當前陸風穩定增長，海風具備廣闊發展前景。風電技術起源海外，1986-2005年前均處于技術示范階段，同時也進行了一定的國產化替代積累；2005年《國家發改委關于風電建設管理有關要求的通知》使風電行業進入了快速國產化階段，2009年，國產機組已能夠滿足全國85%以上的市場需求；2010-2021年電價補貼政策是主線，行業呈現周期性，同時在激烈的競爭中行業快速發展、集中度也不斷提高；2021年后中央財政補貼退坡，風電進入了平價發展的時代。回顧海風歷史，歐洲是海風最成熟的地區，歐洲從1991年起即開始試點示范，我國從2008年開始試點，2015年后我國海風迎來快速發展，目前已逐漸追趕上歐洲進度，均處于規模化和深遠海開發階段。因此我們認為陸風發展速度已然趨緩，而海風將是接續發展的下一個焦點。

海風裝機量有望快速增長，全球激勵政策頻出。海風相比陸上風電具備發電量、單機容量大等優勢，我國海風的可開發資源量也非常可觀。從裝機量上看目前處于發展早期，2022年海風新增裝機在風電總新增裝機中占比僅11.6%，未來將有充足的發展空間，根據GWEC預測2030年全球新增海上風電裝機將達50.9GW，2023-2030年CAGR將達20.1%，其中中國、歐洲將占據重要地位。招標量是約提前2年的裝機量領先指標，2022年中國海風招標量14.7GW，2023年上半年5.8GW，同時23年上半年以來也有廣東、福建和國家電投的大規模競配，未來行業高景氣度仍可期待。政策層面上，省級“十四五”規劃有約50GW的海風新增裝機量，考慮2021-2022年已實現的裝機量則2023-2025年將累計新增27.9GW裝機量。國際上，歐洲多國提出了遠期海風裝機目標，規劃較為積極；美國《2022年通脹削減法案》給予了稅收減免，國家級、州級也都退出了積極的規劃目標；越南、巴西、日本、印度等國也都處于海風迅速發展的進程中。

海風與陸風成本存在差異，近年經濟性持續改善。海風成本中建設成本為主要變量，中國海風建設成本在補貼取消前后發生了較大變化。2020年我國海上風電平均建設成本約為16550元/kw（粵閩地區相對更高），搶裝潮后由于供需形勢改善和風電制造技術突破，海上風電建設成本下降至12400元/kw左右。建設成本中的風機價格下降是主要原因，搶裝潮后風機價格已漸趨穩定，例如明陽智能在2022年和2023H1的風機中標均價分別為3842元/kw、4001元/kw。近年中國的海風經濟也在持續改善，2010-2021年中國海風平均度電成本從0.178美元/kWh降至0.079美元/kWh，下降56%，未來全球度電成本也將持續下降。

大型化降低成本，深遠海化是未來趨勢。海上風電具有幾大重要發展趨勢，在大型化方面，中國2010-2021年風機單機容量從2.8MW上升至6.7MW，而2022年新增吊裝的海上風電機型中，主流風機正逐步由6MW級邁向8MW級及以上，大型化趨勢顯著，海風經濟性也將由此獲得提高。目前我國大兆瓦機組的研發能力正不斷加強，在此背景下碳纖維、主軸軸承都將要求新的產業變化。我國海上風電場也有規模化和集群化特征，已建設了大量沿海產業基地。深遠海化是未來趨勢，而漂浮式海風是深遠海化的重要技術之一，根據GWEC預測，從發展階段上看2021-2025年是初步商業化階段、2026年后是成熟商業化階段，目前正處于大規模商業化前夕，2026年全球新增裝機量有望達到約0.8GW。其中，歐洲將引領行業，而中國將緊隨其后。目前多國已推出相關支持政策，漂浮式海風成本有望持續下降，經濟性持續增強。

投資建議：大型化將帶來部分環節的價值量提升，而深遠海化將帶來技術變革和價值量增加。大型化下支撐基礎用量提升、深遠海化下或將切換浮式基礎，大兆瓦軸承國產替代進程持續進行，葉片大型化將要求碳纖維材料，海纜存在高壓化、柔性直流和動態纜趨勢，我們看好未來海風相關標的業績增速。推薦東方電纜、亞星錨鏈，關注新強聯、海力風電、泰勝風能、中材科技。

風險因素：海上風電裝機不及預期；海外擴張不及預期風險；新技術應用不及預期風險。

行業核心聚焦

我們認為：1）陸風經過多年發展已經較為成熟，而海風仍處于起步階段，發展潛力較大。經濟性是驅動風電裝機的重要因素，海上風電仍處于成本下行通道中，未來發展速度可期。2）全球激勵政策頻出，中國各省“十四五”規劃大量海風裝機，歐洲、美國和其他新興市場地區設立了積極的海風發展目標。從招標量上看，近兩年的高招標也預示了未來的裝機量高景氣度。3）大型化和深遠海化是海風最值得關注的發展趨勢，大型化相應也將帶來如葉片、軸承等的產業鏈變革，而深遠海化是海風發展的未來趨勢，正處于高成長性的從0到1階段。

一、陸風發展趨于成熟，海風前景廣闊

1）2005年前：我國引入海外先進風電技術，主要處于技術示范階段，在此過程中也初步開始國產化探索。1986年中國第一座并網風電場山東榮成風電場建成并實現并網發電，1989年當時亞洲最大的新疆達坂城風電場正式并網，這兩個項目均同維斯塔斯進行合作，2000年西門子歌美颯也進入了中國市場，在這一期間幾乎由外資風電企業主導中國市場。1999年，中國第一臺國產風機S600，正式通過國家驗收，成為風機國產化開端的里程碑，此后風電設備持續進行國產化的技術追趕，根據王恰《中國風電產業40年發展成就與展望》，“十五”末期中國已可以一定程度上國產化制造風電機組和零部件，據 CWEA 的統計，在 2004 年我國風電設備新增市場份額中，國產設備占 25%，進口產品占 75%。

2）2005-2009年：政策推動下的快速國產化階段。2005年，發改委頒布《國家發改委關于風電建設管理有關要求的通知》要求風電設備國產化率達到70%，自此國內風電進入快速國產化階段。2007年，國產機組的市場份額首次超過進口機組；2009 年，國產機組已能夠滿足全國 85% 以上的市場需求。70%的比例限制于2009年廢除，此后則是完全市場化導向階段。

3）2010-2021年：該階段風電行業迅速擴張，受到電價補貼政策影響呈現周期性，企業也經歷了一輪激烈的競爭。

2009年7月發改委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，提出陸上風電采取分資源區標桿上網電價。此后一共經歷5次下調，最后一次下調為2019年 5 月，2021年后陸上風電則是全面實現了平價上網，國家不再補貼。因此，2014年首次下調標桿上網電價后2015年引發搶裝潮，補貼的最后一年2020年也出現搶裝潮。搶裝潮帶來裝機量大幅度提高，棄風率提高，消納問題又限制裝機，從而導致后續年份裝機下降，風電行業在此期間呈現周期性。

國內市場在這十年間競爭越發激烈，行業集中度獲得提高。根據CWEA，2010年全國整機制造企業約70~80 家，2018 年全國有新增裝機記錄的整機制造企業僅有22 家，而排名前5家市場份額合計達到75%。期間，維斯塔斯、西門子歌美颯等外資廠商逐漸退出中國市場；華銳風電快速崛起又在激烈競爭中倒下，中國風電產業在激烈的競爭中形成了一批具備核心競爭力的企業。

4）2021年后：風電在國補退坡下持續發展。2020年財政部發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，提出2022年新增新能源并網機組不再享受中央財政補貼。但2021年后，部分省份仍有出臺相關補貼政策，例如上海曾明確近海風電獎勵標準為0.1元/kWh。

綜觀歷史，陸風的發展早于海風，我國陸風發展也已步入成熟階段。而在海風上，我國的發展晚于海風的起源地歐洲，目前仍處于快速成長期。

歐洲的海風發展可以分為三個階段：

1）試點運行示范階段（1991年～2001年）：在此期間建設規模和單機容量較小，期間丹麥、荷蘭、英國等國家合計建設了9個海上風電項目，其中5個項目容量低于10兆瓦；

2）商業化開發階段（2002年～2011年）：在此期間海上風電的建設規模逐漸增大，技術創新加速，政府扶持力度加大，風電場的平均規模達到400兆瓦，累計裝機規模超過了6吉瓦，海上風電進入了大功率時代，平均單機功率達到4兆瓦；

3）規模化及深遠海開發階段（2012年～2022年）：在此期間歐洲首先開始深水遠海的探索，包括全球首個漂浮式海風項目Hywind Scotland 、全球首個商業化運行的漂浮式項目Hywind Tampen；同時也出現了規模化開發趨勢，歐洲開發商將幾個風場合并形成“超大規模風場集群”，例如歐洲第一大風電開發商Iberdrola準備將位于東英格蘭總容量3.1吉瓦項目合并開發建設，形成規模化效應，降低開發總成本。

中國的海風發展也可以分為三個階段：

1）試點運行示范階段（2008年～2010年）：2008年，中國海洋石油集團有限公司在渤海綏中海域豎立起中國的第一臺海上風電試驗機組，單機容量1.5MW；2010年上海東海大橋海上風電項目裝機容量為102MW，這兩個項目是我國海上風電的先行試點。

2）商業化開發探索階段（2010～2014年）：此后的十二五期間海風市場整體發展緩慢，2010年出臺《海上風電開發建設管理暫行辦法》，我國海上風電特許權招標正式啟動，海上風電市場緩慢發展。

3）商業化開發加速階段（2015～2021年）：2014年海風真正迎來元年，1 月，國家能源局印發《關于做好海上風電建設的通知》，海上風電標桿電價制定被列為 2014 年重點任務；6 月，國家發改委下發《關于海上風電上網電價政策的通知》規定了較高的上網電價，此后的“十三五”時期中國海風才迎來了規模化的快速發展。

4）規模化及深遠海開發階段（2022年后）：海風進入平價階段，同時也開始向規模化和深遠海化發展，目前海上風電場規模已向吉瓦級別發展，機組也逐漸大型化；深遠海化也持續推進，例如浮式的“三峽引領”號、“扶搖”號項目等。

在陸風發展多年漸趨成熟的背景下，海風成為接續發展的下一個焦點。從歷史來看，世界海風起源地的歐洲已經發展多年，正走向成熟。而中國的海風在2015年后才迎來較快速的發展，經過近年的發展，在進度上已經趕上歐洲地區的發展進度，正在向規模化和深遠海化持續探索。

二、海風增量可觀，全球激勵政策頻出

2.1海上風電具備較大優勢，發展潛力十足

海上風電相較于陸上風電具備諸多優勢。根據弗若斯特沙利文，海上風速比陸上高20%左右，因而同等發電容量下海上風機的年發電量能比陸上高70%，此外海上風電還具有單機裝機容量大、環境友好等優勢。

我國具備豐富的海風資源，潛在裝機容量較大。根據中國氣象局，我國近海離岸50km以內，4級以上的風能資源潛在開發量為2.34億kW，3級以上的風能資源潛在開發量為3.76億kW。

從地域分布上看，海上風電資源明顯更為豐富，也更加臨近經濟發達地區。陸上風電資源大多集中在偏遠地區，我國東北地區東部、內蒙古中東部、新疆北部和東部、甘肅西部和北部、青藏高原大部等地風能資源較好；海上風電資源臨近我國的經濟發達地區，且整體功率密度也更高，臺灣海峽的近海風能資源最豐富，廣東、北部灣、海南島西部、福建、浙江南部等地的海風資源也較為豐富，而江蘇、上海近海、杭州灣雖海風功率密度較低，但可利用面積更大。

2.2國內邁入平價階段，各地“十四五”規劃積極

2022年我國海上風電進入平價階段，2021年因補貼退出而出現了“搶裝潮”，目前政策環境持續優化。政策主要包括地方性補貼政策和各地“十四五”規劃：

在國家層面，政策鼓勵推動海上風電基地化、集群化。2022年3月，國家發改委、國家能源局印發《“十四五”現代能源體系規劃》，6月國家發改委等九部委聯合印發《“十四五”可再生能源發展規劃》，兩項重要的國家級文件中均明確提出積極推動沿海地區海上風電集群化開發建設。重點基地集群包括了山東半島、長三角、閩南、粵東、北部灣等五大海上風電基地集群，其中以廣東、福建、浙江、江蘇和山東等省作為重點建設基地。《“十四五”能源領域科技創新規劃》提出集中攻關深遠海域海上風電開發及超大型海上風機技術等內容。

在地方層面，中央補貼退坡后，地方補貼接力推出。目前主要有廣東、山東、浙江、上海三省一市出臺了海上風電補貼政策。

地方政府也針對海上風電制定了“十四五”規劃，部分市級規劃數額較大。根據風芒能源，“十四五”期間沿海省市海上風電規劃接近200GW，其中廣東潮州規劃43.3GW，福建漳州規劃50GW，江蘇鹽城規劃33GW，三地的規劃數額較為龐大。整體上，山東、江蘇、福建、廣東和海南是規劃裝機較為積極的地區。其中，考慮到部分市級規劃并未明確時間，若是扣除市級規劃，僅考慮省級“十四五”海風規劃，各省海風新增裝機規模約50GW，2025年累計并網容量將超過60GW。由于2021-2022年海風裝機量分別為16.9、5.1GW，因此根據省級規劃，2023-2025年將累計新增27.9GW裝機量。

2.3海上風電仍處發展早期，高招標預示未來高景氣

海風目前在全球風電裝機中僅占較少的比例，而中國引領全球海風的發展。根據GWEC，2022年全球陸上風電新增裝機量為68.6GW，海上風電新增裝機量約為9GW，海風新增裝機占比僅為11.6%；2022年中國海上風電新增裝機為5.1GW，海風新增裝機全球占比高達57.6%，其次為歐洲，世界其他地區海風裝機比例較低。

全球海上風電裝機量將持續增長。根據《海上風電回顧與展望2023》報告顯示，2022年全球海上風電新增裝機容量達到8.8GW，雖較2021年有所下滑，但仍實現了歷史第二高位裝機量，2018-2022年CAGR達到19.2%。根據GWEC的預測，全球海風市場均將持續增長，中國和歐洲將繼續在全球海風新增裝機中占據重要地位，2025年全球新增裝機量將達到25.4GW，2030年將達到50.9GW，2023-2030年CAGR將達20.1%。

招標量是裝機量的領先指標，近年國內海風招標量可觀，奠定未來裝機高景氣度。根據金風科技公司公告，2021年海風招標量2.79GW，2022年14.7GW，2023年上半年5.8GW，從歷史數據看，招標量一般提前裝機量約2年時間，2019年的高招標量在2021年裝機量上體現，因此我們預計2022年較高的海風招標量將帶來2024年14.7GW左右裝機量的釋放。

23年上半年招標量較低，但近期出現較多大規模競配，高景氣度仍在延續。23年上半年招標量同比大幅下降，主要原因是航道等因素所致的項目審批速度放緩。但廣東省于5月開啟共計23GW的海風競配，其中省管區域7GW，國管區域16GW，福建省于6月開啟共計2GW的海風競配；2023年8月國家電投也發布了2023年海上風電競配，機組采購容量共計16GW，其中，福建、廣東、海南區域采購容量4.15GW；廣西區域采購容量3.75GW；江蘇、上海、浙江區域采購容量3.75GW；東北、河北、山東區域采購容量4.35GW。

2.4多國海風規劃陸續推出，政策驅動全球海風增長

2.4.1歐洲地區

2022年，歐洲地區共有六個國家實現了海上風電項目并網，規模共計2.5GW。其中英國新增裝機規模達1.18GW，是歐洲最大的海風市場;其余國家還包括法國、荷蘭、德國等。

（1）英國

英國政策規劃規模較大，海風具備明顯經濟性。根據2022年的《英國能源安全戰略》，到2030年英國海上風電的發展目標將從之前的40GW提高到50GW（漂浮式風電的裝機規模目標提高到5GW）。2022年英國開展了第四輪海上風電項目差價合約(CfD)競拍，合計規模7GW。此輪拍賣的海上風電項目上網電價為37.35英鎊/MWh，較上一輪降低約165-365英鎊/ MWh，低于陸上風電42.47英鎊/兆瓦時和光伏45.99英鎊/兆瓦時的上網電價水平，成為所有參加拍賣的可再生項目中上網電價最低的類型，凸顯出了歐洲海上風電的經濟性優勢。

英國用海政策明確也有助于英國海上風電發展。英國海上風電規劃專屬經濟區海域，目前已實現對領海外專屬經濟區風電資源大規模開發。已中標用海權、待申請開發的29個儲備項目中有25個位于專屬經濟區，裝機容量合計33GW，占全部此類裝機容量(36GW)的92%。

（2）德國

德國遠期海風目標較高，目前存在干擾因素影響。德國2022年的《海上風電法案》(WindSeeG)修正案獲得歐盟批準，此版修正案中將德國2030年海上風電裝機規模目標由20GW提高到30GW，2035年和2040年目標分別設定和提高到40GW和70GW。然而，德國海上風電受項目審批緩慢、勞動力短缺和供應鏈中斷等因素影響，產業擴張速度較為緩慢。2022年，德國海風裝機量僅342MW（2022年累計裝機容量約8.1GW）。

（3）荷蘭

荷蘭海上風電開發建設速度較快。荷蘭的《可持續增長能源協議》設定了2023年海上風電裝機容量達到4.5GW的目標，2023-2030年將再增加7GW，2030年總裝機容量將達到11.5GW。同時，2022年荷蘭制定海上風能長期增長計劃，計劃到2040年海上風電規模達到50GW，到2050年達到70GW。

（4）其他國家

歐盟其他國家正不斷提高海風規劃目標。北歐四國(德國、丹麥、比利時和荷蘭)于2022年5月簽署《埃斯比約宣言》，承諾2030年海風累計裝機達65GW，到2050年累計裝機150GW，共同建設“歐洲綠色發電站”。2022年8月30日，歐洲8國在能源峰會上簽署“馬林堡宣言”同意加強能源安全和海上風電合作，計劃在2030年將波羅的海地區海上風電裝機容量提升至19.6GW。

2.4.2其他新興市場

美國海上風電的開發潛力巨大，但裝機規模目前仍較為落后。美國是美洲地區唯一擁有海上風電的市場，但2022年未有新增裝機容量。2022年2月，美國能源部發布《海上風能戰略》，規劃到2030年、2050年海上風電累計裝機規模將達30GW、110GW。2022年8月，美國政府通過《2022年通脹削減法案》，法案恢復此前對海風的30%稅收減免。同時，在州級也有路易斯安那州5GW海風目標、加州和俄勒岡州各3GW浮動海風，州級海風開發目標近50GW。

越南擁有豐富的海風資源，海風規劃也較為積極。擁有超過3000公里的海岸線，其海上風電可開發資源達到475GW。越南的第八個電力發展計劃(PDP8)明確規劃到2030年后將不再新建燃煤發電項目，到2050年可再生能源將占全國全部發電量的70%左右。按照此計劃，到2030年，越南海上風電裝機規模可達到6GW，到2050年至少達到70GW。

巴西同樣擁有豐富的海風資源，已有大量項目進行環評申請。根據世界銀行，巴西海風具有1200GW的安裝潛力，2022年初No 10.946/2022法案公布，確立了巴西海風的指導方針，為海風的海床評估提供框架；此外法案PL 576/2021優化了監管環境，創建了海上風電場拍賣權的監管框架。2022年末，巴西已有170GW海風項目向IBAMA進行項目申請。

日本海上風電近年正在加速發展。2019年起，日本為加速海上風電的發展采取了更為積極的措施。根據2020年通過的《海上風電產業愿景》，日本規劃到2030年海上風電實現累計裝機10GW、到2040年實現累計裝機30-45GW。同時，日本政府也在優化海風政策環境，包括簡化海上風電的監管框架，公布11個海上風電開發海域，修訂《港灣法》等。截止2022年底，日本海上風電裝機規模已達到136MW，處于環評及審核階段的項目約15GW，后續日本海風或將迎來較大發展。

三、海風成本持續下降，近年經濟性持續改善

海上風電機組的成本由建設成本、運維成本和拆除成本構成，其中建設成本為主要成本項。根據CWEA，2009年我國第一個近海項目--上海東海大橋風電場一期102MW，該項目造價超過2.3萬元/kw，2020年底，60%的海上風電分布在江蘇，江蘇省海上風電造價下降至約1.5萬元/kw，成本下降趨勢明顯。根據杜劍強等《海上風電建設成本趨勢分析及石化行業投資建議》，2020-2022年海上風電平均建設成本發生了較大的變化，其后由于2020-2021年我國海上風電進入搶裝潮，短期建設成本大幅上漲，2020年我國海上風電平均建設成本約為16550元/kw（粵閩地區相對更高），搶裝潮后由于供需形勢改善和風電制造技術突破，海上風電建設成本下降至12400元/kw左右。

運維成本中，根據金長營《海上風電項目全壽命周期的成本構成及其敏感性分析》，閩粵地區近海海風項目年均運維成本約150元/kw，高于陸上風機的30元/kw，主要受到海上交通限制。

風機價格的下降是近年海風建設成本下降的主要原因，未來其余環節均有一定的降本空間。風機價格在搶裝潮前后存在較大差異，機組大型化是其中一部分原因；此外，風機基礎受到鋼材價格影響、海纜受到銅價格影響，且風機基礎、安裝施工均能夠受益機組大型化，吊裝周期也從2010-2015年約2年降低至2020年的不到18個月，我們預計未來海上風電成本仍有較大下降空間。

海風成本的主要構成項之一的風機價格在搶裝潮后基本保持穩定。目前海上風機的主要供應商包括明陽智能、電氣風電、遠景能源、金風科技、運達股份等，明陽智能在2022年和2023H1的風機中標均價分別為3842元/kw、4001元/kw，遠景能源分別為3912元/kw、3767元/kw，金風科技分別為4132元/kw、3701元/kw，中標價格在近年保持相對穩定態勢。

全球海風建設成本、度電成本均明顯下行。根據IRENA，2010-2021年全球海風總安裝成本從4876美元/kw降至2858美元/kw，下降41%；全球海上風電項目全球加權平均LCOE從0.188美元/kWh下降到0.075美元/kWh，下降60%，安裝成本和LCOE下降主要原因為技術進步、產業逐漸趨于成熟、政策激勵等因素。未來根據BNEF的預測，2025 年有望相較于2020年下降30%至0.058美元/kWh，根據IEA的預測，2050年有望降低至0.025～0.04美元/kwh水平。

中國建設成本、度電成本經歷了大幅度下降。分地區來看，2010-2021年中國海風加權平均建設成本從4638美元/kW降至2857美元/kW,下降38%，其他國家中比利時、荷蘭、英國的下降幅度同樣較大，不同國家間項目和政策差異較大，部分成本差異由是否承擔輸電線路建設導致，例如中國、丹麥和荷蘭開發商不承擔該費用。2010-2021年中國海風平均度電成本從0.178美元/kWh降至0.079美元/kWh，下降56%，其他國家中，2021年丹麥的LCOE為0.041美元/kWh，為全球最低，2010-2021年下降幅度為62%，英國LCOE次之，為0.054美元/kWh，2010-2021年下降幅度為74%。

四、大型化降低成本，深遠海化是未來趨勢

4.1 機組大型化趨勢明顯

近年來，風機大型化趨勢明顯，中國大型化水平正在逐漸向歐洲追趕。根據IRENA，2000年以來全球海上風機的單機容量、風輪直徑持續增加，同時風機場的容量也越來越大。中國2010-2021年風機單機容量從2.8MW上升至6.7MW，2015-2021年風輪直徑從130m上升至163m；歐洲2010-2021年風機單機容量從3.1MW上升至8.5MW，2010-2021年風輪直徑從112m上升至159m。目前歐洲單機容量總體上仍高于我國，近年我國機組研發能力不斷提升，大容量機組與國際水平差距縮小。

大型化能夠降低海上風電LCOE。主要通過規模經濟的方式實現，安裝成本和運維成本均能有所降低。在安裝成本方面，根據Rystad Energy估計，為1GW海上風電場安裝14MW風機將比安裝10MW風機節約1億美元成本；在運維成本方面，運維成本占項目全周期總成本約25-30%，大型設備意味著更少部件、船只和技術人員，將有助于降低運維成本。

目前中國累計裝機中小型機組占比較高。截至2022年，國內海上風電機組單機容量仍集中在4MW～8MW之間，其中7.0MW至8.0MW(不含8.0MW)海上風電機組累計裝機容量占全部海上累計裝機容量的7.9%；10MW及以上累計裝機容量占全部海上累計裝機容量的2.7%。

中國新增裝機中大型化趨勢明顯。2022年新增吊裝的海上風電機型中，主流風機正逐步由6MW級邁向8MW級及以上，單機容量在8MW至9MW(不含9MW)風電機組新增裝機容量占比最高，達到43.9%；2021年占比最大的6.0MW至70MW(不含70MW)風電機組新增裝機容量占降至20.5%。2022年，新增吊裝最大單機容量也由2021年的10MW提升至11MW。

中國和歐洲兩地近年都在風機技術路線上發生了較大變化。2016年歐洲海風永磁直驅占比較高，2021年則主要由永磁直驅和中速永磁構成；2016年中國雙饋電機占比較高，2021年則應用了更加多樣化的風機技術，包括高速永磁、雙饋電機、永磁直驅、中速永磁等。從技術進步路徑上看，我們預計中速永磁將占據更高份額。

目前我國已經形成具有自主知識產權的大兆瓦級風電機組的研發能力，正快速進行技術追趕。

中國：隨著自身技術研發、示范以及商業推廣的開展，我國海上風機與世界先進水平的差距正在進一步縮小，在2022年末，我國海上風電單機容量突破全球平均水平。2019年國內下線的最大海風機組為東方電氣的10MW機組，時隔三年，國內大型化進程快速推進，2022年末至2023年初，單機容量為16MW和18MW風電機組分別下線。其中，2022年11月，金風科技與三峽集團合作研發的16MW海上風電機組在福建三峽海上風電國際產業園成功下線;2023年1月，中國海裝自主研制的H260-18MW海上風電機組研制成功，單機功率最大、風輪直徑最大的全球紀錄，再次被刷新；2023年6月，中國中車自主研制的20MW半直驅永磁風力發電機成功下線。

全球：2018年，三菱重工-維斯塔斯發布全球風電史上首個10MW風電機組，標志著風電行業由此邁入10MW時代。隨后，各大風機制造商陸續推出大兆瓦級機組。其中，GE可再生能源推出HaliadeX直驅風電機組，該系列風電機組有12MW、13MW及14MW三種功率。西門子歌美颯在2020年發布了SG14-222型直驅風電機組，最大功率可達15MW，將于2024年投入商業運營。2021年維斯塔斯推出V236-15MW風電機組，計劃于2024年實現批量生產，未來功率可以提升到17MW。

海上風電機型的大型化，也給運輸、安裝以及運維帶來了新的挑戰。機艙和葉片等部件會變得越來越大，海上風電項目會離岸越來越遠，海水深度也在逐步增大，這對港口、船只、設備都提出了新的要求。同時，安裝船依然處于供不應求的狀態，除了投資建造新的安裝船之外，不同開發企業之間共享安裝船也成為緩解安裝船瓶頸的一個方法。

碳纖維具有明顯的性能優勢，適配大型化下的海風發展。根據國際風力發電網《碳纖維在風電葉片中的應用進展》，碳纖維在葉片中的主要應用部位為主梁，與同級別的高模玻纖主梁葉片相比，采用碳纖維主梁設計的葉片可以減重20-30%。以122m長葉片為例，葉片重量減輕可以大幅降低自重載荷，從而減少輪轂、機艙、塔架、樁基等結構件15%-20%重量，降低10%以上整體成本。

葉片長度增加或將帶來碳纖維滲透率的提高。根據Sandia國家實驗室數據，葉片長度大于70m時，碳纖維的滲透率達到55%，隨著長度發展到更高級別，碳纖維的滲透率將進一步提升。當前我國大部分主流風機葉片長度為100米左右，2022年我國擁有100%自主知識產權、全球最長123米的風電葉片完成測試并投入安裝使用。

碳纖維拉擠技術將逐步在國內實現技術突破，成本將是應用過程中的關鍵因素。根據牟書香等《碳纖維在風電葉片中的應用進展》，維斯塔斯曾對擠拉板主梁技術申請20年全球性專利保護，該保護于2022年7月19日到期，因此國內該技術尚處于早期階段。然而碳纖維價格昂貴，2022年碳纖維頭部供應商卓爾泰克的價格約為13美元/kg，整體成本偏高，目前大多數企業仍使用傳統玻璃纖維制造葉片。

大型化下主軸承生產具有難度，國產技術研發持續進行中。難度在于：1）大兆瓦主軸承軸外圈直徑一般超過2米，與鑄件情況類似，超出了大部分市場上的主軸承機床的裝載能力;2）主流供應商集中于SKF和FAG兩家，產能緊張;3）國內主軸承供應商短期無法具備此類軸承的設計和加工能力。尤其是在直驅機型的TRB方面，目前6MW以上的海上風電直驅機型的主軸軸承的外徑已突破4米，全球范圍內的產品供應商較少，國內市場主要依賴海外品牌。目前國內正在持續技術突破，2022年7月，新強聯“12兆瓦海上抗臺風型風力發電機組主軸軸承”下線；2023年6月；洛軸16MW超大容量海上風電機組已實現裝機，2023年8月，軸研科技國產首臺18MW海上風電主軸軸承下線。

4.2 深遠海化是未來趨勢，漂浮式海風進入產業化初期

2018年前以陸上風電為主，近年開始向海上風電發展。根據GWEC，2022年全球陸上風電新增裝機量68.6GW，海上風電新增裝機量8.8GW，海上風電在2018年前發展較慢，2018年前在新增裝機中占比均不足10%，2020-2022年占比分別為7.2%、22.5%、11.6%，GWEC預測2023年后海上風電占比將持續提高，2026年占比將達到21.5%。

漂浮式海風依賴系泊鏈固定。海上風電按照離岸距離可分為固定式海上風電和漂浮式海上風電，固定式海上風電大多安裝于大陸架所在的淺水區，海上風電安裝于深遠海區域，并無固定支架，主要可分為駁船式、張力腿式、半潛式、立柱式幾類，其中半潛式為主，該類漂浮海風安裝并未直接固定于海底，常使用系泊鏈進行位置固定。

海上風電具備優勢，漂浮式海風是未來趨勢。根據弗若斯特沙利文，海上風速比陸上高20%左右，因而同等發電容量下海上風機的年發電量能比陸上高70%。若陸上風機的年發電利用小時數是1000小時，則海上風機就能達到1500小時，此外海上風電還具有單機裝機容量大、環境友好等優勢。根據GWEC，世界上80%海風資源位于水深超過60米的區域，且部分成熟市場已無固定在海床底部的安裝空間，因此適應深遠海的漂浮式海風或將成為必然趨勢，有望快速發展。

漂浮式海風體量尚小，中遠期看其具備較大發展潛力。根據GWEC，2022年漂浮式海風裝機量為66.4MW，包括挪威Hywind Tampen項目（60.2MW）和中國扶搖項目（6.2MW）。漂浮式海風發展過程可分為2009-2020年示范試驗階段、2021-2025年初步商業化階段、2026年后成熟商業化階段，目前正處于大規模商業化前夕，根據GWEC預測，2026年全球新增裝機量將達到約0.8GW，2030年將達4.3GW，未來市場空間有望迅速打開。

全球漂浮式海風歐洲引領，中國示范項目持續推進。根據CWEA，截至2023年5月，全球漂浮式海風機組的累計投運容量在20.6萬千瓦左右，累計投運數量約36臺。其中，有7臺樣機在完成測試工作后被拆除。投運的小批量或商業化項目共4個，總容量在15.9萬千瓦左右。目前中國除已并網兩個項目外，仍有海裝扶搖號、龍源莆田南日島海上風電項目、明陽陽江青洲四海上風電項目、中電建萬寧漂浮式海上風電實驗項目在持續推進中。

研究和示范階段為主，多國政策助推漂浮式海風發展。根據CWEA，2022年漂浮式海上風電裝機容量排名前五的市場分別為英國、葡萄牙、日本、挪威、法國；2030年時，南非、中國、澳大利亞、日本、美國、俄羅斯和加拿大等都具備較大的漂浮式海風發展潛力。近年，多國均已出臺漂浮式海風相關支持政策，大多處于研究或示范階段。

漂浮式海風2009年歐洲第一臺漂浮式海風以來，經歷了成本的快速下降，經濟性驅動之下有望裝機量迅速提高。

1）國際：根據BENF和Equinor披露的數據計算，2009年建造的第一部浮式風機hywind demo（2.63MW）造價約為3.1萬美元/kw，2017年建設的hywind scotland（30MW）浮式風機造價約為0.88萬美元/kw，實現成本下降70%以上，最新的hywind Tampen（88MW）造價約為0.62萬美元/kw，成本再度下降29%，近年成本已實現了快速下降，正處于0-1的關鍵階段。

2）國內：根據CWEA和中國電建，國內下線的兩臺樣機造價在38000-40000 元/kw之間，萬寧漂浮式海上風電100 萬千瓦試驗項目一期將降本至25000元/kw，未來將達到20000元/kw以下。

3）未來降本空間：根據DNV的預測，固定式海上風電降本空間較小，浮式風電將在近十年實現成本快速下降，到2050年LCOE將下降近80%。

漂浮式海風成本中約19%來自系泊系統，10%來自系泊鏈。根據《中英合作加速中國漂浮式風電發展》，中國漂浮式風電成本3.5萬元/kw中，成本占比最大的部分為浮體、系泊系統、風機，成本占比分別為31%、19%、14%，即系泊系統成本約為0.67萬元/kw。系泊系統中錨鏈成本占比較高，根據中標公告，國內“海裝扶搖號”和“海油觀瀾號”錨鏈價格分別為3706元/kw和3584元/kw，對應在漂浮式風電成本中占比約10%。

海纜是海上風電中技術難度較高的環節。根據中天海纜招股書，海纜需要專用敷纜船和敷纜設備將海纜敷設于水底，敷設過程中需要承受較大的機械應力，運行過程中還需要承受較大的水壓和水流作用；海纜需要具有良好的阻水和機械性能，需要擁有防腐蝕、防海洋生物的能力；海纜需要盡量實現大長度連續生產；海纜單位長度體積和質量較大，需要專用的船舶進行運輸。

目前海上風電場內使用的海纜可以分為陣列海纜以及送出海纜。當前海上風電項目用海纜主要包括風力發電機連接用海纜(陣列海纜，也稱集電海纜)及風機并網使用的海纜(送出海纜，也稱主海纜)，目前以35kV陣列海纜+220kV送出海纜組合為主。

在深遠海趨勢下，陣列纜和送出纜電壓等級提高可促進海風經濟性的提高。

（1）在陣列纜方面，35kV交流集電方案是海上風電的常規選擇，由于35kV海纜熱極限和通流能力的限制，單機容量的增大使得單根陣列海纜上可連接的風機數目隨之減少，仍采用35kV交流集電方案將使得電纜投資及相應工程費用和難度隨之增大。以35kV、400mm2截面的電纜為例，考慮其熱極限及通流限制，通常允許傳輸的最大有功功率約為27MW，即最多可以連接4臺6MW風電機組，或3臺8MW風電機組。而同樣截面的66kV海纜允許傳輸的有效功率為50MW，可以連接8臺6MW機組和6臺8MW機組。66kV集電系統電纜數目減少，電纜投資和相應的電纜鋪設工程費用下降。

（2）在送出纜方面，出于經濟性考慮，部分海風項目考慮使用330kV或500kV的高壓交流海纜進行電力送出。目前主流的送出海纜電壓等級為220kV，一般采用單回三芯結構，輸電能力18~35萬千瓦;隨著單個風電場規模的增加，可以使用更高電壓等級的交流送出海纜。以1GW海風項目為例，如果使用220kV、3×1000mm2的送出海纜，單根三芯220kV海纜容量為280~300MW，則1GW海風項目需采用至少4回路;如果使用500kV、單芯1800mm2的送出海纜，1GW海風項目采用1回路即可。

遠海化之下，柔性直流有望成為主流趨勢。交流輸電方式多適用于海上風電小規模、近距離輸送，但是長距離之下輸送電纜的電容效率明顯，且無功電壓補償控制難度較大。而柔性直流的優點包括長距離輸送容量更大、輸電線路數量更少、海域資源占用較少、匯集輸送具備靈活和可擴展性。因此，大規模、遠距離輸送的海上風電項目，更適用使用柔性直流輸電方式。經濟性角度，根據《海上風電場輸電方式研究》測算，以1GW、輸送距離60km的海風項目為例，使用交流輸送方案的工程造價為38.3億元，同等條件下直流輸送方案的工程造價為40.4億元，交流方案性價比更高;當輸送距離提升到100km時，交流方案的工程造價提升至62.1億元，而直流方案的工程造價則提升較少，僅提升至48.8億元，相比交流方案可節省21.4%的成本。

從我國建設柔直送出工程的經驗來看，2019年7月國內啟動多個海上風電柔性直流輸電項目，包括如東海上風電柔性直流輸電示范項目(包括如東H6、如東H8、如東H10項目，合計1.1GW，中國首個海上風電柔性直流送出項目)、射陽海上風電場柔性直流輸電項目。目前如東項目已并網裝機，據中天科技2019年9月公告，公司成功中標三峽新能源江蘇如東800MW(H6、H10)海上風電項目直流電纜采購及敷設項目，為該項目提供±400kV直流海纜/陸纜、附件及施工，中標金額為15.11億元。根據如東H6項目環評報告，該項目使用的是單回單芯2000mm2、電壓等級±400kV、電流1375A、容量1100MVA的直流海纜，單根總長98km，折算后單價約1542萬元/km。此外，廣東陽江青洲五、青洲七項目擬采用柔性直流輸電技術，采用單回±500kV直流海纜輸送到陸上集控中心。

4.3海上風電場集群化開發，配套建設海風裝備產業園

中國海風具有明顯的集群化開發特征。《“十四五”可再生能源發展規劃》提出：加快推動海上風電集群化開發，推動山東半島、長三角、閩南、粵東和北部灣等千萬千瓦級海上風電基地開發建設，推動一批百萬千瓦級的重點項目集中連片開發。

五大海上風電基地周邊已規劃建設多個海上風電裝備產業園。海上基地及配套產業園集中建設有助于降低海上風電成本，海風裝備產業園/基地可為海上風電開發提供風機，葉片、鑄鍛件、塔筒、海纜等關鍵配套，沿岸港口和周邊造修船場則可提供海風資源相關必要服務。

五、產業鏈受益于大型化和深遠海化，多環節價值量將提高

由于海上風電具備大型化和深遠海化趨勢，產業鏈多環節有望受益。風電產業鏈主要包括風機、塔筒/樁基/導管架、葉片、軸承、電纜、齒輪箱、鑄件、主軸等，大型化將帶來部分環節的價值量提升，而深遠海化將帶來技術變革和價值量增加。

（1）塔筒/樁基/導管架：該類產品是海上風電的支撐基礎，海上風電常使用樁基和導管架。樁基的上端與塔筒鏈接，下端深入數十米深的海床地基中；導管架是一種組合式支撐基礎，由上部鋼制桁架與下部多樁組配而成，上端與風電塔筒相連、下端嵌入海床地基中。一般來說樁基成本更低，但導管架的強度更高，適用于大型風機，該兩者均適用于淺海，而在深海區域則適合使用漂浮式基礎。風機大型化帶來了支撐基礎的大型化，近年趨勢明顯，同時價值量也因此持續提高，隨著深遠海化持續推進，價值量更高的樁基、導管架等也將獲得更多應用。

大型化趨勢下塔筒和裝機價值量有望提高，深遠海化下也將切換至更高價值量的支撐基礎。根據海力風電招股說明書，其在2019-2021H1期間塔筒單機容量從2.44MW持續提升至4.36MW，對應的單價從65.6萬元/MW提升至73.7萬元/MW；樁基的單機容量從3.29MW持續提升至4.46MW，對應的單價從133.2萬元/MW提升至188.4萬元/MW。

（2）葉片：葉片增大是配合風機大型化的必要路徑，材料革新持續進行中。葉片主要材料包括玻纖/碳纖維、樹脂、芯材，目前國內陸上風電葉片以玻纖為主，但海上超長葉片中碳纖維已經成為葉片技術迭代的必選材料，碳纖維具備高強度和低密度的優勢，在生產中碳纖維一般應用于葉片主梁，主梁占比葉片總重量1/3左右。目前，碳纖維的技術仍在持續進步中，產能和價格條件也在逐漸優化。

（3）軸承：大兆瓦軸承亟需技術探索和規模化生產，國產替代需求較強。一套風力發電機組的核心軸承含有偏航軸承1套，變槳軸承3套，主軸軸承1套，此外根據不同的風機技術路線 （如雙饋式風機）還可能需要搭配齒輪箱軸承等。目前小兆瓦的偏航、變槳和主軸軸承已國產化，盡管我國已能夠研發大兆瓦主軸軸承，但在產業規模上仍較為落后，大兆瓦的軸承仍依賴進口，SKF、FAG、NTN等全球龍頭在我國大兆瓦、主軸軸承市場占優勢，我國的高端軸承在材料和工藝等方面與日本、歐美還存在較大差距。

（4）海纜：深遠海化下海纜電壓等級提升、輸電距離增加，價值增量明顯。陣列纜存在由35kV 向 66kV 產品過渡趨勢；送出主纜存在由220 kV向330&500 kV的產品過渡趨勢。35kV海纜造價在60萬元/km到150萬元/km，220kV海纜造價在450萬元/km到600萬元/km，而2022年中標的青州一、青州二項目采用了66kV和500kV方案，該項目離岸距離為約50-55km，其500kV送出纜中標金額17億元，對應單價為1417萬元/km，陣列纜A標段中標金額為3.0億元，另一標段中標金額約2.7億元，合計對應單價為342萬元/km，價值量提升明顯。

長距離輸電需柔性直流技術，漂浮式風電需動態海纜技術，新技術迭代推動價值量增加。柔性直流輸電技術更加適用于遠距離的海上風電輸送電能，其具備多項優勢，在長距離輸電中的輸送容量更大、匯集輸送時靈活程度高、輸電線路數量更少、能量損耗低等優點；漂浮式風電需要應用動態海纜，當前浮式風電平臺以及動態纜都是基于油氣行業研發經驗進行開發，仍需持續進行技術研發，目前正處于示范應用階段，2012年實現技術突破，動態纜產業化，2019年完成中國首個深水動態纜項目，2021年三峽陽江、中海油文昌浮式風電動態纜項目投入使用。

5.1東方電纜：海纜領域龍頭公司，盈利能力強勁

公司擁有成熟的電纜解決方案，在海纜領域已擁有具備較強競爭力的多種產品。公司擁有陸纜系統、海纜系統、海洋工程三大產品領域，提供深遠海臍帶纜和動態纜系統、超高壓電纜和海纜系統、智能配網電纜和工程線纜系統、海陸工程服務和運維系統四大解決方案，兼具設計研發、生產制造、安裝敷設及運維服務能力。（1）超高壓電纜和海纜系統領域：公司具備了500kV交流海陸纜系統、±535kV直流海陸纜系統等高端能源裝備的設計、制造及工程服務能力，各項技術達到國際領先水平。（2）動態纜領域：公司在浮式海風動態纜系統領域形成了定制化設計、生產、測試、集成、敷設、運維的全壽命整體解決方案，實現多項“卡脖子”技術的成果轉化并實現產業化應用。

海纜憑借較高壁壘獲得較強盈利能力，近年業績表現優秀。2023H1海纜系統收入占主營收入比重為44.9%，占比較高；2021-2023H1海纜收入分別為32.7、22.4、16.6億元，毛利率分別為43.9%、43.3%、51.1%，海纜系統的單價較高，以2022年為例，公司海纜系統單價為325.3萬元/公里，憑較高的壁壘而獲得了較強的盈利能力。整體業績上，2021-2023H1公司營業收入分別為79.3、70.1、36.9億元，同比增長57.0%、-11.6%、-4.4%，歸母凈利潤11.9、8.4、6.2億元，同比增長34.0%、-29.1%、18.1%。

公司目前擁有充足的在手訂單，新增訂單獲取能力也較強。截至2023年7月底，公司在手訂單約80.01億元，其中海纜系統39.16億元（220kv及以上占比42%，臍帶纜約占28%），上半年累計中標海纜訂單約14億元。

5.2亞星錨鏈：錨鏈領域全球龍頭，浮式海風注入發展新動能

公司是錨鏈領域龍頭企業，具備顯著技術優勢，是國內浮式海風先行者。專業化從事船用錨鏈、海洋系泊鏈和礦用鏈及其附件生產的企業，目前產品主要應用在船舶、海洋工程、漂浮式海上風力發電、煤礦開采等四大領域，2023年公司船用錨鏈和系泊鏈占全球市場60%以上，是全球領先的錨鏈龍頭企業。目前系泊鏈產品主要包括R3、R3S、R4、R4s、R5、R6多個級別，R6級別系泊鏈世界僅有少量廠家能夠生產，公司具備顯著技術優勢。公司在浮式海風領域是國內先行者，現已中標國內“海裝扶搖號”和“海油觀瀾號”等項目的錨鏈。

公司多年來營收表現穩健，身處行業景氣周期，近三年來營收持續提高。2020-2023H1營收分別為11.09、13.20、15.16、10.13億元，同比增長-14%、19%、15%、53%；2020-2023H1年分別實現歸母凈利潤0.87、1.21、1.49、1.10億元，分別同比增長-3%、39%、23%、88%。近三年公司受益于船舶、海工行業周期向上，實現了量利齊升。隨景氣周期的進一步體現，2023年H1公司業績仍在持續提高，未來公司營收和利潤規模有望再創新高。

5.3海力風電：重點發展海上風電支撐基礎，生產基地布局積極

公司主要產品為風電塔筒、樁基、導管架及升壓站等。目前產品涵蓋8MW及以下普通規格產品和10MW以上大功率等級產品。同時，公司也在持續開拓新能源開發和風電場施工、運維領域。

公司海上風電業務占比較高，業績受海風行業波動而呈現明顯變化。公司塔筒既有陸上風電也有海上風電，而樁基只用于海上風電，根據招股書，2020年公司海上風電業務收入約35.6億元，占營業收入比重為90.6%，公司重點發展海上風電業務，其收入占比較高。2021-2023H1公司營業收入分別為54.6、16.3、10.4億元，同比增長38.9%、-70.1%、59.7%，歸母凈利潤為11.1、2.1、1.3億元，同比增長80.8%、-81.6%、-29.1%，分業務看風電塔筒和樁基業務在2021年搶裝潮后均經歷較大幅度下降，毛利率也有所受損，整體業績受行業波動影響較大，我們認為未來隨海上風電行業景氣度提升公司將有望充分受益。

公司正積極布局新生產基地，具備自建碼頭優勢。根據2023年半年報，公司規劃新增南通小洋口基地、啟東呂四港基地、鹽城濱海基地、山東東營基地、山東乳山基地、海南洋浦基地等，各基地均在穩步推進中。塔筒樁基等產品呈現體積大、重量大的特點，運輸成本占比高，公司沿海地區基地布局有助于降低運輸成本，部分基地也擁有自建碼頭，提高了公司的產品競爭力。

5.4泰勝風能：風電塔架領域先行者，戰略布局陸上和兩海市場

公司是風電塔架領先企業之一，具備豐富完善的產品布局。公司是全國最早專業生產風電塔架的公司之一，在全國風電塔架制造業中處于領先地位，同時也有開拓海外業務。公司的主要產品為自主品牌的風電塔架（包括陸上風電塔架、海上風電塔架）、海上風電導管架、海上風電管樁、海上升壓站平臺等。

產能持續擴張，在手訂單充足。根據投資者關系調研紀要，公司2023年4月各基地產能合計63萬噸，另有25萬噸江蘇揚州產能和3萬噸新疆若羌產能在2023年年中投產，其中根據2023年公司半年報，江蘇揚州基地已建成投產，該基地將專攻對外出口。此外，公司也計劃打造南方基地，南方基地計劃主要側重廣東、廣西、福建等地區的管樁、導管架、升壓站平臺、深遠海鋼結構件等海上風電產品。目前公司在手訂單充裕，海外訂單以陸上風電塔筒為主，截止2023年6月底，公司在執行及待執行訂單共計48.47億元，其中陸上風電類訂單37.80億元，海上風電類訂單10.16億元；國內訂單34.72億元，海外訂單13.74億元。

公司業績表現穩健，海上風電蓄勢待發。2020-2023H1營收分別為36.0、38.5、31.3、16.7億元，同比增長62.4%、6.9%、-18.8%、30.6%；2020-2023H1年分別實現歸母凈利潤3.5、2.6、2.8、1.2億元，分別同比增長127%、-26%、6%、18%。2023H1公司塔筒收入占營業收入比重為19.3%，21年受益于搶裝潮實現了較高收入，22年后業績相對平淡，23年上半年由于塔筒出貨占比較高和海風規模效應差的原因而盈利能力稍有下滑。

5.5新強聯：軸承國產化替代先行者，研發量產大兆瓦軸承

公司已實現部分風電產品的國產化替代，大功率風機軸承產品也取得重要進展。公司布局風電軸承、盾構機軸承、海工裝備軸承、工程機械軸承等領域。風電方面，公司產品涵蓋主軸軸承、偏航軸承、變槳軸承以及機組零部件等風電機組器件。公司研制的1.5-16MW變槳和偏航軸承、大功率風電偏航變槳軸承實現進口替代；2-5MW三排圓柱滾子主軸軸承、3-6.25MW無軟帶雙列圓錐滾子主軸軸承并實現量產；3-13MW單列圓錐滾子軸承并實現量產；公司研制生產12MW海上抗臺風型主軸軸承，攻克國內大功率風力發電機組軸承技術難題并成功裝機；公司研發調心滾子軸承并小批量生產。

風電類產品占比較高，收入規模近年較為穩定。2023H1風電類產品收入占主營收入比重為65.4%，占比較高；2021-2023H1風電類產品收入分別為21.3、19.9、7.9億元，毛利率分別為31.6%、28.8%、25.1%，收入規模較為穩定，毛利率略有下滑。整體業績上，2021-2023H1公司營業收入分別為24.8、26.5、12.1億元，同比增長20.0%、7.1%、-3.8%，歸母凈利潤5.1、3.2、1.0億元，同比增長21.1%、-38.5%、-58.5%。

5.6中材科技：葉片領域龍頭公司，碳纖維葉片開發持續突破

葉片領域龍頭企業，收購中復連眾增強生產能力。公司的子公司中材葉片以技術創新為先導，擁有完全獨立自主設計研發能力，為客戶提供定制化的風電葉片設計和技術服務，目前擁有37-123米葉片成功設計開發經驗，全系列百余款產品，適用于高低溫、高海拔、低風速、沿海、海上等不同運行環境，可匹配1.0MW至15MW+平臺；2023年上半年收購中復連眾100%股權。收購完成后，中材葉片共擁有江蘇阜寧、江西萍鄉、江蘇連云港等15個生產基地，產品覆蓋中國、澳大利亞、巴基斯坦、智利、巴西等39個國家及地區，成為國內風電葉片行業絕對龍頭企業。

碳纖維產品正在完成國產化開發，大型化技術持續突破。2023年上半年完成國產碳纖維拉擠產品的開發及應用，百米級柔性風電葉片核心技術攻關取得階段性進展；建成SI110.5、SI122m等5條葉片示范生產線，SI122產品通過靜力測試，順利通過首套驗收；中復連眾123米全球最長風電葉片完成吊裝。

公司業績平穩增長，葉片業務銷量可觀。2021-2023H1公司營業收入分別為203.0、221.1、123.8億元，同比增長8.5%、8.9%、24.8%，歸母凈利潤33.7、35.1、13.9億元，同比增長64.4%、4.1%、-25.6%。其中葉片業務在2023H1收入為43.0億元，占比為34.7%，近年銷量有較大幅度提升，2018年銷量僅為5.6GW，2022和2023H1銷量分別達到14.4GW和9.6GW。

六、風險因素

海上風電裝機不及預期：海上風電發展涉及較多行政審批，受到政策影響較強，若政策支持力度下降，則海上風電裝機量將不及預期。

海外擴張不及預期風險：除中國市場外，仍有其他亞洲國家、歐洲、美洲等多地區和國家有風電需求，若海外市場出現國際貿易保護現象，則產業鏈相關公司的海外拓展將遭遇困難，業績將不及預期。

新技術應用不及預期風險：海上風電正面臨大型化和深遠海化等趨勢，產業鏈面臨一定程度上的技術革新，若產業鏈各環節新技術降本困難，創新較慢，則可能出現新技術應用不及預期的情況。