主導，而國內企業積極參與國產軸承供 應，在大型化趨勢下軸承具備巨大國產替代空間。通過對三一披露的軸承年度采購價 格進行分析，我們發現：①橫向比較，2020 年 4.0MW 主軸軸承相較于 3.0MW 主軸軸承 功率增加 33.3%，但單個軸承的平均采購單價增加 48.4%~76.2%不等，大兆瓦主軸軸 承平均采購單價顯著提升；②縱向比較，斯凱孚、FAG 以及日本 NTN4.0MW 主軸軸承 價格介于 26.27~32.08 萬元之間，洛軸的主軸軸承價格僅 19.91 萬元，國產軸承與海 外軸承平均采購單價相差 30%以上。我們認為，平價時代風電供應鏈應補齊短板，實 現全面自主可控，以保障我國風電行業高速發展，國產軸承有望迎來加速替代。

趨勢二：“以滑替滾”助力國內企業彎道超車。滑動軸承具備較低的生產成本以 及便于現場安裝拆卸的特點，可降低風機廠商的開發成本和運維成本：1）低速重載 應用場景更契合滑動軸承特性，開發成本降低。傳統的滾動軸承為點接觸或者線接 觸，單位重量或尺寸承載能力有限，而滑動軸承為面接觸，承載能力大幅提升；2） 風機維護成本降低。傳統滾動軸承通常采用整體式設計，若軸承失效則需要通過吊 車將整個機頭吊下塔筒才能完成替換，不僅費用昂貴，還會減少業主發電收益，而滑 動軸承采用的分瓣式設計可實現局部更換，使軸承實現現場安裝維修成為可能。根 據長盛軸承在投資者調研紀要中披露，以單 GW 計算，滑動軸承市場空間為 1.5 億元， 其中主軸軸承市場空間為 6-7 千萬元，齒輪箱市場空間為 4-5 千萬元，偏航變槳軸承 市場空間為 2-3 千萬元。

海內外均已展開滑動軸承探索性研究。滑動軸承可替代滾動軸承應用于風電主 軸軸承、齒輪箱以及偏變軸承中，目前主軸系及齒輪箱軸承進展相對較快：1）國內 頭部主機企業積極推動滑動軸承在風機主軸系上的應用：2021 年全球最大、國內首 臺金風科技新型軸系樣機在新疆達坂城風電場成功實現并網發電及滿發運行，根據金 風科技微平臺報道，其新型軸系采用滑動軸承替代滾動軸承，軸系承載密度提升超過 20%，維護成本降低超過 60%；2）齒輪箱軸承方面，齒輪箱龍頭及主機企業均在發力： 根據《滑動軸承在風電齒輪箱中的應用現狀與發展趨勢》分析，德國威能極已經開發 出 3-5.xMW 半直驅型滑動軸承風電齒輪箱；德國采埃孚公司開發出 4-5MW 滑動軸承風 電齒輪箱；上海電氣與威能極聯合開發出 5.xMW 滑動軸承風電齒輪箱；南高齒開發 出 3.xMW 滑動軸承風電齒輪箱。

“以滑替滾”趨勢下，國內軸承制造企業有望實現彎道超車。風力發電機在運 行過程中需要反復起停，采用高分子材料方案，可以在油膜沒形成時對軸承起到潤滑 及保護的作用，而高分子材料配方是滑動軸承制造企業的核心 know-how。目前國內 風電滑動軸承制造企業主要有長盛軸承、崇德科技、雙飛股份，根據長盛軸承投資調 研紀要和公司公眾號披露，長盛軸承依托其在工業變速箱成熟應用經驗以及豐富的技 術積累，已經取得主機廠的風電主齒輪箱滑動軸承訂單，同時主軸軸承也已經完成材 料驗證。 我們認為，風電軸承一直是掣肘我國風電行業發展的關鍵短板，而“以滑替滾” 的趨勢下，國內企業與海外龍頭站在了同一起跑線，依托龐大的風電市場中國企業有 望實現彎道超車，掌握風電軸承自主權。同時，滑動軸承也將有望享受滲透率提升帶 來的結構性機遇。

3.2.2、滾子：軸承專業化分工趨勢下，國產滾子快速替代

風電滾子占軸承成本僅 10%-15%，但國產化率尚低。根據中國軸承協會統計，目 前國內風電軸承市場規模約 200 億元，其中風電滾子占比軸承成本 10~15%，粗略估 計風電滾子市場規模約 20 億元。然而我國高端精密風電滾子長期依賴進口，成為制 約我國軸承行業發展的“卡脖子”環節。 軸承企業自制滾子成本高，專業化分工驅動滾子國產替代。

根據五洲新春的投 資者調研紀要披露，全球風電滾子競爭格局可以分為四個層面：①國外頭部軸承企業， 具備滾子生產能力，但自制或采用進口滾子成本較高，已經開始采購國內滾子產品； ②國內頭部軸承企業，自制滾子配套其軸承產品，但自用情況下難以達到規模效應； ③專業的第三方滾子企業，如五洲新春及力星股份，與下游風電軸承企業合作開發， 憑借技術優勢快速響應持續更迭的風電軸承要求，同時規模效應保障其滾子價格優勢； ④普通工業軸承滾子企業，技術尚不成熟，無法達到 1 級滾子的技術水平。綜合來看， 無論海外或國內軸承企業，在成本壓力下將更愿意向國內專業的滾子企業進行采購， 滾子專業化分工趨勢更為凸顯，有望驅動國產滾子市場份額持續提升。

3.3、投資主線三：關注盈利有望修復的鑄鍛件以及葉片環節

3.3.1、鑄件：短期看原材料承壓緩解，中長期看龍頭優勢顯著

鑄件競爭格局較為分散。風電鑄件產品通常包括輪轂，底座，轉動軸，定子主 軸，齒輪箱部件（含行星架，箱體等）等，目前全球風電鑄件 80%以上產能集中在我 國，其余 20%產能主要位于歐洲和印度。我國生產風電鑄件的企業較多，擁有一定產 能規模且技術性較強的企業主要有日月股份、吉鑫科技、廣大特材、豪邁科技等。根 據象山縣人民政府披露，2021 年，以寧波日星鑄業為主體的日月股份，風電鑄件產 品銷售量 40 萬噸以上，市場占有率在全國、全球均位列第一。

鑄件處于產業鏈中游，對原材料價格變動較為敏感。風電鑄件上游主要有焦炭、 生鐵和廢鋼、樹脂等原材料，2021 年原材料占總成本比約 60%；同時行業產品定價模 式通常為“材料成本+加工費+利潤”，與部分客戶的價格為年度鎖定價格，因此執行 年度價格期間原材料大幅波動對公司的盈利能力造成影響。2021 年鑄件上游原材料 價格高企，行業盈利能力整體出現大幅下滑。截至 2022 年 12 月 30 日，螺紋鋼、廢 鋼、生鐵價格已經從年內高點回落，跌幅分別為 19.4%、24.7%、17.9%，我們認為， 后續原材料價格企穩或者下行將有望帶來一定程度的盈利修復。

大兆瓦趨勢下鑄件難度不斷攀升，頭部企業地位有望持續鞏固。一方面，主機 大型化對鑄件產品的生產技術、質量水平以及產能帶來更高的要求。以風電輪轂為 例，風電輪轂與底座鑄件壁厚多在 100mm 以上，主軸孔部位甚至超過 200mm 以上，屬 于厚大斷面鑄件。根據《大斷面球墨鑄鐵的熔煉質量控制》中分析，該類鑄件鑄造時 的熱容量大、凝固緩慢，若造成球化衰退與孕育衰退將導致鑄件的組織和基體發生變 化。厚壁處若冷卻速度慢會導致石墨球粗大，石墨球數減少，形成力學性能較差、延 伸率、塑性及低溫性較低的非球狀石墨，因而大尺寸鑄件對企業技術要求較為苛刻。

另一方面，鑄件行業為重資產行業，資金壁壘較高。大兆瓦風機的部分零部件體積 變大，需要新產能進行適配，我們梳理了頭部鑄件企業近幾年擴產情況，新建鑄件產能對資金要求較高。其中，日月股份在甘肅酒泉推進的 20 萬噸鑄件產能項目規模總 投資高達 31.02 億元；2021 年，金雷股份投資建設海上風電核心部件數字化制造中 心，新增年產能 15 萬噸，投資金額高達 22.37 億元；2021 年，廣大特材募集資金 12.87 億元，其中 9.37 億元用于推進宏茂海上風電高端裝備研發制造一期項目，預 計新增年產 15 萬噸海上風電鑄件精加工產能。我們認為伴隨風電大型化趨勢，頭部 鑄件企業兼具技術以及資金優勢，市場份額有望持續增長。

3.3.2、主軸：鑄造替代鍛造趨勢有望加速

主軸細分領域市占率相對集中，CR2 達 40%以上。主軸用于聯接風葉輪轂與齒輪 箱，將葉片轉動產生的動能傳遞給齒輪箱，是風電整機的重要零部件。風機使用壽命 長達 20-25 年，若使用中主軸發生故障，更換成本高、更換難度大，根據華經產業研 究院測算，2021 年金雷股份以及通裕重工全球市占率合計達到 41.88%。

頭部企業已實現批量出貨，預計2023年鑄造主軸趨勢加快。鍛造工藝在生產8MW 以上大型風電主軸時需要更大的生產設備，生產效率低，而鑄造主軸采用鑄造成型工 藝，材料利用率高，生產效率高，盡管鑄造主軸力學性能相對弱于鍛造主軸，但仍可 以滿足風電整機長期穩定運行的要求，在風機大型化趨勢下，鑄造主軸優勢逐漸顯現， 目前鑄造主軸已陸續通過部分主機認證并實現出貨，預計 2023 年鑄造主軸替代趨勢 或將加速。金雷股份以及通裕重工憑借其在風電主軸行業多年積累下的產品口碑以及 客戶優勢，持續開拓鑄造主軸產品。2021 年金雷已經已實現對上海電氣、遠景能源、 東方電氣、西門子歌美颯等風電整機廠商批量供應鑄造主軸；根據通裕重工的投資者 調研紀要披露，預計 2022 年通裕重工鑄造主軸訂單約 1000 支。

3.3.3、葉片：有望迎來結構性偏緊和盈利修復

專業葉片制造企業市場份額提升。根據GWEC發布的《2020全球葉片供應鏈報告》， 風電葉片的采購成本占風電整機成本的 15%左右，是風電主機重要的零部件之一。目 前葉片制造商分為專業葉片生產企業和風電整機商內部的葉片制造企業，由于：①專 業葉片生產企業可以降低采購費用以及縮短新產品的上市時間，②葉片供應鏈日趨成 熟，專業葉片制造商產能布局廣泛，不同地區皆有合格的專業葉片制造商。我們預計 葉片外包比例將會持續提升，根據艾郎科技招股說明書以及 GWEC 發布的《2020 全球 葉片供應鏈報告》，2019 年風電整機商內部生產的葉片市場份額占比已經下降至 50%。

海內外葉片玩家眾多，中材科技國內市占率領先。海外葉片企業包括 LM（隸屬 于 GE）、TPI；國內葉片玩家主要為中材科技、時代新材、中復連眾、艾朗科技以及 天順風能等企業，其中中材科技風電葉片業務連續多年保持行業領先，2021 年公司 合計銷售風電葉片 11.4GW，約占國內風電并網量的 24%。 葉片需求快速進入 90 米階段。目前風電葉片向著大型化、大容量、智能化、輕 量化趨勢發展，大葉輪直徑的陸風機已經成為參與投標的主流機型，其中在大唐白玉 山擴容風電項目中，所用的金風科技中速永磁平臺產品 GWH191-5.0MW 機組葉輪直徑 191 米，是截至目前葉輪直徑最大的陸上風電機組；海上風電方面，主機廠陸續推出 葉輪直徑近 250m 的海上風電機組，如金風科技的 GWH252-16MW、明陽智能的 MySE16.0-242。

葉片需求分化，頭部企業優勢凸顯。大型化趨勢下，我們預計 2023 年小葉型加 速淘汰，大葉型供應偏緊，而頭部葉片企業經過長期的積累，不僅在產品、技術方面 已經得到了市場驗證，還形成了快速響應大葉型需求的能力。根據中材科技的投資者 調研紀要披露，公司得益于其模具一體化戰略，90 米級別模具迅速到位，截止 2022 年 6 月底具備 18 套，預計 2022 年年底接近 40 套，全部達產后將具備 15GW 左右 90 米級別葉片產能。 葉片環節盈利有望修復。風電葉片主要原材料為芯材、玻璃纖維及環氧樹脂， 根據 Wind 數據顯示，環氧樹脂價格已經從 2022 年年初的 25380 元/噸下降至 2023 年 年初的 15600 元/噸，降幅高達 38.5%；同時由于 2022 年葉型調整，在生產前期并未 體現出規模優勢，2023 年風電裝機整體回暖帶動 90 米級別葉片放量，規模效應將有 所顯現。

3.4、投資主線四：關注價格有望企穩以及出海突破的主機環節

低價中標頻現。2022 年以來，陸上風電中標價格持續走低，近期華潤三塘湖 100 萬千瓦風電項目主機中標金額 158158 萬元，平均單價 1581.58 元/kW(含塔筒)，假設 塔筒價格 350 元/kW,則不含塔筒陸上風機進入 1200 元/kW 的價格區間。我們認為價格 快速走低的原因有二： 一方面，主機大型化步伐持續邁進:大型化帶來的單位材料成本下降可以推 動單位風機成本降低，根據我們不完全統計，2022 年 4MW 及以上風機成為 今年陸風招標主流機型，其中 5-7MW 機型占比超一半，達 57.47%。

另一方面，行業競爭有所加劇：金風科技、遠景能源、明陽智能依靠其技 術優勢及多年積累，市占率長期穩居行業前三，但 CR3 有所下滑；同時，以 中車風電、三一重能為首的第二梯隊主機廠企業紛紛發力，市場份額快速 提升。根據 CWEA 統計，2018 年風電新增裝機中 CR3（金風科技、遠景能源、 明陽智能）約為 63.9%，2021 年新增裝機中 CR3 下降至 47.4%，而三一重能、 中車風電的市場份額從 2018 年的 1.2%/1.42%提升至 2021 年的 5.7%/5.9%。 我們認為，大型化以及競爭因素導致風電主機已經進入較低價格區間，未來下 行空間有限，陸上風機價格有望觸底企穩。

海內外風機價格分化，低價優勢下國內主機競爭力凸顯。根據 BNEF 發布的 《2022 年上半年風機價格指數》指出，國內外陸上風機價格已經出現分化：受益于 完善的本土供應鏈以及風機大型化速度加快，中國地區陸上風機價格持續下行；而除 中國的其他地區，受到鋼鐵價格回升、海運費用上漲以及供應鏈中斷影響，陸上風機 價格提升，2022年上半年簽訂的陸上風機協議的價格高達92萬美元/兆瓦，回到2016 年價格水平。我們認為，在價格優勢下，國內主機企業競爭優勢提升，有望迎來加 速出海。