一、大型化推动平价进程，海风发展东风已至

（一）海风时代全球化，扬长避短突破制约

近十年来全球海风市场呈现向荣状态，装机容量稳步提升。风力发电是实现“双 碳”目标的重要手段，全球减碳大趋势下，风电行业发展确定性强。据GWEA数据， 全球海上风电新增装机从2012年1.2GW增长至2021年的22.5GW，年均增长率基本 保持在20-30%之间，我们预计2022-2026年新增装机量CAGR可达37.83%，到2026 年全球海上风电累计装机容量将突破145GW，发展前景明朗。

欧洲各国海风装机略有波动，海上资源禀赋优越。根据GWEC数据，2016-2021年各国每年新增海上风电装机容量略有起伏，英国和德国在2019年及以前占欧洲海 风市场大头，2021年欧洲整体新增装机量达3.3GW，其中英国新增装机2.3GW，欧 洲其他国家新增装机量达1.0GW。欧洲海风稳步发展，我们预计欧洲市场2022-2026 年新增装机量分别为2.8/5.1/2.4/6.6/11.6GW。根据欧洲风能协会2021年统计数据， 全年风电发电量达458TWh，占全部发电量16.4%，其中海上风电占3%，据估算， 欧洲海上风电年利用小时数已近4000h，海上资源丰富。

国内及全球海风历史装机弹性发展，未来市场规模逐步增长。从增长趋势来看， 中国和全球海风发展基本同步，预测在2022-2025年弹性增长，2026年后发展趋于 稳定，新增和累计容量增速基本保持在10%-12%。从市场规模来看，我们预计到2025 年中国海风新增装机规模达16.0GW，相比于2020年中国海风新增装机CAGR可达 32.0%，累计装机容量达79.0GW；我们预计到2025年全球海风市场新增规模达 35.1GW，累计装机容量达141.4GW，发展势头迅猛。

中国近海风能资源富足，区域间有强弱等级。依据国家气候中心模拟给出的中国近海风能资源分布，中国近海的风能资源非常丰富，四大海区中东海风能资源最 优秀，然后依次是南海、渤海和黄海。而各个海域中台湾海峡资源最丰富，平均风速在8.5m/s以上，局部地区超过9m/s；其次是浙江中南部沿海、广东中东部沿海和 渤海辽东湾，平均风速均在8m/s以上；其它海域平均风速大都在7.5m/s以上；北部 湾北部和黄海中部风能资源相对一般，平均风速在7-7.5m/s之间。同时不同海域平 均风速与最大风速情况并不存在等比关系，风况具有明显特殊性，如平均风速强度 排序第一位为东海，而最大风速强度排序第一位为南海。

海上风电开发需考量气象灾害因素。自然灾害的存在是制约海风发展的一大原因，对风电运维、工程进程、机组寿命等都会造成一定的威胁。强度低的热带气旋 及外围环流能够使风电场处于“满发”状态，但台风却会对风电场带来极大破坏， 除此以外，在风电场建设过程中还应该考虑不同区域特有的气象问题，如东海、南海的盐雾带来的机组腐蚀问题，海风资源与风险并存，需要针对性解决相关困难。

海风相对陆风存在多方面优势。比较来看，海风有更高的系统可靠性、更强的 环境保护能力、更广阔的资源利用空间、更有利的风速条件。海上风电机组有更长 的使用寿命、高出陆风约20%的合理利用小时数。从分布区域和占地方面来看，海上风电场机组传输损耗更低，占地面积更小。

国内海风发展存在一定制约因素。由于离岸距离远，海上变化大等原因，将导 致前期施工以及后期维护的困难，包括海上气象灾害对风电场造成的腐蚀等损失、 后续人员维修的难度、恢复运营的时长等，都会对海上风电安装费用、维护费用产生重要影响，成为度电成本的一部分，制约海风发展。根据CWP风电回顾与展望2021 报告，中国近海风资源相较于欧洲国家差，单机容量较国外平均单机容量小，关键 零部件产能受限，安装施工设备限制，这些都会对中国海上风电成本产生影响。今 后为进一步降低成本降低和实现平价，仍需在技术研发、制造能力、配套产业和运 营维护等方面作出更大努力。

（二）大型化趋势驱动成本降低，政策护航海风发展

风机大型化趋势明显。根据CWP风电回顾与展望2021报告，2020年中国海上 风电场主流机型单机容量已达到5.0MW以上（最大为10MW），平均新增单机容量 达4.9MW，相比2010年增长85%。GWEC预计2025年全球新增海上风电机组平均功 率将达到11.5MW，全球海上风电的先行者Henrik Stiesdal预测下一代风电机组将在 2030年之前出现，功率在20MW左右，叶轮直径达到275米，风机大型化趋势保持。 海上风电机组大型化降本效果显著，海风经济性凸显。据Rystad Energy的研究 项目推算，对于1GW的海上风电项目，采用14MW的风电机组将比采用10MW风电 机组节省1亿美元的投资，由此可见，风机的大型化将带来风电成本的下降。从全球 海上风电平均装机成本和LCOE变化来看，与风机装机容量呈反方向变动趋势，装机 成本由2010年4706美元/KW下降为2020年3185美元/KW，LCOE由2010年0.215美 元/KWh下降为2021年0.085美元/千瓦时，海风经济性凸显。

多重国家政策出台指引海风行业发展。自2021年起，海风行业新增项目不再纳入中央财政补贴范围，补贴逐步退坡，推动平价上网发展，实行电价市场化竞争机 制。依据风电头条，2021年进入新的平价时代，海上风电补贴最后一年，风电抢装 风潮由陆转海，《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》 建立消纳责任权重引导机制、并网多元保障机制、保障性并网竞争性配置机制三大 长效性机制。2021年底“3060”再次明确，绿色金融支持政策跟进，明确碳排放量 要求，指引海风行业未来发展。

补贴情况接棒进行，多省“十四五”海风规划明确。广东省发布的《促进海上 风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，是我国第一份由地方省份行政 单位出台的补贴政策，明确自2022年起，广东省财政对省管海域未能享受国家补贴 的项目进行投资补贴，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价（平价），推动项目 开发由补贴向平价平稳过渡。继广东后，山东省能源局副局长在山东省政府新闻办 新闻发布会上也明确表示，对2022-2024年建成并网的“十四五”海上风电项目， 省财政将进行适度补贴。

根据2021多省出台政策来看，“十四五”期间海风装机容量规划明确，广东17GW， 山东10GW，江苏9.09GW，浙江4.5GW，广西3GW，海南3GW。江苏环境影响评 价第二次公示较第一次公示规模下降3.03GW，较2020年规划情况上升1.09GW。广 西获国家能源局批复的海上风电规划共7.5GW，其中自治区管辖海域内全部4个场址 共1.8GW，要求力争2025年前全部建成并网；自治区管辖海域外择优选择5.7GW开 展前期工作，要求力争到2025年底建成并网1.2GW以上。海南省依据《海南省“十 四五”能源发展规划》《海南省海上风电场工程规划》，制定了海上风电场11个、 总装机1230万千瓦的海上风电项目招商（竞争性配置）方案。

（三）海上风电经济性测算

风电机组、风机基础及施工占海风项目投资比重高。江苏、广东、福建三省的 风电机组及安装、风机基础及施工的平均投资占比为68%，在投资成本中占比较高。 其余的投资部分还包括塔筒、施工费、电缆、海上升压站、陆上集控中心、用海（地） 费用等其他项目。降低造价是海上风电是否具备竞争优势的关键，由于海上风电产 业链较长，各个节点都存在降低成本的可能性，从而进一步降低整体成本和风险。

海上风电项目建设成本已达到一定的降幅。根据北极星风力发电网的数据， 2020年海上风电项目的建设成本平均为16550元/千瓦，而2022年在建的华润电力苍 南#1海上风电项目的建设成本大约为12400元/千瓦，其中风力发电机组（含塔筒） 为4061元/千瓦，风机基础及风机安装施工为5491元/千瓦，总建设成本相比于2020 年的平均水平降幅达到25%，建设成本的下降已取得一定成效。

LCOE的计算公式可以大致表示为（建设成本现值+运维成本现值+财务成本现 值+税收成本现值）/发电量现值。以华润电力苍南#1海上风电项目的建设成本为基 础，在运营规模为400MW，有效发电小时数为3000小时/年，贴现率为5%等各种假 设下，能够得到苍南#1项目的各成本现值，并计算出LCOE大约为0.57元/千瓦时。

风机大型化能够降低海上风电LCOE。风机大型化能够影响海上风电项目的建 设成本、运维成本以及发电量，进而使得LCOE发生变化。随着单机容量的增大，单 位兆瓦下塔筒以及风机基础等零部件的投资下降，使建设成本得以降低。此外，由 于达到目标功率所需要的风机数量也随之减少，运维成本也相应降低。同时，风机 大型化也会带动发电量的提升。在以上各环节的作用下，风机大型化最终能够实现 LCOE的降低。通过假设风机兆瓦数、发电量现值、建设成本现值与运维成本现值在 大型化趋势下上升或下降相同幅度，下表展现了不同风机兆瓦数变化幅度下，LCOE 的相应变化情况。

发电量是影响海上风电平价的关键因素。在对海上风电项目的LCOE做单变量 敏感性分析后，发现发电量的变化是影响LCOE变化的关键因素。发电量现值平均上 升1%，能够使得LCOE下降0.86%；相比较而言，建设成本现值和运维成本现值分 别平均下降1%，能够使得LCOE下降0.44%和0.24%。

未来全球海风发展中国居重要地位。根据GWEC预测数据，2026年全球海风市 场新增装机量中亚洲稳居第一，在亚欧北美三洲中占比直逼50%。细化来看，亚洲 市场中中国占据主导地位，且到2030年仍保持重要地位。分析各国政策，到2030年 底，日本海上风电目标累计装机为10GW，韩国为12GW，印度为30GW，英国为 40GW，距中国预测近60GW的海风规模均有差距。中国提出的可再生能源目标为 2030年非化石能源占一次能源消费比重降至25%；2030年风电、太阳能装机容量超 过1200GW，在政策推动之下，未来海风市场发展中中国将发挥巨大作用。

二、海上风电大型化趋势所带来的产业链变化

（一）风机大型化引导各产业链的主要发展方向

风机大型化趋势明显，降本空间的扩大推动收益率提升。在2008-2021年期间 的新增装机中，大容量机组的占比不断提升，金风科技的3/4S和6/8S机组销售量占 比也逐年增加。根据CWEA发布的《2021年中国风电吊装容量统计简报》，截至2021 年年底，在风电累计装机中3.0MW及以上风电机组累计装机容量占比达到23.4%， 比2020年增长了10.9%。大容量机组还可通过减少机组安装数量来降低运维成本、 风电场建设成本。根据施耐德电气在2021CWP风能大会上的数据，当机型从2.0MW 提升至5.0MW时，收益率可从4%提升至8.6%，而典型海上风机的容量大于5.0MW， 因此可以带来较高的收益率。

永磁同步机组是海上风电的主要机组类型，我国永磁同步机组容量占比呈上升 趋势。由于永磁直驱式机组省去了齿轮箱，降低了损耗，具有效率高、噪音低及低 电压穿越能力强等优点，已广泛运用于海上风电场，并成为深远海和大容量海上风 电机型的主流选择。永磁半直驱机组在保留了永磁直驱式机组优点的基础上，减轻 了体积和重量，并拥有更高的转速，也开始投入到海上风电商业运行中。2018年我 国永磁直驱式和永磁半直驱式机组在新增装机容量中占比为42%。

风机大型化推动高塔筒、大叶片趋势。风机的大型化要求更高的塔筒来给予支 撑，根据风能协会的数据，2018年风电机组平均高度为91m，最高风机达140m；2019 年平均高度为96m，最高达147m，风电机组的高度逐年稳步提升。作为风电机组的 关键部件，塔筒在提升风机高度、保障机组安全中发挥着重要作用。在相同功率的 风电机组中，风轮直径呈增大趋势，2MW风电机组的平均风轮直径从2007年的79m 增大至2018年的118m。

大叶片使得叶轮直径越长，扫风面积越大，进而增大发电量。随着海上风电机 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。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。根据北极 星风力发电网，明阳智慧正在研发的16MW的海上风机叶片长度为118米，国际整机 商维斯塔斯将推出单机功率为15MW的海上风机叶片长度为115.5米。目前中国海装 的H256-16MW海上风电机组拥有全球最大的风轮直径，为256米。

叶片轻量化能为其大型化带来更高的效用。叶片长度的提升使其重量快速增加， 虽然通过增大扫风面积提高了发电效率，但重量的增加也加重了对主机和塔筒的荷 载，因此轻量化成为大叶片的重点发展方向，其中长度在百米以上级别的叶片必须 用到碳纤维材料。碳纤维是一种具有质量轻、高强度、耐腐蚀、抗疲劳等优异性能 的材料，将其应用于叶片中，将能够有效减轻叶片质量，增加叶片强度，在海上高 盐高湿的环境下，叶片中碳纤维材料也能够提升耐腐蚀性能，适应海上风电恶劣的 气候条件。

风电叶片已成为碳纤维材料需求量最大的应用领域。碳纤维在风电叶片中的需 求量已从2016年的1.8万吨上升至2021年的3.3万吨，在碳纤维成为百米级叶片的刚 性需求背景下，风电大规模使用碳纤维是大势所趋。根据《2021全球碳纤维复合材 料市场报告》的数据，风电叶片用碳纤维需求量占总需求量的28.0%，是碳纤维所 有应用领域中占比最高的行业。受海上风电快速发展的影响，碳纤维企业也迎来新 的发展机会。目前国内风电叶片应用的碳纤维主要以卓尔泰克等国外厂商为主，随 着国产化碳纤维技术的成熟，存在国产替代空间。相关企业有吉林碳谷、光威复材、 上海石化、吉林化纤，其中吉林碳谷拥有多种类型的碳纤维原丝系列产品，年产能 达6.55万吨，在建产能2万吨，预计于2022年中期完工。

碳纤维规模化应用仍存在难题，未来国产碳纤维需与风电行业形成互动。在补 贴退坡的海上风电行业中已经形成降本压力，碳纤维的经济性在未来叶片发展中有 着重要的作用。但目前碳纤维的供给无法覆盖需求，价格迎来上涨，根据上海电气 风电集团在2021北京国际风能大会上所述，2021年碳纤维价格涨幅约为50%，这体 现出碳纤维批量供应的不稳定性。目前风电叶片对碳纤维的应用需求为碳纤维行业 提供了良好的契机，如果未来碳纤维的批量供应能与风电行业的批量应用形成良好 互动，将有助于两个行业的共同发展。

（二）海上风电选址深海化，柔性直流输电经济性得以体现

近海资源逐步饱和，选址深海化成为海上风电的发展方向。海上风电按照潮间 带风场、近海风场、深远海风场的发展路径逐步推进。目前国内外建成的海上风电 场绝大多数为近海风电场，但近海风电会受到日益严苛的环保生态安排等制约，发 展空间受到挤压；而深远海范围更广，风能资源更丰富，风速更稳定。在深水远海 区域建立风电场，既可以充分利用更为丰富的风能资源，也不会对航道资源和沿海 工业生产等产生不利影响。

海上风电离岸距离增加使得海缆传输距离增加，将带动海缆用量进一步上升。 海上风电所用的电缆主要包括海上风电机组用电缆、风场内集电线路用电缆、海上 升压站用电缆和输送到陆上集控中心用电缆，风电场深海化将增加输送用电缆的用 量。我国目前计划的海上风电项目最远离岸距离已达95km，距离欧洲目前最远的 200km仍有发展空间。江苏大丰H8-2项目所用的220千伏海缆长度达到86.6公里， 为国内使用交流海缆距离最长。

海上风电的输电方式包括交流输电和直流输电，直流输电具有更低的电缆成本 和电力损失。直流输电通过换流站将交流电转变为直流电，通过高压直流海底电缆 将电能输送至陆上换流站，最后再重新转变为交流电后接入交流电网。相比于交流 输电来说，直流输电能够减少系统投资、降低电力损失、减轻海上平台负荷以及降 低建设维护价格。

直流海缆输电系统比交流海缆输电系统在长距离输电中更经济，深海风电场基 本采用柔性直流输电。直流线路所耗费有色金属、绝缘子和金具等材料比交流线路 少，因此直流输电线路的单位长度造价比交流线路有较大幅度的降低。但由于换流 站的设备比交流变电站复杂，包括昂贵的可控硅换流器及其附属设备，所以换流站 的投资高于同等容量和相应电压的交流变电站。当输电线路距离足够大时（一般大 于57km），直流输电线路成本低的优势以及线路损耗费用少的优势将得以体现。

（三）漂浮式风电技术助力海上风电深海化

漂浮式技术主要应用于深海区域，是海上风电的主要发展趋势之一。随着海上 风电不断从浅近海走向深远海，海上风机支撑结构形式也伴随水深变化，从固定式 支撑结构向漂浮式支撑结构演变。漂浮式基础允许在深海区域部署风力涡轮机，可 最大程度地利用海上风能潜力，不仅开拓了可开发的海域范围，而且开发周期更短、 对环境更友好，是未来深远海上风电开发的主要技术。

驳船式、半潜式和单立柱式是主要的漂浮式风电机组基础类型。常见的漂浮式 风电机组基础类型有驳船式（Barge）、半潜式（Semi）、单立柱式（Spar）、张 力腿式（TLP）。其中半潜式、驳船式和单立柱式占据市场主要份额。根据GWEC 的数据，截至2021年7月，全球漂浮式海上风电项目装机容量为71.3MW，并且预计 到2030年将有近16.5GW的漂浮式海上风电涡轮投入使用。

我国漂浮式技术研究起步较晚，与欧洲的先进水平相比存在一定差距。SGRE SWT 6.0-154是世界上第一个商用漂浮式风电项目，于2017年在英国投产。明阳智 能的MySE5.5MW抗台风型浮式机组是我国首台漂浮式机组，并于2021年5月在明阳 智能阳江基地装配完成并测试下线。

长期漂浮式风电技术愈加受重视，将在全球风力发电中发挥重要作用。发展漂 浮式风电技术，能够推动漂浮式风机商业化以充分挖掘深海地区丰富的风能资源， 我国漂浮式风机专利申请数量和授权数量逐年增加。根据GWEC的数据，目前漂浮 式风力发电仅占风力发电装机总量的0.1%，到2030年它将占全球新增风力发电装机 总量的6.1%。

三、产业链环节梳理

（一）海缆：东方电缆、中天科技海缆头部制造商地位凸显

海缆行业进入壁垒较高，行业内企业数量较少。由于海缆在海底运行，其环境 复杂并且对海缆损害大，因此需要较高的技术保证海缆的正常运行。此外，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。在严格的进入壁垒的影响下，能够进行规模性生产海缆的企业仅有东方电缆、 中天科技、亨通光电、汉缆股份、宝胜股份等大型企业。

海缆行业市场集中度较高，中天科技与东方电缆共处第一梯队，东方电缆海缆 销量呈追逐之势。根据北极星风力发电网数据显示，中天科技在2020年至2021年期 间累计完成如东项目2090千米海缆敷设。东方电缆在2020年年报中显示，其2020 年海缆销量为864千米。在2021年风电抢装潮的背景下，东方电缆的海缆总销量有 望持续上升，与中天科技共处海缆第一梯队。

海上风电作为海缆最大的下游应用市场，快速发展驱动海缆规模提升。 测算方案一：根据初始投资额测算。海缆产品在风电装机中成本占比相较较高 （220kV送出电缆投资成本占比5-10%，35kV阵列电缆投资成本占比3-4%，铺设费 用占电缆成本比20%），是海缆最大的下游应用市场。结合风电新增装机量，海风 风机大型化，离岸距离进一步增加，未来单GW海缆投资占比有进一步提升的可能。 初始投资额测算的 2022-2025年中国海上风电驱动的海缆系统市场规模为 99.04/205.67/234.54/269.04亿元，较2020年复合增长率为34.76%。

测算方案二：根据220kV送出电缆和35kV阵列电缆需求量和价格测算：平均海 上风电场装机容量为300MW（取近年来海上风电装机量最多值），送出海缆平均长 度有海风项目需要双倍离岸距离的送出电缆，近年来新建风电场离岸距离有小于 50km如江苏启东海上风电场离岸距离37km，有大于50km如江苏大丰#H8风电场项 目离岸距离72km，这里取2021年取平均值55km，随着项目远海化需求长度会增加。 平均海上风电单机容量设定为4MW，结合风机大型化趋势逐年增加。平均单机所配 阵列电缆以龙源江苏大丰H4#300项目参考，48台风机配90.02km阵列电缆，平均每 台风机配1.88km阵列电缆。根据北极星风力发电网显示，220kV送出电缆单价在 400-500万元/千米，取均值450万元/千米，35kV阵列电缆单价在60-150万元/千米， 取均值110万元/千米，单价会随着技术发展预计以年6%下降。根据需求量和价格测 算 的 2022-2025 年 中 国 海 上 风 电 驱 动 的 海 缆 系 统 市 场 规 模 为 73.93/139.85/158.02/179.71亿元，较2020年复合增长率为31.03%。

综合平均两种方式测算，预测2022-2025年中国海上风电海缆市场规模为 86.48/172.76/196.28/224.38亿元，年复合增长率33.19%。预计2022-2025年全球海 上风电海缆市场规模为193/307/410/578亿元，年复合增长率37.18%。未来国内、 全球海缆市场空间广阔。

东方电缆拥有高技术含量的交直流海缆产品，是我国领先的海缆企业。东方电 缆拥有500kV及以下交流（光电复合）海缆，±535kV及以下直流（光电复合）海缆 系统产品的设计研发、生产制造、安装和运维服务能力，能够提供深远海脐带缆和 动态缆系统解决方案、超高压电缆和海缆系统解决方案。未来海上风电场的数量将 不断增加，且海上风电场选址越来越推向深远海，这些因素将加大对于大长度、大 容量、高电压等级海底电缆的需求，因此东方电缆在海上风电海缆行业中具有较强 竞争力。 东方电缆海缆营收稳步上升，海缆业务的扩张带动整体销售毛利率表现强劲。 东方电缆的海缆业务总营收占比由2016年的8.64%上升至2021年的41.31%，其海缆 供应商地位逐步凸显。风机大型化背景下，海缆业务单价受影响小，东方电缆海缆 单价长期保持在240万元/公里左右。受益于海缆业务的快速发展，东方电缆的整体 销售毛利率也得以提高，从2015年的11.03%上升至2021年的25.34%，盈利能力得 到提升。

中天科技领航海缆行业，多项海缆关键技术实现突破。国家能源局统计数据显 示，2021年我国海上风电新增装机容量16.9GW，其中中天科技海缆服务的海上风 电项目达21个，合计6.29GW，占比达37%。从全球角度看，截止2021年底，公司 海缆供货业绩覆盖除南极洲以外的六大洲，总里程超已20000千米。近年来，公司 加大研发投入与人才队伍建设，在66kV集电海缆、柔性超高压直流海缆、三芯330kV 超高压大容量输电海底电缆、满足深海漂浮式风机使用要求的动态缆、满足2000米 水深使用要求的深海海底电缆等多项新技术上实现突破，为公司助力我国海上风电 平价提供了强大技术支撑。 中天科技海缆业务收入占比快速上升，拉高公司综合毛利水平。中天科技深耕 海洋、新能源、电力传输、光通信、新材料五大领域，其中海缆业务乘海风行业发 展与技术突破之势快速拓展，海缆业务营收增速自2019年起快速增长并多年保持在 100%左右，近5年海缆业务营收CAGR达63.75%，海缆业务营收占比由2017年的 2.95%上升至2021年的20.40%。从毛利率角度看，中天科技海缆业务呈现波动上升 趋势，从2017年的30.16%上升至2021年的35.55%，连续3年位居各业务第一位， 且远高于公司整体销售毛利率水平，是公司盈利能力长期增长的重要动力来源。

（二）塔筒：关注产能与出海能力卓越的大金重工和天顺风能

塔筒行业具有规模效应，运输能力是塔筒厂商的重要竞争力。由于塔筒本身的 技术壁垒并不高，其生产流程主要包括拼装和焊接两个环节，因此大型客户在选择 塔架生产商时，通常会选择生产规模较大且有稳定质量与业绩的厂商。在塔筒的生 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。在风电大型化背景下，塔筒的体积与重量也随之增加，运输也将变得更为 困难，因此具有优秀运输能力与出海能力的厂商能够获得较强的竞争力。

大金重工四大生产基地产能达百万吨，同时具备优异的运输能力。大金重工拥 有辽宁阜新（20万吨）、山东蓬莱（50万吨）、内蒙古兴安盟（10万吨）、张家口 尚义（20万吨）四大生产基地，产能合计100万吨。各个生产基地领先的基础设施 也为塔筒的运输提供了保障，其中山东蓬莱生产基地码头位于蓬莱海域，自然水深 可达20~24米，是国内公认的深水良港，非常适合海风装备的运输。截至2021年底， 蓬莱大金码头已建成5个泊位，已投运3个泊位，分别为两个10万吨级对外开放专用 泊位和一个3.5万吨级对外开放专用凹槽泊位，剩余2个泊位预计2022年投入使用。 码头建设将有利于实现公司风电装备部件的直接装船集港发运，提升公司出海能力。

大金重工塔筒业务营收增长迅速，毛利率水平表现强劲。近几年来天顺风能的 塔筒业务营业收入保持领先，大金重工营收增长迅速，从2018年的9.59亿元增加至 2021年的43.58亿元，与天顺风能的塔筒收入差距逐渐缩小。相比与天顺风能塔筒业务毛利率水平逐年下降的表现，大金重工在塔筒业务迅速扩张的同时，其毛利率水 平依旧维持在22%左右，盈利能力保持稳定。

天顺风能系全球风电塔筒龙头，规模扩张稳步进行。天顺风能自2005年成立以 来，一直深耕于新能源装备制造产业，目前已是国内外大规模的风塔、叶片及装备 制造龙头企业。产品包括陆上、海上风塔，叶片及模具，风电海工产品和其它关键 部件。截止2020年天顺已经在中国，欧洲建有9个塔架生产基地，3个叶片生产基地， 现有70万吨塔筒产能，预计2022年底新增60万吨海工产能，2023年底新增120万吨 塔筒产能。

业绩维持增长，毛利率、净利率相对稳定。2021年营业收入为82亿元，同比 +0.89%；归母净利润为13.10亿元，同比+24.76%；2007-2021年公司营业收入CAGR 为28.20%，归母净利润CAGR为26.74%。公司毛利率和净利率整体较为稳定，毛利 率总体保持在25%上下，净利率10%以上。2021毛利率为21.57%，同比-1.92pct， 净利率为15.96%，同比+2.24pct，展现出了较强的抗风险能力。

塔筒业务进入稳增长通道，叶片和发电业务发力。2016、17年以来公司开始拓展风电装备制造板块的多元化布局，并取得了显著成效。2020年公司塔筒业务收入为50.53亿元，同比增长11.23%；叶片产品收入为21.61亿元，同比增长187.50%； 风电发电业务收入为7.10亿元，同比增长15.03%；同时叶片产品和风电发电业务的 毛利率较高。预计未来海上风电生产基地建成后，公司的增量空间将进一步打开。

（三）整机：“两海战略”稳步推进，头部厂商有望受益

海上风电整机行业集中度较高，头部厂商表现稳定。近年来海上风电整机行业 的CR5均在90%以上，头部厂商表现相对稳定，其中电气风电（原上海电气）的新 增装机容量长期保持第一，远景能源、金风科技、明阳智能、中国海装紧随其后， 也拥有较高的海上风电新增装机容量。2021年明阳智能在海上风电领域发力，市占 率达到26.11%，仅次于电气风电。

截至2021年年底，我国海上风电整机制造企业共13家。其中，累计装机容量排 名前五的公司为电气风电、明阳智能、金风科技、远景能源和中国海装，累计装机 容量达到23.62GW，占全部累计装机容量的93.31%。

海上风电头部整机商盈利能力保持稳定。电气风电作为海上风电整机商的龙头 企业，其海风整机业务呈稳定增长的趋势，营业收入从2017年的45.07亿元上升至 2021年的235.76亿元。明阳智能则在近两年来开始重视海上风电领域，营业收入从 2018年的7.27亿元上升至2021年的144.75亿元。在业务规模扩大的同时，整机厂商 毛利率水平有所下降，电气风电的海风业务长期保持着相对较高的毛利率，而金风 科技毛利率也出现回升，从2019年的12.50%上升至2021年的17.71%。

（四）变流器：禾望电气深耕风光储电能变换，领航新能源趋势

禾望电气专注于电能变换领域，是国内领先的新能源电力电子及电气传动设备 供应商，主要产品包括风电变流器、光伏逆变器、电气传动设备等。公司经过多年 研发投入，目前已经形成以电力电子技术、电气传动技术、工业通信/互联技术和整 机工艺/制造工艺技术为核心的技术平台。 禾望电气近年来营收稳步增长，盈利有所回升。2018-2019年公司面临行业低 谷，风电行业竞争加剧导致部分中小客户退出，据公司财报，两年分别计提3.6亿元 和4.3亿元坏账准备，公司归母净利润下滑明显。2020年受益于风电与光伏行业快速 发展，公司营收达23.4亿元，同比增长30.9%；归母净利润达2.7亿元，同比增长 302.0%。2021年公司营收达21.0亿元，同比下降10.0%；归母净利润达2.8亿元， 同比增长5.0%，盈利保持增长态势。

禾望电气变流器市场份额领先，毛利率领跑同行。同业比较来看，禾望电气风 电变流器发展时间较早，业务基础深厚，2016年禾望风电变流器收入已达6.6亿元， 同期阳光电源收入为0.86亿元。根据Wind数据，禾望电气和阳光电源2020年风电变 流器收入分别为14.7亿元、14.2亿元；估测2021年上半年对应收入分别为5.2亿元、 4.8亿元；估测2021年前三季度对应收入分别为9.0亿元、7.7亿元，预计禾望电气与 阳光电源合计市占率已超过50%，禾望电气居于行业一线梯队。风电成本下降带动 产品价格下行，近年来相关产品毛利率呈现下降趋势，禾望基于技术沉淀及规模基 础，毛利率仍具备相对优势，未来有望随技术迭代加速降本，保持行业领先地位。

预计2022-2025年变流器市场规模CAGR将达7.9%，公司业务有望加速发展。 考虑到2021年海上风电抢装潮，预计2022年市场规模增速相对回落。基于对中国陆 上及海上风电装机量的判断，结合风电整机价格趋势，预计到2025年中国风电变流 器市场规模将达73.1亿元，2022-2025年CAGR将达7.9%。其中海上风电对全功率 变流器需求大，随海上风电不断发展，全功率变流器占比或持续提升。预计到2025 年，双馈变流器市场规模将达26.3亿元，2022-2025年CAGR约1.7%，全功率变流 器市场规模将达46.8亿元，2022-2025年CAGR将达12.2%。未来海上风电变流器发 展空间广阔，公司具备先进技术及研发能力，在行业内具备较强竞争力，未来业务 发展有望持续受益。（报告来源：未来智库）

（五）电力综合服务商：永福股份新能源+储能协同赋能

民营勘察设计龙头企业加速向电力能源综合服务商转型，“新能源+储能”产业 链生态日益完善。永福股份作为国内唯一一家自主上市的能承担大型发电、输变电 业务勘察设计的民营企业，同国家电网公司、大型发电集团等30多家大型国有企业 及其下属公司建立了长期稳定的合作关系，在分布式能源站、海上风电、光伏发电、 特高压等领域积累了丰富项目经验。永福股份拥有电力设计最高资质等级—工程设 计（电力行业）甲级资质，具备领先的发电（核电、燃气发电、风电、光伏等清洁 能源及新能源）、电网（包括特高压在内的全电压等级）、综合能源、智慧能源、 储能等电力能源系统集成解决方案能力，资质全面支撑公司业务全国扩张。

疫情影响逐渐消散，剔除股份支付影响后业绩复苏明显。2021年公司实现营业收入15.68亿元，同比增长59.92%，归母净利润0.41亿元，同比减少19.94%，扣非 归母净利润0.19亿元，同比减少51.48%，归母净利润和扣非归母净利润的大幅下滑 主要系公司对股权激励费用摊销形成的股份支付所致，若剔除0.51亿元股份支付影 响后的归母净利润为0.92亿元，同比增长80.38%。2022Q1公司营业收入4.14亿元， 同比增长104.8%，归母净利0.17亿元，同比增长95.35%，扣非归母净利0.14亿元， 同比增长1941.17%，一季度作为传统工程类企业业务淡季，公司业绩淡季不淡彰显 全年强劲需求。展望2022年，风光储项目加速落地有望为企业带来新的盈利拐点。

EPC业务贡献主要营收，公司整体毛利率随之承压。2016年起EPC业务占营收 份额逐年提升，2018年和2019年占比分别达到62.30%、82.72%，占据收入主要构 成，2020年受疫情影响，EPC工程进度放缓，收入有所下降，新签项目订单业绩未 能充分释放。2021年随着疫情缓和EPC进程加快，单项业务贡献营收12.62亿元， 同比增长101.34%，占营收比重达80.50%，同比提升16.56pct。毛利率方面，2021 年公司整体毛利率21.99%，同比下滑5.36pct，主要系EPC业务占比提升影响所致。

以储能EPC为切入点，携手动力电池巨头布局景气赛道。根据CNESA统计， 2021年国内新增投运储能装机中，宁德时代承包1.83GWh新增份额，全球储能电池 出货量16.51GWh，市场份额遥遥领先国内同类企业。公司携手动力电池巨头布局 景气赛道，2020年12月，宁德时代以14.52元/股价格受让公司8%股票成为第二大股 东； 2021年2月宁德时代再次以增资方式入股永福电通（后改名为时代永福，科技 有限公司），持股比例为60%，聚焦智慧能源与新能源产业；2021年5月时代永福 与中核钛白合资成立中核时代，聚焦风光储综合能源的开发、建设与运营，公司与 锂电巨头合作持续强化。

作为宁德时代上下游一体化布局的重要环节，公司与龙头企业合作高度协同与 互补，共同打造储能行业护城河。宁德时代凭借规模优势和品牌竞争力与全球范围 内众多企业展开合作，同时深度合作上下游企业，储能方面先后与星云股份、科士 达、易事特、国网综能、福建百城新能源、永福股份等行业龙头成立合资公司，全面切入风电、光电等发电侧储能、储充电站等电网侧储能和充电桩、家用储能柜等 用户侧储能，共同发力布局储能全产业链。目前公司在手示范项目包括：（1）以2062 万元中标金额承接国网时代华电大同热电储能工程并提供全过程咨询服务，打造全 国储能工程全过程工程服务标杆项目；（2）为国网时代福建吉瓦级宁德霞浦储能项 目提供数字化技术服务，实现储能站设计、施工、移交、运维等全生命周期数字化 技术应用，储能行业竞争优势持续强化。

从 EPC到智慧能源与运维，赋予数字化新机遇。公司智慧能源业务主要包括电 力信息技术服务、数字电力、电力通信和自动化业务，公司依托深厚行业背景为电 网公司、发电企业及能源产业链其他相关企业提供电力信息化产品和全生命周期能 源解决方案，产品已应用在福建省电力调度中心、长乐海上风电等多个项目中，市 场认可度较高。智能运维则主要是为客户提供风光储一体化运维服务，其中光储智 能运维平台在分布式光伏领域应用前景广泛。未来，公司数字化业务有望从福建拓 展至全国，从电网企业向能源企业开拓。

（六）桩基：行业迎来量价齐升，海力风电具备市占率优势

桩基行业存在技术壁垒，海力风电的桩基业务市占率处于领先地位。桩基行业 存在较高的技术壁垒，大量中小企业较难进入主流市场，下游客户在选择供应商时 往往会选择头部企业。根据海力风电招股说明书的数据，海力风电的桩基市占率在 2018年和2019年分别为17.68%和23.03%，处于领先地位。因此在桩基需求受益于 海上风电的发展时，海力风电的桩基业务将得到扩张。

海力风电桩基产品量价齐升，桩基业务毛利率水平基本维持稳定。海力风电桩 基销量近年来处于上升趋势，与此同时单价水平也逐年增加，主要原因在于桩基需 求量提升所带来的规模效应。根据海力风电招股说明书的数据，其2020年和2021年 上半年桩基的产能利用率分别为121%和102%，产销率分别为93.39%和93.23%， 基本处于满产满销水平。此外，在议价水平较高的背景下，海力风电的桩基业务也 维持了较为稳定的毛利率水平。

（七）叶片：聚焦大型化、轻量化趋势，时代新材脱颖而出

时代新材聚焦风电叶片大型化、轻量化发展趋势。时代新材在2020年通过调整 产品结构，重点上线了146等大叶型；并与上海电气结为战略合作伙伴，深化在海上 风电领域的合作层次，共同研制出长72米的我国首款海陆两用风力发电叶片S72； 完成了国内首款碳纤维拉挤大梁海上叶片EN161的实验试制及挂机叶片生产。在管 理水平与技术进步的推动下，交付周期从2020年初的36.1天缩减至17.2天，交付效 率显著提升。2021年，公司进一步加快叶片研发批产速度，大力攻关海上市场攻关 海上7-8MW及以上大功率叶片的开发，并完成了射阳工厂海上叶片能力建设，为后 续海风业务增长做好准备。

时代新材叶片市占率稳居国内第二，营收增长迅速。时代新材风电叶片业务规 模稳居国内第二，2020年受益于风电抢装潮，叶片业务营业收入达到68.8亿元，同 比增长196.12%。2021年受新增并网装机容量走低、主要原材料价格居高不下等因 素影响，行业内公司叶片业务营收均收到影响，其中时代新材叶片业务营收为50.98 亿元，同比下降25.9%，但较抢装前2019 年的叶片营收23.25亿元仍有明显增长。 公司2017-2021年间的CAGR为20.34%，略高于中材科技。从公司毛利角度看，时 代新材毛利率呈波动上升趋势，从2016年的12.10%上升至2020年的17.04%。2021 年时代新材毛利率下降至9.76%，主要系叶片售价下降、原材料价格上升所致。

（八）主轴轴承：大兆瓦轴承国产化率有待提升，新强联国内领先

轴承国产化率有待提升，大兆瓦主轴轴承研发任重道远。伍德麦肯兹的提供的 数据显示，2019年我国风机叶片、齿轮箱、发电机、塔筒等主要零部件的国产化率 均已超过70%，但偏航变桨轴承和主轴轴承国产化率仅达50%与33%，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，8-10MW海上风机逐 步批量投运，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。对于新强联、瓦轴、京冶轴承等国内轴承制造企业，其目前的大兆瓦主轴轴承制造能力在4-5MW左右，更大兆瓦的轴承仍需进一步研发与试 验。

新强联营业收入与归母净利润均快速增长，风机轴承业务毛利率长期保持在高 位。新强联近年来营收快速增长，从2018年的4.57亿元增长为2021年的24.77亿元， 其中2018-2021年的CAGR达到53.58%。从业务角度看，新强联风机轴承业务毛利 率长期稳定在高位，自2016年起基本维持在31%左右的水平，盈利能力保持稳定； 风机轴承收入业务占比自2018年后迅速提升至86%，为公司后续进一步稳定风机轴 承领先地位、加快推进大兆瓦轴承研发起到了奠基作用。