风电行业2023年度策略：景气高度看海风，主线聚焦抗通缩（2020年全国风电发电量）

（报告出品方/作者：广发证券，陈子坤，纪成炜，曹瑞元）

一、风电从周期走向成长，招标高企景气回暖可期

（一）招标装机：招标高企叠加结构升级，迎接明年风电装机热潮

受各方因素影响，2022年装机略不及预期。受疫情和供应链因素影响，全国 风电装机量放缓，据国家能源局统计，1-10月风电新增装机容量21.14GW，同比增 加1.94GW。这是由于2022年上半年疫情疫情造成齿轮箱、轴承等关键零部件缺货 比较严重，对风机的排产和交付产生了比较严重的影响。而且2022年作为补贴结束 后的第一年，还不能完整展示风电行业景气，还需重点关注2023年风电行业整体变 化，预计2023年行业景气周期开启。风电行业作为政策明确引导规划的行业，今 年装机量虽然略不及预期，但许多项目将结转明年并网，预计明年风电高光回归。

风电招标量超预期，未来海风增长是亮点。据金风科技统计，2022年Q1-Q3 季度公开招标量达76.5GW，相比去年全年招标量增加41.39%。截止2022年10 月，国内风机招标量已达到91.72GW，同比增长90.09%，全年预计能突破 100GW。而且招标量通常会年内与下年 3:7的装机比例，再叠加上明年的增量， 实际装机新增可能超过70GW，迎来装机热潮。

海上风电未来的高增长也会进一步支撑招标量的提升。从国内来看，十省份出 台海风“十四五”装机规划，总量超过200GW。国际上同样也有清晰规划，今年5 月，丹麦、德国、比利时与荷兰四国共同签署文件，四国共同承诺，到2050年将四 国的海上风电装机增加10倍，从16GW提高至150GW，其中在2030年，海上风电 装机总量将达到65GW。同时，美国预计在2030年前新增至少30GW海上风电，英 国也将2030年海上风电装机目标从40GW调增到50GW。“十四五”风电总装机量新增278.79GW，风电确定性强。各省市“十四五”风光 装机相关规划均已发布，风电总装机量新增278.79GW，其中大部分省市风电新增装 机量占风光总装机量达50%以上。

“十四五”十省规划超200GW，海风需求可持续性强。2022年是海风去补贴的第 一年，辽宁、山东、广东、广西、江苏、浙江、海南等沿海省份均明确了海上风电装 机规划，总规划量高达202.67GW。同时部分省份相继出台新的省级补贴政策进行接 力，为海风需求提供强力的支撑。此外，据国家发改委、能源局《关于促进新时代新 能源高质量发展的实施方案》，风电项目由核准制调整为备案制，风电项目落地速 度将加快。

（二）陆风：陆风平价项目经济性凸显，整机价格有望筑底企稳

风电行业从周期性走向高成长性， IRR持续保持较高水平。过去风电行业受 政策补贴影响呈现周期性特性。随着风机大型化、轻量化的快速推进，当前陆风海 风均已退补的情况下，部分地区如广西、福建、云南等IRR仍保持在较高水平，目 前全国共计18个省份的风电IRR超过7%。受益于政策段规划支持及大型化高速发 展，海上风机报价已经从2020年的7000元/kw降至2022年11月的3830元/kw左右， 降幅接近50%。部分省市的IRR超过7%，其中福建因为有效利用小时数较高，IRR 达到了14.5%。综合发电收入端和成本端，未来风电IRR将保持较高水平。

陆风平价项目经济性凸显。据西勘院规划研究中心，绝大多数内陆省份陆风项 目的实际造价均低于甚至远低于实现7%IRR的理论造价，其中内蒙古、河北、吉林 等省份价差达2000元/kW以上，可行性强，盈利能力良好。而搭配储能10%2h后， 虽然可行性有所下降，但大多数内陆省份风电投资的实际造价仍低于实现7%IRR的 理论造价，仍满足运营商的投资收益率要求。

陆风大型化进入瓶颈期，陆风整机价格有望筑底企稳。据金风科技统计，风机 价格自2020年初开始不断走低，2022年9月，风机公开投标均价已下探到1808元 /kW，相比去年同期的2368元/kW下降了23.65%。目前陆风招标主力机型集中在 6MW左右，受制于陆风风速及运输半径限制，陆风大型化已经进入阶段性瓶颈 期。且目前陆风风机月度招标均价降速放缓，陆风竞争格局逐步改善，价格有望筑 底企稳。

（三）海风：大型化降本显著，海风项目平价在即

全球海上风电景气度高，中国装机量稳居第一。2021年是国家补贴海风项目 并网的最后一年，当年海风装机量高达16.9GW，同比增长322.5%，占2021年全 球海风装机量的75%。随着海风大型化进程不断推进和各家主机厂纷纷推出低价主 机产品，多个海风项目已经成功实现了平价。所以我们预计未来海风大量增长，占 风电总增量逐年提高。

全球海风装机亦保持高景气度发展，2021年全球海风装机量 达22.5GW，同比增长240.9%。据IRENA预计，2030年全球海风将实现装机 213GW，当前距离目标还有157GW装机余量，预计平均每年实现约22GW海风装 机。丹麦、德国、比利时与荷兰签署文件并承诺在2030年海上风电装机总量将达到 65GW。同时，美国预计在2030年前新增至少30GW海上风电，英国也将2030年海 上风电装机目标从40GW调增到50GW。所以海上风电在国内国外均有巨大需求， 整体上装机量将会呈上升趋势。

大型化降本增效推动风机成本下探。以国内风机龙头金风科技为例，在2018 年公司销售产品中2S系列销售容量占比87.1%，至2022年该比例下降至14.07%， 截止2022年9月份，公司销售的3S/4S机组占比从5.84%增至41.48%。大容量风机 引领出货，大型化降本增效推动风机价格不断下探，据各公司披露，当前主流 3.XMW、4.XMW、5.XMW风机成本已分别降至2300元/kW、2000元/kW、1600元 /kW左右，金风科技5MW以上成本显著高于运达股份及三一重能，主要系金风科技5MW以上产品GW 6S/8S均为海上风机。

量升价稳，风电产值有望突破新阶段。一方面受益于风机招标价格快速下降， 政策方面确定性高，全球需求量高企，风机招标量可预见的增长。因为风机交付周 期约为一年，所以上年的招标规模可作为先行指标预测下年的新增装机规模，再加 上今年很多项目将结转到明年装机并网。我们预计明年装机量上将会有显著提升。 另一方面陆风已实现平价，海风平价在即，大功率风机成为行业趋势，风电项目经 济性进一步提高，进而支撑需求成长，风电产值空间将进一步打开。

二、风电技术革新及发展：迎接平价时代，大型化显著降本

（一）风机三大技术路线：双馈、半直驱和直驱

风机技术路线主要包括双馈型、直驱型和半直驱，三种技术路线各有所长。双 馈型、直驱型和半直驱是市场上目前主要应用的风机技术路线。三种技术路线在发 电机、齿轮箱、变流器等部件上存在差别，适用于不同应用场景。从技术发展的早晚来看，双馈型发展最早（1970年代），直驱型较晚（1990年代初），半直驱型 最晚（1990年代末）。 双馈型价格最低，但故障率高、可靠性低。由于自然风速较低，需要齿轮箱可 增速传动来提高发电机的转速。双馈型具备发电机体积小，成本低的优势。但由于 齿轮箱的存在，齿轮箱易过载，故障率高，可靠性低。

直驱型可靠性最高，但造价高且维修难度较大。直驱不用齿轮箱增速，可靠性 最高；采用永磁发电机，一方面永磁高原材料价格推高整机造价，另一方面磁极 多，重量大，在海中易生锈。永磁发电机存在永久的强磁性，在现场条件下检修较 困难，一旦出现故障需整机拆卸返厂。 半直驱型综合了直驱和双馈优点，兼具经济性和可靠性。半直驱机械传动部分 类似双馈，电气传动部分类似直驱。半直驱型仅采用二级中速齿轮箱，相对双馈型 结构更简化，故障率更低；相对直驱型，磁极运用少，体积小，重量轻，成本经济 性高。

陆风平价背景下，机型多以双馈、半直驱为主。根据北京风能大会官方公众 号，2020年和2021年国内各大整机厂纷纷推出大兆瓦机型，在技术路线上，直 驱、双馈、半直驱皆有应用，金风科技推出了中速直驱永磁的新机型，明阳智能以 半直驱为主，三一重能、中国海装、运达股份以双馈为主，而远景在2021年CWP 上推出半直驱机型。由于陆上风电工作环境较稳定，同时直驱型初始投资成本太 高，直驱型在国内陆风市场基本退出了招标。目前，陆上机型以双馈、半直驱为 主。

大兆瓦海上风电机型以直驱和半直驱为主。相比陆上风机，海上风电机组通常 功率更大，工作环境更恶劣，吊装与维护成本更高，因此对于机组运行的稳定性提 出了更高要求。由于多级齿轮箱的应用，高速双馈式风电机组后期发生故障概率远高于直驱式和半直驱式机组，从而限制了其在海上风电领域的应用。根据《大容量 海上风电机组发展现状及关键技术》，国内外主要厂商推出的5MW以上海上风电 机组，我们发现除华锐风电、联合动力等国内三线厂商曾在2011-2012年间推出过 双馈式的6MW机组外，其余风机均采用直驱或半直驱技术路线。

（二）大型化：大型化降本效果显著

风电市场从政策驱动转变为由市场驱动，上游运营商主导产业链话语权，降本 将成为产业链可持续发展的要求。从补贴政策来看，陆风和海风分别已经在2020年和2021年进入补贴退坡，风电市场为由政策驱动转变为由市场驱动，进入平价时 代。从风电产业链特点来看，下游运营商多为国有企业，且玩家数目少，对风场/ 电站资源的分配制使其在产业链中占据主动话语权地位；下游运营商会将风电平价 下的成本压力逐步向产业链中游和上游传递，降本将成为产业链可持续发展的新要 求。

大型化是风电项目降本的有效途径。从资本支出方面，风机大型化可以摊薄风 机制造开支及配套设备的单位功率开支，从运营费用方面，可以减少风场运行和风机维护费用。根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》，当机组单机容量由 2MW增加到4.5MW时，静态投资由6449元/kw降低到5517元/kw，全投资IRR由 9.28%上升到11.68%，LCOE由0.3451元/kWh下降到0.2983元/kWh。

全球陆风、海风项目成本过去十年均不断下降。根据IRENA统计，陆风LCOE 近十年一直保持下降趋势，从2010年0.089美元/kWh下降到2021年0.029美元 /kWh，降幅达到68%，陆风总安装成本自2014年起也连续下降；海风LCOE也呈现 明显下降趋势，从2010年0.162美元/kWh下降到2021年0.065美元/kWh，降幅达到 60%。全球陆风、海风项目成本均实现较大幅度下降，近十年成本降低十分显著。

国内新增风电机组平价单机容量持续上升，大功率风机在新增风电中的比例持 续扩大。CWEA统计的市场装机数据显示，2021年我国新增装机的风电机组平均单 机容量为3.51MW，同比增长31.7%；陆上新增风电机组平均单机容量为3.11MW， 同比增长20.7%；同年我国海上新增风电机组平均单机容量达5.56MW，同比增长 13.9%。在2021年新增装机中，5.0MW以上单机容量的机组占比达到23.41%。

以金风科技为例，行业龙头重心偏向大型化风机。从金风科技不同容量机型销 售占比来看，近年来风电机组大型化进程提速。根据金风科技公司年报，小型风机 1.5MW及以下销售占比从99.94%下降到0.04%，即从核心主力业务到几乎退出业务 线条。与之对应，大型化3/4/6/8S平台及以上风机销售占比则从零迅速提升至77.59%， 成为主力产品。

（三）原材料：原材料价格回落推动产业链盈利修复

风力发电机组零部件数量众多，主要零部件环节原材料成本占比高。根据明阳 智能2021年年报，原材料的金额为196 .6亿元，占风机总成本的96.32%，远高于 人工成本的3.86亿元和其他费用的3.65亿元。陆上风机及其主要配件原材料主要为 钢铁和混泥土，海上风机则主要是钢铁。齿轮箱环节的原材料也主要为钢铁，其中 包含锻造钢、铸铁、铸钢、轴承、钢板等；叶片占比接近20%，其主要由玻纤、树 脂等制成。从各环节原材料成本占比来看，主要零部件原材料成本平均在七成以 上，占比普遍较高。

风机零部件环节盈利能力受原材料价格影响较大。对2016年至今的原材价格 和零部件环节毛利率的相关性进行分析，可以发现主要零部件环节代表公司毛利率 水平与当年主要原材料价格基本呈现负相关走势。以塔筒环节为例，其主要原料中 厚板价格由2021年的5453元/吨下降到了2022年第三季度的5062元/吨，下降幅度 7.7%，随着而来的，也是塔筒环节主要公司毛利率企稳，其中太胜风能毛利率由 16%上升到18%。钢材等原材料价格回落将促进包含塔筒、铸件锻件等在内的零部 件环节盈利改善，推动产业链盈利修复。

（四）出口：中国企业加速出海，风电产业链迈向全球市场

“双碳”背景，海外海风风电市场扩量提速。根据GWEC统计数据，自2016年 以来，海外风电新增装机量一直保持增长，从2016年27.2GW增长至2020年 56.6GW。受到新冠疫情短期因素影响，在2021年首次出现了下降。随着海外在 2022年逐渐退出疫情防控政策，海外风电装机需求动能有望回归。同时，据 GWEC测算，为在2050年实现碳中和，全球风电装机量速度仍需提升。

欧美区域提供重要增长驱动力，巴西或成新增长点。各国接连出台能源转型政 策推动碳中和。例如，俄乌冲突后，为保障能源安全，欧盟今年5月公布REPowerEU 行动计划，提议将2030年的可在生能源占比目标由40%提高到45%，同时计划到 2030年，风电累计装机容量达到480GW；美国于2021年11月公布了美国实现 2050 碳中和终极目标的时间节点与技术路径，计划 2035 年实现100%清洁电力目标。 根据GWEC公布，美国2021年风电新增装机12.7GW，海外新增风机容量占比 26.26%；欧盟2021年风电新增装机17.0GW，海外新增风机容量占比37%。值得注 意的是，巴西也非常注重风能发电，2021年新增装机量为全球第三，仅次于中国和 美国，新增装机3.83GW，海外新增风机容量占比8.33%。

海外高通胀环境，国内厂商成本优势凸显，将迎来一波机会窗口。由于地缘政 治，海外产业链供应被打断，大宗商品价格持续上涨，高原材料价格推高了欧洲风 机制造成本，抬高零部件的出厂价格，使得风电产能扩张承压。 对比国内，风电设备重要的原材料价格回落。据中钢协发布的中国钢材价格指 数，今年4月以来，中国钢价开始下跌，截至11月，钢材价格指数为108.47，同比 下滑18.8%；今年7月以来，环氧树脂价格出现了震荡下降趋势；11月，玻纤价格 也处于底部区域。预期2023年，相比海外厂商所面对的高通胀的成本压力，国内厂 商将迎来一波成本优势的窗口机会。

中国风电企业具备出口竞争力，各环节出口空间较高。过去数年，国内的风电 机组出口规模和比例都较低，随着国内大型化风机技术发展、成本降低、海外市场 风电需求的提升，中国风机企业迎来出口增长机遇。根据WIND统计，国内风电企 业近年纷纷开展海外业务，例如行业龙头企业金风科技海外营收占比从2018年 7.13%上升至2021年的11.98%，阳明智能在2022H1海外营收占比3.88%。

此外，中国风电机组新增出口容量自2018年起一直保持增长，2021年出口 3.27GW，同比增长175.08%。具体国家分析，中国风机企业有望继续在东南亚、 中亚和南美等市场继续扩大出口优势不断提升市占率。同时，2022年半年报显示， 仅金风科技、明阳智能、运达股份三家公司手握海外订单已达3178MW，与去年全 行业出口规模接近，风机设备在海外进一步落地开花。

三、风电产业链：大型化下抗价值量通缩是投资主线

（一）海缆：深海化不断推进，高电压等级量利齐升

需求侧海缆环节量利齐涨。下游海风装机保持高景气，朝深远海推进，23年预 计是海风装机大年，海缆也会集中交付，近年来新建风电场以江苏大丰H8风电场 项目为例，离岸距离已达72km，预计23年平均离岸距离达60km，未来随着远距 离、高电压等级海缆需求推进，海缆环节有望量利齐升。 供给侧海缆行业壁垒高。由于海缆的品牌效应以及海缆生产与施工需要专用设 备、生产前期需要较大的资本投入，海缆行业具有生产技术壁垒、资格认证壁垒、 生产设备壁垒、品牌业绩壁垒和资金壁垒，分化为明显的一二梯队，预计23年风机 大型化下海缆依然能保持抗通缩特性，量利齐涨。

目前能够进行规模性生产220KV以上海缆的企业仅有东方电缆、中天科技、亨 通光电、汉缆股份等企业。其中中天科技与东方电缆凭借66kV集电海缆、柔性超高 压直流海缆、三芯330kV海缆生产能力及强势拿单能力共处第一梯队，订单结构不断 优化，根据东方电缆公告其2021年海缆销量强势上扬达1419km，同比上升64.28%， 有望继续保持第一梯队；同时亨通光电及汉缆股份卡位江苏、广东揭阳与山东区位 优势，中标表现强势，有望在2023年海风产业链集中交付下获取外溢订单，看好成 长性。

（二）桩基：大型化深海化稳定桩基价值量

桩基是目前最主流的海上风电支撑设备，受限重量较大运输能力较为关键。根 据海力风电招股书2021年其单位GW桩基用量达20.3万吨，码头资源则通过海上施 工及运输影响桩基厂商交付，自有码头可有效节省转运、吊装费用，且提高周转效 率，在需求波动时调节生产和交付节奏，及时交付产品；同时，桩基作为海风支撑 设备，上抵风机，下至海床，水下结构复杂程度和重量与水深成正比，因此2023年 风机大型化和海风装机深水化进程加快将有效促进桩基用量提升，单位价值量稳定 上升，同时2023年海风装机大年将带来桩基新需求点，对各厂商产能区域布局及规 模的要求进一步提高，因此2023年桩基厂商做好长期区位优势布局的海力风电及大 金重工有望进一步受益。

（三）塔筒：重点关注产能运输半径及码头资源

塔筒本身技术壁垒较低，其生产流程主要包括拼装和焊接两个环节。主要制约 因素仍是运输费，塔筒的生产成本占比中，运费成本占7%左右，仅次于原材料成本， 这在在机械行业中处于较高水平，因此陆上塔筒看重制约运输半径的产能布局，海 上塔筒则更重视影响海上施工交付的码头资源。 同时，2022年“海风+出海”增长逻辑持续发力，海外海风发电凭借其高经济性 进入加速发展通道，同时国产塔筒具备原材料价格优势，根据11月28日的国内和欧 盟钢价来计算（取钢材价格占比56%），国内塔筒成本为982美元/吨，而欧盟本土塔 筒成本达到1580美元/吨，欧盟塔筒成本比国内高60.91%。2023年具备码头资源和 业绩背书能力的大金重工和天顺风能有望借势双海东风，打开海外市场。

（四）整机：竞争格局优化，风机价格有望筑底企稳

风电整机行业集中度较高，2021年陆风海风CR3分别为55.3%，相对2019和 2020年竞争格局进一步优化；而根据伍德麦肯兹数据，2022上半年海陆风中标中 CR3更是达到60%，这进一步表明整机竞争格局持续优化，风机价格有望在未来筑 底企稳；同时，2022年整体受疫情影响风机交付延迟，叠加2023年海风大年，同 时海风平价进程加快，大型化降本增效进一步突出，因此推荐具备海上大兆瓦机 型、持续受益海风高景气的头部风机厂商三一重能、金风科技，关注明阳智能、运 达股份。

（五）定转子：技术叠加海外客户认证筑壁垒

转子房、定子段作为风电设备的关键零部件，分别主要用于风电设备中内置安 装轴承、永磁片以及内置线圈包，其常年在野外运行，同时运行工况恶劣，对钢结构 件的精度和刚度都有一定要求，根据振江股份2021年年报，定转子材料成本仅占 32.16%/29.81%，其人力加工与外协加工成本占比接近50%，因此下游客户的产品 质量认证与生产厂商自身技术是该环节的两大壁垒，下游主机厂商严格控制招标名 录，名录内供应商培育及审核周期都较长，目前国内具备定转子生产能力和成功搭 建客户渠道的厂商较少，仅振江股份一家，随着2023年风机大型化趋势增强，对定 转子产能与技术更新迭代要求势必提升，其技术生产设备优势、出海客户资源优势 将进一步凸显。

（六）主轴：大兆瓦配套产能仍稀缺

大兆瓦机型适配的铸造主轴产能有一定稀缺性，其对生产设备要求更高。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，公司现有设备产能利用率已达 高位，因此拟通过募投项目建设购买新设备从而提升大兆瓦主轴产能；目前风电主 轴参与者较多，但以锻件产品为主，因此预计2023年风机大型化将带来更高产能门 槛，稳固目前的双寡头竞争格局，目前布局扩产的双寡头金雷股份和通裕股份有望 受益。同时金雷股份和通裕股份积极开拓海外销售渠道，据测算2021年金雷股份的 海外业务板块为其带来了整体毛利润的40%。

（七）轴承及滚子：高附加值低国产率，兼具出海逻辑

1.轴承环节：大兆瓦配套轴承国产替代率有待提升，轴承龙头新强联国内领先

轴承环节属于高附加值环节。根据新强联公告及华经研究院数据，2021年主 轴轴承的毛利率为48.83%，却有约70%依赖进口，国产化率仅30%，低于国内风 机零部件平均国产化率水平。随着风机大型化趋势不断推进，2023年将有更多8- 10MW海上风机逐步投运，但3MW以上主轴轴承的国产化率处于极低水平，大兆瓦 主轴轴承市场仍受斯凯孚、舍弗勒、恩斯克、捷太格特、恩梯恩、铁姆肯、美蓓 亚、不二越等全球八大轴承公司所垄断。国内轴承制造企业大兆瓦主轴轴承制造能 力在4-5MW左右，而根据新强联2022年中报披露，其3-7MW轴承的研发设计并实 现了小批量生产，公司12MW海风主轴轴承也已成功下线，成为目前国内最大功率 风电机组主轴轴承，看好轴承龙头新强联保持技术领先态势，2023年大兆瓦机组轴 承批量生产后进一步增厚利润。

2.滚子环节：兼具国产替代和出海逻辑，风电滚子量利齐增

风电滚子是轴承的关键部件，兼具国产替代和出海逻辑。国内风电滚子是非标 准件定制加工，生产过程中所需加工的面和检测的项次较多，其较高的技术、资 金、品牌壁垒限制了国内企业的进场，高端下游客户对生产企业认证的周期较长， 如瑞典斯凯孚集团（SKF）的认证周期为两到三年，现阶段受海外客户承认具备 一、二级精度滚子生产能力的国内仅有少数企业，国内滚子长期被国外垄断，国产化率有待提高；同时海外市场目前受俄乌战争和传统能源价格上涨影响对风电需求 大涨但海外产品性价比较低，斯凯孚不同型号的主轴轴承价格比国内同类产品贵 20-70%，且主流外资品牌近日发布产品涨价函，宣布由于原材料成本上升产品涨 价5-10%不等。

同理可得上游的风电滚子，做好高端精密滚子产能布局且搭建好海 外客户资源渠道的五洲新春和力星股份有望受益，在2023年有望抓住海外滚子机遇 进入放量期。

（八）变流器：高功率变流器份额提高

风电变流器以控制复杂、可靠性及稳定性要求高为主要特点，是风电机组的关 键部件之一，海上风电变流器技术要求高，功率器件及拓补结构是重要环节。根据 普华有策，目前国产2.0-3.0MW风电变流器已经批量生产，成为市场主流。未来随 着海上风电的规模化发展以及国内厂商技术水平的逐渐提高，全功率变换技术路线 将主要成为技术发展主流方向，国内企业及更高功率的变流器产品市场份额预计将 有所提高，推荐做好高功率变流器技术储备和产能布局的头部变流器厂商阳光电源 和禾望电气。

（九）铸件：大兆瓦或出现结构性短缺

风电铸件主要包括轮毂、底座、轴及轴承座、梁、齿轮箱部件等，由于其恶劣 的工作环境和发挥的支撑作用，对其承载力、刚性要求较高，约占风电整机成本的 8%-10%。在风机大型化趋势下，整机厂商对于铸件的加工精度、强度、抗疲劳 性、可靠性等机械性能要求不断提高，大容量风机配套铸件产能相对紧缺，目前仅 有日月股份等头部铸件厂商具有相关大机型配套铸件生产能力，且由于设备更新的 资金需求和政策限制原因，非上市企业进行大兆瓦铸件扩产难度较高，因此2023年 风电装机大年和大型化浪潮下铸件产能容易出现结构性紧缺，头部企业将卡位全球 增量市场获取利润，具备自主加工能力、产能规划完善的日月股份有望受益。

（十）叶片：玻纤混编轻量化技术变革引领

风机大型化降本增效是2022年聚焦重点，随着风电机组单机功率的增大，需要 更大的叶片来达到大功率的发电效果，大叶片使得叶轮直径越长，扫风面积越大， 进而增大发电量。东方电气自主研制的B1030A型风电叶片长度为103米，是目前我 国已下线的最长风电叶片。因而引入风电叶片的轻量化降本技术变革路线，根据风 电叶片成本占风力发电整个系统的比重达20-30%，而叶片成本80%来源于原材 料，其中增强纤维与基体树脂占比超过60%，材料“包裹体”材料用量及成本基本 决定了叶片的成本，因此其轻量化降本的实现路径主要是新风电叶片材料碳纤维的 引入和制造工艺、叶片结构的迭代优化。

随着全球风电整机巨头维斯塔斯碳纤维专利保护期2022年7月19日正式到期， 后续其他风电叶片制造商将可以不受限制地推出应用碳纤维的风电叶片产品。随着 海风高景气和风机大型化推动大叶片需求增长和玻纤混编、碳纤维等新材料渗透率 提升，头部叶片厂商市场占有率预计进一步提升，2023年关注具有较高产能技术储 备、在目前市场拿单能力强的中材科技和时代新材。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】