風電行業年度策略：行業景氣度確定，關注陸風盈利改善和海風高增1、行情復盤：平價時代開啟，風電行業成長性增強1.1、復盤：近一月風電指數強于滬深300，領漲電力設備板塊近一月風電板塊強于大市，相較滬深300指數漲幅拉大。近一月風電指數上漲8.01%，滬深300下跌-2.33%，風電板塊跑贏滬深300指數10.34pct。需求持續釋放疊加產業鏈壓力緩解，中長期風電板塊高景氣度不減。一方面，短期招標高增奠定23年開工及并網高景氣度，中長期風電需求不斷調增，風電行業景氣度確定性好；同時，海風招標量及規劃不斷超預期，深遠海打開未來行業發展空間，逐漸成長為未來風電獨立高增長主線。另一方面，2022年5月份風電主要原材料價格持續下跌，產業鏈毛利率環比持續改善，推動風電板塊基本面進一步改善。近一個月新能源電力板塊強于大市，電力設備行業漲9.69%，滬深300跌2.33%，電力設備板塊跑贏滬深300指數12.02pct，其中近一個月風電零部件上漲11.69%，在電力設備三級行業里漲幅靠前，風電整機相對漲幅較小，近一個月上漲0.54%。平價時代開啟，風電行業周期性削弱，成長性增強。隨著2021年海上風電“搶裝”

結束，2021年11月-2022年5月板塊回撤較多，隨著風機招標持續高增，疊加5月份風電主要原材料價格持續下降，風電板塊迎來反彈，2021年風電主要原材料價格均處于歷史高位，隨著原材料價格的大幅下降，風電零部件板塊迎來盈利修復，風電零部件漲幅領先于風電設備整體板塊；2022年7、8月份以來由于疫情及大兆瓦零部件齊套率不足導致行業開工吊裝情況不及預期，風電板塊有所回調，隨著9月份以來零部件出貨明顯回暖，下游開工吊裝增加，疊加海風板塊招標及規劃不斷高增，海南及廣西等省份相繼完成競配，23年海風吊裝及裝機景氣度確定性高，風電板塊開始回升。整體來看，近一年風電板塊持續調整，由于海風搶裝潮的結束，風電板塊表現出一定程度的波動，但目前風電指數變化已趨于平穩，未來隨著新一輪開工潮的出現，風電板塊將迎來新增長。從2022年5月份以來風電零部件板塊估值明顯高于風電設備板塊，一方面是由于原材料價格大幅下降迎來盈利修復，另一方面是由于風機招標價格不斷下行。1.2、總結：風電設備指數與原材料價格和行業招標量具有高度相關性歷史上風電指數與鐵礦石價格具有負相關關系，尤其是自2021年開始，鐵礦石價格波動較大，大宗鐵礦石價格下降是風電板塊增長的重要推動因素。2021年下半年鐵礦石價格持續回落，2021年11月18日鐵礦石（現貨）價格降至511元/噸，距高位時下降近60%，同期風電板塊持續上漲；2021年12月鐵礦石價格開始反彈，最高漲至4月1日的926元/噸，最高漲幅為75%，之后開始持續下降，降至7月21日的657元/噸，最新11月4日報價為663元/噸，在低位小幅震蕩。招標容量是風電行業景氣度的前瞻性指標，對于風電（申萬）板塊指數的增長也具有前瞻性，近年來風電行業招標容量的高增會領先風電板塊指數增長半年左右，而風電指數增長一般會領先于并網裝機容量的增長。風電招標量保持高景氣度，2021年及2022年1-9月份國內公開招標市場新增招標量分別為54.1GW/76.3GW，同比增速分別為74%/83%，2022年招標量預計在90-100GW，招標高增奠定23年開工及并網高景氣度。2、海上風電發展提速，風電行業景氣度確定性好2.1、全球：風電行業景氣度向好，海上風電需求持續提振全球風電蓬勃發展，中國繼續穩居全球最大風電市場。據全球風能理事會（GWEC），2021年全球新增風電裝機容量93.6GW（-1.78%），為歷史第二高年份，中國、美國、巴西占據前三；2021年，全球風電累計裝機容量達到837GW（+12.50%）；

陸上風電2021年實現72.5GW新增并網，中國及美國陸上風電新增安裝量有所下降，分別為30.7GW和12.7GW；

海上風電2021年實現21.1GW新增并網（為2020年的三倍多），中國海上風電增量占全球的80%，超越英國成為全球海上風電累計裝機最多的國家。全球海上風電布局整體加快。亞洲和歐洲是海上風電快速發展的主要動力。2021年全球海上風電新增裝機21.1GW，中國大陸新增裝機約16.9GW，約占全球新增裝機量的80%，英國新增裝機容量2.32GW位列第二，越南、丹麥分別位列第三和第四。越南、日本和韓國等亞洲國家將從2022年開始穩步增長；美國將在2023年擁有首座并網的大規模商業化海上風場，海上風電市場將快速增長；歐洲部分國家也將在政策驅動下實現穩步增長。截至2021年底，全球海上風電累計裝機容量達到57.2GW，就累計裝機容量而言，全球排名前五的國家依次是中國、英國、德國、荷蘭、丹麥。世界各國確立海上風電遠景目標。2022年5月18日，歐盟委員會公布“RepowerEU”計劃，提出到2030年，可再生能源使用比重從2021年計劃的40%提升至45%，2030年裝機容量從1067GW提升至1236GW，丹麥、德國、比利時與荷蘭政府承諾到2050年將四國的海上風電裝機增加10倍，即到2050年，四國累計海上風電裝機量至少達到150GW，同時提出階段性目標，即到2030年，四國累計海上風電裝機量至少達到65GW；美國預計在2030年前新增至少30GW海上風電，加州于1月10日公布2022-2023財年的州預算提案，將用于海上風電的預算額提至4500萬美元（約2.86億元人民幣）；日本JFE投資約400億日元（約22億元人民幣）建廠用于生產海上風力發電設備；丹麥出現負補貼海上風電項目。世界主要經濟體相繼將海上風電作為實現碳中和的重要路徑之一。據GWEC，2022-2025年全球風電新增裝機容量442.8GW(CAGR為6%)，全球海上風電新增裝機容量73.9GW(CAGR為35%)，預計2025年全球海上風電占比將提升至22.4％。當前全球能源政策處于不斷變化中，未來風電裝機規劃仍有較大提升空間。據GWEC，若想實現本世紀末全球溫升1.5℃以內及2050年凈零排放，到2030年風電的年安裝量需要翻兩番。2.2、國內：風光大基地和各省十四五規劃保障風電行業高速發展風電裝機量保持穩步增長，發電量占比進一步提高。2020年陸風搶裝潮后，2021年風電裝機量增速放緩，海上風電貢獻較大增量。根據國家統計局，2021年，全國風電新增并網裝機47.57GW，其中陸上風電新增裝機30.67GW、海上風電新增裝機16.90GW。到2021年底，全國風電累計裝機328GW，其中陸上風電累計裝機302GW、海上風電累計裝機26GW。風電發電量占全社會發電量比例逐年提升。2021年我國用電需求快速增長。2021年全國全社會用電量8.31萬億千瓦時，同比增長10.3%。根據中電聯，2021年，全國發電量8.38萬億千瓦時，同比增長9.84%，可再生能源發電量為2.32萬億千瓦時，占比為27.73%，風電發電量為6556億千瓦時，占比為7.83%。風電吊裝規模大于并網規模，奠定后續并網規模基礎。根據中國可再生能源學會風能專業委員會（CWEA）《2021年中國風電吊裝容量統計簡報》，2021年全國新增裝機15911臺，容量55.92GW，同比增長2.7%；其中，陸上風電新增裝機容量41.44GW，占全部新增裝機容量的74.1%，海上風電新增裝機容量14.48GW，占全部新增裝機容量的25.9%。區域裝機：2021年，全國六大區域的風電新增裝機容量占比分別為中南25.8%、華東23.9%、華北18.4%、西北16.2%、東北10.6%、西南5.1%。“三北”地區新增裝機容量占比為45%（同比下降7個百分點），中東南部地區新增裝機容量占比達到55%。2022年風電裝機規模維持高增，行業延續高景氣度。2022年年初以來風電裝機規模增長較快，2022年1-9月，國內新增風電并網規模19.24GW，同比增長17.10%；

截至2022年9月末國內風電累計裝機347.72GW。2022年1-9月風電平均利用小時數為1616小時，同比下降1.46%。今年1-4月風能資源較去年同期有所下降，相較2021年同期下降了45小時。2022年一季度，全國風電平均利用率96.8%，同比提升0.8個百分點。十四五期間預計風電發電量實現翻倍，新增裝機量300GW。根據國家政策規劃，2022年3月22日，《“十四五”現代能源體系規劃》：到2025年，發電裝機總容量達到約30億千瓦，非化石能源發電量比重達到39%左右；2022年6月1日，《“十四五”可再生能源發展規劃》：2025年可再生能源年發電量達到3.3萬億千瓦時左右。“十四五”期間，可再生能源發電量增量在全社會用電量增量中的占比超過50%，風電和太陽能發電量實現翻倍。基于上述兩個文件的相關規劃，十四五期間風電發電量實現翻倍，預計到2025年風電累計裝機約581GW，十四五期間新增裝機300GW。九大清潔能源基地和五大海上風電基地保障風電行業高速發展。2021年3月30日，“十四五”規劃和2035年遠景綱要中提出，未來我國將持續開發包括水電、風電、光伏等電源在內多個清潔能源基地。大型清潔能源基地將通過“源網荷儲一體化”以及“風光火儲多能互補”的方式實現可再生能源消納，而海上風電基地則靠近東部經濟發達的電力負荷中心，整體上看風電消納均能得到較好的保障。從已公布的省市規劃來看，十四五期間風電新增裝機量近300GW，從各省規劃來看，內蒙古、云南、甘肅“十四五”期間分別規劃新增裝機51GW、25GW、24.8GW，海上風電規劃則主要以廣東、江蘇、海南、福建等省份為主，另外江蘇、福建、海南、廣東、廣西等均提出深遠海風電規劃，打開未來海上風電增長空間。根據我們對十四五風機新增裝機規模預測，2022-2025年分別為42.0/69.0/79.1/87.3GW。招標需求持續旺盛，奠定明后年風電裝機基礎。根據金風科技官網，2021年國內風機公開招標規模為54.1GW，同比增長74.0%，其中陸風招標規模51.4GW，同比增長107%，海風招標規模為2.8GW，同比下降55.7%，考慮部分非公開招標規模（預計5-10GW)，我們預計2021年實際招標規模有望超60GW，豐富的項目奠定2022年裝機規模基礎。根據金風科技官網，2022年1-9月份風電累計招標規模已達76.3GW，同比增82.1%。根據國際能源網，2022年10月份風機新增招標4.89GW。2022年我國風電行業招標規模超預期，我們預計2022年全年風機招標規模在90-100GW左右。風機招標價格接近底部，2022年Q3風機招標價格小幅下降。2021年年初以來風電招標價格步入下行通道，主流投標價格由此前最高的3000元/KW快速下降至2000元/KW以下，累計降幅近40%。風機招標價格持續下行因素一方面是由于頭部整機廠競爭激烈，各家廠商競爭策略還是以搶占市場份額為主；另一方面是由于風機大型化趨勢加快，目前陸上風機招標已經以4MW以上機型為主，甚至6MW機型，大型化下風機成本下降較快。2022年年初以來雖有最低報價低至1400-1500元/KW，但中樞水平來看陸風風機招標價整體維持在1800-2000元/KW左右（對應5-7MW機型），近期整體情況有所企穩。2022年5月份以來鋼材價格進入下降通道，考慮到原材料降價反映至利潤改善一般有3個月以上的時延，預計下半年風電零部件企業迎來盈利修復。中厚板是塔筒的主要原材料，鑄造生鐵及廢鋼是鑄/鍛件的主要原材料，2022年5月份以來價格進入下降通道；環氧樹脂價格回落較多，環氧樹脂是葉片的主要原材料，2021年環氧樹脂價格高企，葉片廠商盈利端承壓，2022年以來環氧樹脂價格回落較多，從21年四季度最高價格3.4萬元/噸下降至1.5萬元/噸；銅價在前期走高后趨于震蕩，2022年以來銅價仍維持高位，基本在7-7.5萬元/噸的價格區間內浮動，6月下旬以來快速下降，目前銅價在6.6萬元/噸左右。2.3、陸上風電：風光大基地保障風電行業高速發展，老舊風電場改造和分散式風電貢獻新增量國內風電新增需求持續釋放，包括第三批風光大基地的啟動申報、老舊風電場改造盤活存量市場以及備案制落地后鄉村分散式風電的推進，預計十四五期間風電新增裝機量可達到410GW左右（集中式風電320GW+老舊風電場改造50GW+分散式風電40GW），風電行業景氣度確定性好。風光大基地：第三批風光大基地正式啟動申報，調增陸風中長期規劃。2021年12月，國家發改委、國家能源局發布《關于印發第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設項目清單的通知》，第一批風光大基地項目總規模97.05GW。2021年底已有75GW項目開工建設，其余項目在2022年一季度陸續開工，其中明確要求在2022年底前投產有超過45GW風光大基地項目，有超52GW風光大基地項目明確要求在2023前投產。2022年2月，國家發展改革委、國家能源局發布關于印發《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》，到2030年，規劃建設風光基地總裝機約4.55億千瓦，其中，"十四五"時期規劃建設風光基地總裝機約2億千瓦，“十五五"時期規劃建設風光基地總裝機約2.55億千瓦。2022年8月，國家能源局表示正在組織謀劃第三批風光大基地項目。各省針對第三批風光大基地項目的申報已經陸續啟動，多個省份已下發項目申報文件。隨著第三批風光大基地的落地，將進一步保證中長期陸上風電高景氣度。老舊風電場：老舊風電場改造政策即將出臺，新增超200GW新增風機裝機量。老舊風電場改造新增超200GW新增風機裝機量。我國早期風電場電機組單機容量較低，大多機型落后，或者機組已老化，發電能力明顯落后于當前新裝機組水平。同時，早期投運風電場風資源好、電價高，處于負荷中心，早期的老舊風場擁有著7-8米/秒以上的風資源，但平均發電量小時數卻在2000小時以下。以現有的技術，7米/秒以上的風資源基本可以發到3500小時以上，發電量相差至少一倍。當前老舊風電場改造和增容緊迫性強。到2021年底，全國陸上風電累計裝機達302GW，其中2MW以下風機占比達到29.3%，2MW以下風機累計容量達到88GW，2-3MW風機占比達到47.3%，2-3MW風機累計容量達到143GW，3MW以下風機累計容量達到231GW。《風電場改造升級和退役管理辦法》出臺在即。老舊風電場改造和增容，可以充分用好優質風能資源，提升利用小時數、降低土地成本、利用于資源節約，降低運維成本等，助力風電場經濟性提升，改造后單位容量征地面積降低，節省土地成本。2021年12月，國家能源局發布《風電場改造升級和退役管理辦法（征求意見稿）》，風電場改造升級，是指對風電場風電機組進行“以大代小”，對配套升壓變電站、場內集電線路等設施進行更換或技術改造升級。風電場改造升級分為增容改造和等容改造，鼓勵并網運行超過15年的風電場開展改造升級和退役。近期國家能源局表示，《風電場改造升級和退役管理辦法》已結束征求意見，國家能源局力爭在近期完成程序發布，為風電場改造升級和退役管理提供政策依據。分散式風電：老舊風電場改造政策即將出臺，新增超200GW新增風機裝機量。與集中式風電相比，分散式風電單體規模往往相對較小，建設周期短，開發方式更為靈活。2017年，國家能源局發布《加快推進分散式接入風電項目建設有關要求》，正式明確分散式風電不占用年度建設實施方案，即不與集中式共同競爭招標，成為行業純增量。我國中東南部低風速區域有望成為分散式風電的主要市場。我國中東南部是低風速區，資源分布不連續，土地資源稀缺，充分利用風資源的需求下，分散式在中東南部地區成為集中式的重要補充。中東南部為我國電力負荷中心，消納能力較強，無棄風無線損，能夠減少能源損耗和輸送成本，有利于提高項目收益率。2021年，中國分散式風電新增裝機容量802.7萬千瓦，同比大幅增長702%，截至2021年年底，中國分散式風電累計裝機容量接近1000萬千瓦，同比增長414.6%。風電項目備案制落地，進一步簡化審批流程，分散式風電建設提速，十四五期間有望達到40-50GW。2022年5月30日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于促進新時代新能源高質量發展實施方案的通知》：積極推進鄉村分散式風電開發，在具備條件的工業企業、工業園區，加快發展分散式風電，推動風電項目由核準制調整為備案制；2022年6月1日，九部委聯合印發《“十四五”可再生能源發展規劃》：在工業園區、經濟開發區、油氣礦區及周邊地區，積極推進風電分散式開發，因地制宜推進中東南部風電就地就近開發，實施“千鄉萬村馭風行動”，以縣域為單元大力推動鄉村風電建設，推動100個左右的縣、10000個左右的行政村鄉村風電開發。2.4、海上風電：海風規劃及開工超預期，深遠海打開未來行業發展空間“十四五”海上風電市場前景明晰。2022年6月1日，九部委聯合印發的《“十四五”可再生能源規劃》明確重點建設山東半島、長三角、閩南、粵東、北部灣五大海上風電基地集群，重視規模化與基地化開發。“十四五”期間,我國沿海省市均針對海上風電行業提出了明確發展目標，全國各沿海地區海上風電規劃陸續出臺，包括廣東、山東、浙江、海南、江蘇、廣西等地區，目前我國各沿海省份發布的“十四五”期間海上風電規劃并網規模近70GW，開工規模超90GW。同時各沿海省份地方政府不斷加大海上風電開發力度，不斷調增海上風電規劃，2022年10月河北唐山市公布到2025年，唐山市裝機容量達3GW。各省海風項目推進迅速，實際落地速度有望超預期。近期海南、廣西、山東等前期海風存量項目較少省份海風項目競配及招標進展推進迅速，2022年11月山東能源渤中海上風電首批500MW機組順利實現并網發電，成為我國“十四五”規劃建設五大海上風電基地的首個并網發電項目；2022年10月海南已完成2.4GW項目核準批復，2022年9月廣西2.7GW項目完成競配，各省海風項目建設提速。2021年6月7日，國家發改委發布《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》指出2021年起，新備案的陸上風電項目中央財政不再補貼，實行平價上網；新核準（備案）的海上風電項目，上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。鼓勵各地出臺針對性扶持政策，支持光伏發電、陸上風電、海上風電、光熱發電等新能源產業持續健康發展。目前廣東和山東已發布明確的海上風電地方補貼政策，隨著海上風機價格不斷下探及施工成本逐步降低，海上風電有望成為我國風電行業快速發展的重要驅動力。海上風電2021年國補結束，正式進入平價時代，我國海上風電經過十多年的發展，在勘探設計、設備研發制造和工程建設運營經驗的逐步積累提升情況下，造價逐步下降，江蘇省平均建造成本為14400-16300元/kw，廣東省海上風電平均造價為16200-17600元/kw，福建省海上風電平均造價為17300-18500元/kw。由于沿海各省風資源條件、海床地質條件以及施工條件不同，導致各省海上風電實現平價所要求的發電量水平以及單千瓦造價不同，江蘇省、山東省、浙江省南部海風平價要求的單千瓦造價范圍在1萬元左右，廣東省東部和福建省海風平價所要求的單千瓦造價范圍在1.4萬元左右，未來江蘇省憑借更優的海床建設條件、廣東省憑借更高的上網電價、福建省憑借更高的利用小時數有望率先實現平價。深遠海規劃及發展提速，打開未來海上風電發展空間。根據國家氣候中心，深海風資源容量約10億千瓦，相當于兩倍的近海風資源，發展潛力巨大。根據國際標準，風電項目的水深在0-30m屬于淺水、30-60m屬于過渡段（深淺水）、60m以上屬于深水，離岸50km屬于近岸，離岸50km以上屬于離岸。在深遠海域建造風電機組，既可以充分利用更為豐富的風能資源，也可以不占據岸線和航道資源，減少或避免對沿海工業生產和居民生活帶來的不利影響，具有巨大的開發優勢。從各省規劃來看，目前多地正在積極布局深海風電示范項目，2022年9月份上海公布4.3GW首批深遠海海風示范項目；廣東潮州規劃43GW深遠海項目；海南萬寧漂浮式海上風電1GW試驗項目一期200MW工程完成可行性研究。另外，從已規劃項目離岸距離來看，以廣東海風項目為例，陽江青洲一、二、四、五、六、七項目離岸距離已經達到50-70km，汕頭南澎一、二、三海風項目離岸距離93.5km，汕頭中澎一、二、三海風項目離岸距離95km。隨著深遠海釋放項目的逐步推出，未來海風項目平均離岸距離將進一步增加，海上風電建設空間預計進一步打開。2.5、出口：中國風電整機“出海”正當時國內風機招標價格持續下跌，海外風機廠由于原材料價格面臨巨額虧損，中國風電整機“出海”正當時。西門子歌美颯2022財年第三季度實現營收24.36億歐元，同比下降10%；凈虧損4.46億歐元；維斯塔斯2022年第三季度營業收入為39億歐元，與去年同期相比下降29%，息稅前利潤為-1.27億歐元；GE可再生能源2022年第三季度營收下降15%至36億美元；第三季度虧損達9.34億美元，GE可再生能源表示2022年全年虧損預計將達到20億美元。海外風機廠在國內市場份額不斷縮小，同時海外其他市場如東南亞等地國內主機廠訂單開拓順利。2021年國內風機出口同比上漲175%，海上風機實現首次出口。2021年國內風電機組出口886臺，容量為3268MW，同比上漲175%。截至2021年底，中國風電整機制造企業已出口的風電機組共計3614臺，累計容量達到9642MW。隨著國內風電技術的逐步完成國產化替代，國內風電實現跨越式發展，無論從產能還是度電成本，國內風電整機企業已經已經站在了第一梯隊，出口大幅增加。2021年7家整機制造企業分別向13個國家出口風機，出口到11個國家，合計284臺，容量為324.8MW，其中金風科技出口量最大，出口銷售容量為1116MW，遠景能源和運達股份分別出口1082MW、552MW，位居第二和第三；明陽智能、東方電氣、中車風電、電氣風電分別出口290、153、46、28MW。2021年海上風電機組首次實現出口，共72臺，容量為324.8MW，均出口到越南。其中，金風科技6臺3.3MW和36臺4.5MW機組，明陽智能16臺5MW機組；

東方電氣14臺4.5MW機組。3、產業鏈：細分環節盈利能力呈現分化，關注盈利改善環節3.1、風機：招標價格持續下行，盈利能力承壓在風電機組整機設計中，根據傳動鏈是否包含齒輪箱，可以分為雙饋、直驅以及半直驅三種技術路線。目前來看，雙饋仍是陸上風電主流的技術極限，未來隨著大兆瓦趨勢不斷加快，海上10MW以上大兆瓦機型以半直驅為主。雙饋機組：傳動鏈為典型的高速齒輪箱+感應發電機+部分功率變流傳動形式，齒輪箱傳動比一般在50~100之間，將葉輪轉速10r/min~20r/min增速到1000r/min以上，具有技術成熟，成本低，重量輕、易維護等優點，通常適用于小規模電機，由于齒輪箱轉速較高，損壞率較大，是目前主要的技術路線。直驅機組：葉輪通過主軸直接同發電機連接，不包含齒輪箱，發電機直接由葉輪驅動通過全功率變流器同電網相連。直驅式發電機由于轉數低，且磁極數很多，通常在90極以上，而且體積和重量相比雙饋式機組也大很多，對其軸承等轉動部件要求極高。半直驅機組：是指風葉帶動齒輪箱來驅動永磁電機發電，它是介于直驅和雙饋之間，齒輪箱的調速沒有雙饋的高，代表企業：金風科技、明陽智能。國內風機集中度較高，龍頭出貨規模持續向上。國內整機環節TOP3市占率維持在40%以上，其中TOP3企業（金風、遠景、明陽）市占率基本維持在10%以上，從風機龍頭的演變趨勢情況來看，近兩年龍頭企業地位較為確定，而隨著國內風機企業的崛起，海外龍頭GE、西門子歌美颯、Vestas市占率逐步下降。頭部風電整機廠競爭激烈。經過2020年陸上風電“搶裝”和2021年海上風電“搶裝”，風機行業CR3有所下降，CR3由2019年62.6%下降至2021年47.4%，同時CR5和CR3差距不斷拉大，由2019年差值（CR5-CR3）10.9%升至2021年差值（CR5-CR3）22.0%，后發企業追趕較快，比如運達股份、電氣風電等，近年來市占率提升明顯，不斷縮短與TOP3企業的差距。整機廠營收增速出現分化。從各大整機廠商的風電機組收入對比來看，金風科技

作為行業龍頭，收入規模最大，明陽智能和運達股份同比增速明顯，與金風科技營收差距不斷縮小。從單千瓦平均售價來看，明陽智能平均售價最高，主要是由于公司海風業務占比較高；從交付裝機容量來看，今年上半年主機廠交付風機容量差距較小。目前各大整機廠在手訂單充足。從訂單數據來看，截至2022Q3，金風科技在手訂單為19.56GW，運達股份在手訂單為15.02GW。招標價格持續下行，盈利能力承壓。隨著風機招標價格的不斷下降，風電整機廠的成本控制能力十分重要。目前風電整機廠的盈利改善路徑：一是大型化降本；

二是供應商管理；三是其他高毛利業務對于盈利的提升，主要是風電場開發運營業務。近年來，整機廠商紛紛下沉布局風電場建設領域，風電場建設運營毛利率較高，在60%以上，已成為整機廠商利潤新的增長極。3.2、塔筒：海風行業高速增長下，海上產能布局加速風塔是承載機艙葉片的重要部件，影響到風機整體的穩定性。大型化對塔筒影響小。風機大型化雖然會導致單瓦裝機對應塔筒根數減少，但為了保持穩定性，單根重量明顯提升，因此對單W用的攤薄量影響小。運輸半徑限制和進入門檻低導致風塔行業集中度低。塔筒行業核心競爭力在于產能布局。由于塔筒較重，運費占比較大，通常半徑500km以外的企業沒有競爭力。十四五規劃發展九大清潔能源基地、四大海風基地，基地主要集中于三北、東部沿海地區，塔筒頭部廠商龍頭就近屬地化布局產能。天順風能：21年陸上塔筒產能90萬噸，22年年底產能預計120萬噸，23年新增海風基礎產能60萬噸，達到180萬噸；大金重工：21年塔筒產能100萬噸，22年預計新30萬噸，其中山東蓬萊基地技改增加10萬噸，廣東陽江一期22年三季度末投產20萬噸，廣東陽江二期50萬噸在建；天能重工：21年塔筒產能59萬噸（陸上31+海上28），在建產能24萬噸；泰勝風能：已有塔筒產能53萬噸（陸上33+海上20），在建產能20萬噸主要面向出口；

海力風電：目前塔筒&樁基產能50萬噸，在建南通、鹽城、東營、威海、海南產能預計100萬噸。原材料價格進入下行通道，盈利能力有望改善。塔筒原材料成本占8成以上，定價模式為成本加成，風塔原材料主要為中厚板、法蘭、焊材等，其中中厚板占原材料80%以上。由于塔筒體積較大、重量較重，運輸成本占生產成本7%左右。毛利率一方面價格跟隨鋼價走勢波動，一方面不同廠址輻射范圍的供需情況不同，定價具有差異。從毛利率來看，盈利端承壓，主要是21年原材料鋼材價格維持高位，陸上塔筒競爭激烈所致，疊加海風搶裝結束后，海上風電業務加工費下行，2022年均有小幅下滑，不過大金重工盈利環比持續改善。2022年5月份開始，中厚板價格持續下降，從5月初5342元/噸下降至11月初3976元/噸，下降幅度達25%。3.3、海纜：門檻高格局優，受益于海風爆發，行業發展提速海纜是海上風電的核心環節，海纜具備較高的準入壁壘，生產工藝復雜、技術要求高、認證周期長以及區位要求嚴等構筑了海纜環節的高壁壘。競爭格局清晰、穩定。國內海底電纜企業主要是東方電纜、中天科技、亨通光纜、漢纜股份等。生產工藝流程多。由于海底環境復雜且海水具有強腐蝕性，海纜相較于陸上電纜技術更復雜，其工藝流程相較陸風電纜更多；

技術要求較高。接頭技術、敷設設計施工要求高，需專門的設備；運輸長度更長，未來價值量進一步增長。海上風電項目距離陸地較遠，通常采取一次性運輸大長度海纜的方式節約運輸成本。海上風電成本構成中，海纜約占8%-13%。海上風電場成本主要由以下幾個部分構成：設備購置費、建安費用、其它費用、利息。設備費用中風電機組及塔筒約占設備費用的85%，送出海纜約占5%。建安費用包括海上施工、船班費用等。其它費用包括項目用海用地費、項目建管費、生產準備費等。細分配置來看，海纜約占總成本8-10%，包括陣列電纜（約3%）以及送出電纜（約5-10%）。東方電纜技術優勢明顯，盈利能力領先。東部南部兩大產業基地，輻射國內國際市場。公司建成投產位于寧波北侖的未來工廠，撤并原中壓產業基地，形成高壓海纜分廠、中壓電纜分廠、特種電纜分廠、高壓電纜分廠及海工基地為核心的東部（北侖）基地；目前公司正在進一步深化南部產業基地（廣東陽江）的產能規劃，將同時啟動一、二期項目的建設，涉及海纜、陸纜兩個產業板塊；布局國際，位于荷蘭鹿特丹的歐洲子公司已設立完成。公司在手訂單充足，海纜訂單高速增長，已成為公司業務主力增長點。截止2022年9月底，公司在手訂單94.45億元，其中海纜系統58.12億元，陸纜系統23.67億元、海洋工程12.66億元。從歷年數據來看，東方電纜由于其海纜業務優勢明顯，2019-2021年海上風電景氣度較高，東方電纜利潤增速均領先于其他公司。3.4、鑄件：格局較優，成本控制為核心風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、輪轂、底座、行星架、定動軸等，起到支撐與傳動的功能，約占風機成本的8%-10%。鑄件加工主要包括熔煉、澆筑、機加工等工序，屬于重資產行業，具備明顯的規模經濟效應。風電鑄件屬于高端鑄件，具有投資大、建設周期長、技術難度高等特點，并存在一定的進入壁壘。風力發電設備的工作環境和條件較為惡劣，風電鑄件的材質性能需滿足特殊要求，對產品質量要求很高，從掌握生產工藝并形成批量穩定的生產能力需要較長時間，生產能力擴張同時還需要大量資金和專業工人，使得行業具有較高的技術門檻。風電整機企業在選擇鑄件配套供應商時，需對鑄件企業進行十分嚴格的認證和篩選，周期較長，后進入者要打開市場難度較大。3.5、主軸：雙龍頭格局穩定，整體盈利水平較優風電主軸在風電整機中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，是風力發電機的重要零部件，風電主軸均為非標準化產品，不同客戶對風電主軸外觀尺