长期来看风力发展基本面良好且空间大，中国风电资源总量丰富

1、 长期：风力发展基本面良好，发展空间较大

1.1 、 中国风电资源总量丰富，高风速区域有限

1.1.1 、 世界风能资源丰富，区域资源质量差异大

风能资源的分布受地形条件制约显著，全球的风能资源主要汇聚于沿海地区以及广阔大陆的狭长地带。每年，来自宇宙的太阳辐射能量高达1.5×10^18千瓦时，其中约有2.5%的能量，即3.8×10^16千瓦时，被大气层所吸收，进而转化为大约4.3×10^12千瓦时的风能。8级以上的强风区域主要集中在南半球的中高纬度海域，以及北半球的北大西洋、北太平洋和北冰洋的中高纬度海域。而在陆地上，风能的强度通常不会超过7级，特别是美国西部、西北欧沿海、乌拉尔山脉顶端以及黑海周边等地区，风力较为强劲。

1.1.2 、 我国风电资源蕴藏量总量充足，地区差异明显

我国风能资源丰富，尤其是“三北”地区的资源尤为丰富。在现有技术条件下，我国的风能资源足以支持超过20亿千瓦的风电装机容量。截至2019年底，我国并网的风电装机容量达到了2.1亿千瓦，但这仅占到了潜在开发量的4.4%，由此可见，开发潜力十分巨大。我国的风能资源在地域和气候的作用下，分布呈现出显著的不均衡性，主要集中于“三北”区域以及东南沿海地带，特别是“三北”区域，其风能资源储量几乎占据了全国总储量的六成九。

优质的高风速区域分布稀少，主要分布在北方地区，并且面临风能资源与电力需求区域不匹配的挑战。《2019年中国风能太阳能资源年景公报》显示，全国各省陆地70米高度的平均风速介于4.0米每秒至6.6米每秒，平均风功率密度在96.6瓦每平方米至353瓦每平方米之间，共有16个省份的年平均风速超过了5.0米每秒。依据《低风速风力发电机组选型导则》，那些年平均风速不超过6.5米每秒、风功率密度不超过320瓦每平方米的地区被定义为低风速区域，而在中国，只有内蒙古和吉林这两个地区不属于低风速区域。此外，风能资源充沛的地区与电力需求集中的区域在空间分布上存在不匹配的问题。三北地区虽然风能资源充沛，但其工业基础尚显薄弱，电力吸收能力不足；与此同时，经济繁荣、用电需求量大的城市，其电力负荷中心却主要分布在华东、华南和华中地区。这种供需之间的不匹配，往往会导致弃风和限电现象的出现。

1.2 、 陆上风电增长放缓，海上风电高速增长

近年来，全球陆地风力发电的装机速度有所减缓。2019年，全球陆地风力发电新增装机量达到54.2吉瓦，同比增长了16%。自2016年起，全球风力发电市场整体表现不佳，2016年至2018年间，全球风力发电新增装机量甚至出现了负增长。截至2019年，全球陆地风力发电累计装机量已达到622.61吉瓦，而在2010年至2019年期间，其复合年增长率达到了13.60%。

我国风电产业迅速发展，其新增装机在全球风电市场中所占份额持续攀升。据全球风能理事会数据，2019年我国风电累计装机量已占全球总量的37%，这一比例相较于2007年增长了19个百分点。2010年，我国陆上风电新增装机量超过了美国，跃居全球首位。同年，我国在全球陆上风电新增装机量中占据了44%的份额。

目前，海上风电的装机容量持续以较快的速度增长。到了2019年年末，全球累计安装的海上风电总容量达到了292.9吉瓦。在2019年，全球新增的海上风电装机容量为6145兆瓦，这一增长幅度较上年同期增长了36.88%，创下年度新增装机量的历史最高记录。

1.3、 行业潜在容量巨大，开发程度不足

我国在风电开发方面与发达国家相比尚存在一定差距。目前，核能依然是欧洲主要的非化石能源之一，然而，受到福岛核事故的波及，近几年来，欧洲核能发电的比重有所减少。与此同时，风电在欧洲的电力结构中占比逐年上升，并已跃居为最大的可再生能源。2019年，欧洲风电在总发电量中的平均占比达到了15%，其中丹麦的占比最高，高达48%。《风电发展“十三”规划》由国家能源局发布，规划中明确指出，至2020年年末，我国风电发电量将占到全国总发电量的6%左右，但这一占比与欧洲相比，仍存在较大的差距。

2、 中期：风电经济性凸显，消纳改善景气度上升

2.1 、 风电具备经济性，平价趋势确定

四类分区普遍能够实现电价亲民。鉴于各区域在国土中所占面积比重以及新增风力发电设施的具体位置特性，我们对这四类风能资源区域进行了逐一分析。以装机量达到10万千瓦的风力发电项目（以下简称风电项目）为基准，我们选取了2018年海南和云南在四个不同风级区域内的风电利用小时数，即1524小时和2654小时，作为风电利用效率的最低和最高估计。同时，针对2017年山西和广东地区的上网电价，我们分别选取了含环保因素的燃煤发电上网电价，即0.33202元/千瓦时和0.45296元/千瓦时，作为上网电价的最低和最高参考值，进而对风电项目的内部收益率（IRR）进行计算。测算数据显示，若风电场以燃煤电价上网，其内部收益率将在-3.63%至9.76%的区间内变动，且在绝大多数情况下，即76%的概率下，风电能够实现与燃煤电价的平价。

若以2019年及2020年的四类风区上网指导价格上限为计算基准，且其他条件保持不变，根据计算结果分析，即便在竞价上网电价低于指导价格的情况下，多数地区亦能大致实现电价与成本相当的目标。

当前弃风限电问题得到了显著缓解，加之特高压输电技术的推动，电力消纳能力将得到进一步提升，从而使得电力供需周期性上升的趋势得以持续。

在风电发展的前两个周期里，市场下滑主要受到了风电消纳和补贴政策的双重作用。2010年，弃风现象较为严重，同时新增的风电装机容量也达到了周期内的最高点。2011年，弃风率上升至16.2%，之后市场便进入了下滑期。到了2015年，风电装机容量达到顶峰后，弃风率又迅速攀升，为此国家出台了相关政策，禁止在红六省地区新建风电装机。

弃风率下行，为周期向上提供保障。2019年，弃风比率有所降低，弃风电量达到了168.6亿千瓦时，较上年同期下降了39.13%，弃风率仅为4%。在此背景下，红六省的弃风问题得到了持续改善。截至2019年底，原红六省中的黑龙江、吉林以及宁夏三个省份的弃风率已经低于全国平均水平。甘肃省的弃风率下降至7.6%，而新疆的弃风率仍然保持在10%以上，这一情况为2020年的装机规模增长提供了有力保障。

特高压输电项目的推进有助于风电资源的有效利用。《风电发展“十三”规划》中明确指出，应充分利用省际及区域间的输电网络，以推动风电在省际和区域间的消纳。在我国，不同地区间在可再生能源的消纳能力上仍有显著差距。具体来看，可再生能源电力在全社会用电量中的占比，全国有8个省（区）的总和超过了40%，而在这些省（区）中，西藏、云南、青海和四川的占比更是超过了80%。十个省份的占比不足两成。2019年，我国共有20条特高压输电线路，总计输送电力4490亿千瓦时，其中可再生能源电力输送量达到2350亿千瓦时（包括水电），这一比例在特高压输电总量中占到了52.34%，较上年同期增长了12.23%。在2019至2020年间，必须建成的特高压配套风电基地总规模达到了18.3吉瓦。特高压电网的建设将有力地减轻风能资源与电力需求在地域上的不匹配问题，有助于解决“三北”等风电资源丰富地区的弃风现象，并推动大规模风电的充分利用。

3、 短期：抢装加速，疫情不改风电高景气

海上风电的定价机制经历变革，中央补贴的取消与电价调整并行，这可能导致海上风电的开发步伐加快。自2019年开始，海上风电的上网电价已从固定的标杆电价转变为指导价，而新批准的海上风电项目均需通过竞价来确定其上网电价。对于2018年底前已获得批准的海上风电项目，若能在2021年底前实现所有机组的并网，则将继续按照原先核准的电价执行；若未能在规定时间内完成并网，则需按照并网当年的指导价来执行。此外，三部委共同发布的《关于推动非水可再生能源发电行业稳健成长的若干指导意见》指出，从2021年开始，新增的海上风电项目将不再享受中央财政的补贴。从短期来看，由于海上风电价格的调整以及中央补贴的取消，2020年的存量项目开发动力依然旺盛。从长远角度考量，当前海上风电产业面临成本高昂以及建设挑战诸多的问题，而若进行大规模开发，或许能够对技术进步和经济效益的扩大带来积极推动。

企业逐步恢复生产，第一季度风力发电设备的安装需求有所推迟。在2020年的第一季度和第二季度，我国国内风电的安装量分别达到了2.36吉瓦和4.28吉瓦，同比分别下降了50.6%和0.7%。尽管需求端大量风电存量的订单需要在2020年底前完成并网，但短期的停工并未对风电行业的景气度造成持续影响。随着产业链上、下游企业的逐步恢复生产，疫情导致的延期需求有望推迟至第三、第四季度，甚至可能延续至2021年。

风电产业价值链在短期内通过抢装行为激增了市场需求，而长期来看，对于政策的期待将进一步提高整个产业链中领军企业的正面影响。

风电产业链涵盖了原材料供应、制造环节（包括零部件和成套设备）以及风电运营三个主要阶段。其中，核心原材料涉及驱动机制造的稀土永磁材料、叶片生产的玻璃纤维和碳纤维，以及塔架构建所需的中厚板钢材。而关键零部件则包括发电机、轮毂、轴承、齿轮箱、控制系统、叶片和塔架等组成部分。叶片和齿轮箱在风电机组的成本构成中占据了最大的比重。在直驱式风电机组中，其核心部件不包含齿轮箱，然而其发电机的成本却相当高昂，整体成本甚至超过了同等级别的双馈风机。风电整机供应商将这些关键部件整合并制造出风电机组，随后将其销售给下游的风电运营商。

风机方面，2020年上半年，其招标价格和招标数量均有所下降；同时，大型化风机的功率呈现出明显的增长趋势。

招标价格和招标数量均出现下降趋势，同时，预收账款和合同负债的增长速度却显著加快。

下游市场需求减弱，导致风电领域的招标量和价格同时下降。自2020年起，由于下游需求的减少，风机的招标价格出现了下滑。以2020年2月为例，风机招标价格达到了历史最高点，当时2.5MW和3.0MW的风机招标价格分别是4155元/千瓦和4040元/千瓦。然而，到了2020年6月，这些价格已经分别下降到了3707元/千瓦和3507元/千瓦。风机采购需求持续减少，2020年第一季度和第二季度的招标规模分别降至4.3吉瓦和6.7吉瓦，同比降幅达到71.14%和61.49%；然而，随着第二季度抢装热潮的兴起以及疫情形势的逐渐好转，风机采购量和新增装机量开始出现回升趋势。

整体企业接单数量和预收款项增速显著，业绩提升的趋势将逐步显现。尽管上半年风力发电设备招标数量有所下降，但行业领先企业的订单依然保持充裕。2020年上半年，明阳智能的待执行订单量已攀升至15.13吉瓦，同比增长23.6%。金风科技同期在手订单量亦达到17.96吉瓦。此外，2020年上半年，这两家公司的预收款项均实现了显著增长，金风科技预收款项与合同负债合计达到172.68亿元，同比增长147.68%。明阳智能的预收款与合同负债总额为102.35亿元，同比增长率高达323.6%。尽管短期内疫情导致需求有所下降，但这并未影响长期风电市场的繁荣发展。

4.1.2 、 头部效应明显，金风科技龙头地位稳固

市场竞争态势稳定，金风科技在行业中的领军地位持续坚如磐石。在2010年至2019年间，我国风电整机制造领域，每年新增装机量排名前十的企业市场份额始终保持在80%至90%之间。从2013年到2019年，这前十名以及更靠前的企业市场份额逐年增长，CR5指数从54.10%上升至73.43%，CR10指数则从77.77%增至92.18%，显示出明显的行业集中趋势。在2013至2019年间，十家整机企业连续六年稳居新增装机排名前十，行业竞争格局保持稳定。以2018年为例，这十家企业过去九年的装机量情况值得回顾。其中，金风科技尤为突出，其装机量连续九年位居国内首位，2018年市场份额高达32%，与第二名拉开了较大的距离，其行业龙头地位得以巩固。

大功率转型工作正在不断深入，其中双馈、直驱以及半直驱技术路线各自展现出独特的优势。

风机功率正朝着大型化的趋势发展。根据中国风能协会提供的数据，我国新增装机的平均功率从2008年的1.2兆瓦提升到了2018年的2.2兆瓦，增幅达到了79.8%。在2008年，1.5至2.0兆瓦的装机容量成为了新增装机中的主要力量，其占比高达全国新增总量的59%。2018年，2.0至2.5兆瓦的发电机组成为新增装机的主力，其在全国新增装机总量中占据了73%的比重。

双馈式和直驱式发电机组各具特色，相互补充，共同推动发展。双馈风电机组通常采用高速齿轮箱、异步发电机以及部分功率变流器相结合的传动方式，其特点是转速较高，但齿轮箱输出端的齿轮容易受损，因此维修工作量相对较大。直驱式发电机组中，叶轮直接与永磁同步发动机组的主轴相连接，并借助全功率变流器接入电网。该机组发电机转速较慢，叶轮直径较大，其制造与运输面临较大挑战，然而其可靠性却相当高。半直驱风电机组则融合了直驱与双馈风电机组的优点，通过风叶推动齿轮箱，进而驱动永磁同步电机发电。相较于双馈方式，齿轮箱的调速更为低效。在确保传动性能和载荷设计要求得到满足的前提下，该结构设计更加紧凑，重量也相对较轻。双馈技术因其技术成熟度高、应用历史久远以及成本相对较低，至今仍被行业广泛采纳作为首选方案。

国内领先的三大企业，在风机技术路线上各有偏好。金风科技所生产的风机，均配备直驱式发电机，其额定功率之高可达8.0MW，这一成就对国内风机行业的发展起到了推动作用。特别值得一提的是，金风科技在2019年9月25日推出的GW175-8.0MW海上风机，它不仅是国内首款拥有完全自主知识产权的8MW级机组，更是开创了国内风机技术的新篇章。金风科技的风机叶片延续了大叶片的设计理念，其直径跨度从121米至184米不等。明阳智能在低功率段的风机应用了双馈技术。而对于中高功率段，为了确保风机机组在重量和体积上都能保持较小，明阳智能则选用了半直驱技术。明阳智能的产品线在三家龙头企业中最为全面，其额定功率涵盖了从1.5MW到7.25MW的多个等级，叶轮直径也达到了从70m到178m的宽广区间。凭借如此广泛的产品覆盖和灵活的技术路线选择，明阳智能有望在未来进一步提升其市场占有率。远景能源所生产的风机均采用了双馈技术，目前市场上仅有2.X、3.X、4.X这三种型号的平台，尚无大型化高功率的风机问世。面对风机功率不断增大的市场趋势，远景能源预计其未来的市场份额可能会出现显著减少。

叶片尺寸呈现显著增大趋势，行业领军企业的市场份额预计将进一步扩大。

4.2.1 、 叶片市场高景气，短期供给紧张

中材科技在叶片业务方面表现优异，2020年上半年其叶片营业收入高达15.86亿元，这一数字较去年同期增长了113.54%。与此同时，天顺风能的叶片业务同样实现了迅猛发展，2020年上半年叶片收入为6.43亿元，同比增长率达到了153%。另外，这两家公司的叶片业务盈利能力均有提升，天顺风能的叶片毛利率从2017年的3.27%上升到了2020年上半年的25%，而中材科技的叶片毛利率则在2017年触底后，成功反弹至2019年上半年的23%。

在短期内，叶片供应将持续面临短缺问题。一方面，大功率叶片的发展趋势提高了行业的技术门槛，使得小型企业对大型叶片产能的贡献相对较小。另一方面，关键原材料巴沙木的供应状况紧张。由于巴沙木具有高度轻量的特性，与叶片轻型化的需求相契合，因此对其需求量显著上升。上一轮风电增长周期结束后，巴沙木的价格因供大于求而出现下滑，这一现象随后引发了种植面积的显著减少。叶片的扩产周期大约为一年至一年半，而巴沙木的生长周期则通常需要4至5年，所以从短期来看，巴沙木的供应依然会处于紧绷状态。在叶片生产线的投资中，模具所占比例较大；同时，叶片的更新换代速度相当快，导致许多模具尚未达到其应有的使用年限，便因叶片需求减少而闲置或被废弃。在这种叶片型号频繁更新的情况下，众多叶片生产商对于扩大生产规模的态度显得格外谨慎。

叶片尺寸增大且重量减轻的趋势十分明显，且技术更新换代的速度相当迅速。

大型叶片的应用有助于降低每度电的成本，对技术领先的企业形成有利条件。在风电资源较为匮乏的地区，叶片的大型化使得风电的经济性成为可能。根据GE的评估，若叶片直径从116米扩展至160米，发电量将实现翻倍，同时度电成本可减少30%。风机的大型化是降低风电成本的关键途径，而叶片的大型化则是实现风机大型化的核心手段。明阳智能的数据显示，风机叶片的成本占比高达23.3%，这一部分在风机整体成本中占据首位。在大型叶片向高功率转变的过程中，所需的设备升级和智能化生产使得行业门槛提升，技术障碍的存在将进一步巩固行业领先企业的地位。

叶片尺寸显著增大，且更新换代速度加快。构成风轮的主要部分是叶片与轮毂。根据 CWEA 的统计数据，2018 年风轮的平均直径已达到120米，较上年同期增长了6.67%。在2008至2018年间，风轮平均直径的复合年增长率（CAGR）为6.32%。红六省尚未全面开放，风电的装机容量正逐渐向风速较低的区域移动，再者，海上风电的装机需求对叶片的长度提出了更高的标准，故此，可以预见叶片和风轮的长度增加的趋势将会持续下去。

叶片的轻量化成为大型化发展的必然需求，碳纤维等新型材料的研究尚有广阔空间。在制造大尺寸叶片时，必须解决叶片质量提升所引发的气动弹性耦合问题。叶片长度延长会导致其重量上升，进而降低气动效率，这对发电量产生不利影响。因此，在追求叶片大型化的同时，也必须注重其轻薄化。另外，叶片重量增加还会引发机组运输时的载荷问题以及运输的便利性问题。当前，众多市场主流的风机生产商普遍选用巴沙木，这种被誉为全球最轻的木材作为填充材料以降低整体重量。为了达成叶片的轻量化目标，未来研究将着重于叶片新型结构的设计，以及对碳纤维、高模量高强度的玻璃纤维等新型材料的研发工作。

4.2.3 、 市场集中度高，中材科技长期领跑

大型化趋势的推动下，CR5的市场份额持续增长。风机功率的增强对叶片尺寸的扩大提出了更高标准，同时叶片的规模化与智能化生产面临较高的技术门槛。鉴于叶片更新换代的速度较快，加之大型化趋势不可逆转，行业中的落后产能将被迅速淘汰。我国风电叶片领域的领先企业市场份额持续上升，到2019年，风电叶片行业的CR5市场份额已超过68%。随着海上风电产业的进步、安装区域的变动以及上网电价竞标等要素的作用，叶片尺寸的增大趋势有望持续，同时，整个行业的集中程度也将不断上升。

中材科技已连续九年稳居市场占有率首位，其技术实力和产能表现尤为突出。成立于2007年6月的子公司中材叶片，作为中材科技的全资企业，专注于风电叶片业务的运营。公司拥有明显的产能优势，年产能更是全国之最。与行业平均生产单只叶片需36至48小时相比，中材科技能够在24小时内高效完成单只叶片的生产。在技术层面，公司的产品种类繁多，其中2MW以上的大型叶片占据市场主导地位，并且具备研发海上巨型叶片的能力。再者，公司所拥有的客户资源质量上乘，与金风科技、远景能源等行业的领军企业建立了紧密的合作关系，这使得公司有望从风电产业链下游市场的客户增长中获益。

塔筒：通过高塔架的设置，能够有效提升发电的效率，天顺风能在这一领域内推动了整个行业的进步。

4.3.1 、 原材料价格振荡维稳，龙头企业毛利率小幅提升

钢板价格波动趋于稳定，风塔的盈利空间得到了拓展。风塔的生产离不开钢板这一关键材料，钢板价格的波动对风塔的毛利率产生了显著的影响。在2013至2015年间，钢铁行业产能过剩问题严重，导致钢材价格连续走低。这一现象使得风塔的毛利率显著提升，四家行业领军企业的平均毛利率从21.15%攀升至31.29%。在 2016 至 2018 年间，钢铁业完成了对落后产能的淘汰，钢材价格呈现上涨态势，导致风塔的毛利率下降至 2013 年的水平。自 2019 年起，钢材价格大致维持在 4000 元上下，保持稳定，而到了 2020 年上半年，风塔的毛利率略有回升。

风塔产品的单位售价有所下降，而其单吨毛利率却呈现出逐步提升的趋势。在2020年上半年，行业领军企业天顺风能的风塔销售价格从2019年的8987元降至8198元，同比下降了10.87%。尽管价格有所下降，但天顺风能的风塔单吨毛利却实现了逆势增长，达到了2048元，同比增长了8.76%。

天顺风能在国内塔筒领域占据领先地位，并与全球众多知名风机企业建立了紧密的合作关系。

天顺风能在我国塔筒市场中的领先地位持续增强。国内塔筒领域的上市公司包括天顺风能、泰胜风能、天能重工以及大金重工，而天顺风能无疑是国内风塔领域的佼佼者。2011至2019年间，天顺风能凭借与Vestas、GE、西门子歌美飒、金风等国际知名风电整机企业的客户合作关系，其风塔业务的营业收入逐渐与其他三家上市风塔企业拉开了距离。进入2020年上半年，天顺风能的塔筒营业收入达到了21.32亿元，其竞争优势持续增强。

天顺风能的预收账款正稳步转化为业绩的显著提升。自2017年起，该公司的预收账款便呈现出强劲的增长势头，半年度的同比增长率稳定在60%-70%之间。2019年，天顺风能的预收账款总额达到了4.64亿元，较上年同期增长了173%。这一增长趋势反映出公司订单量的显著增加。随着大量订单的逐步兑现，天顺风能的营收也将迎来高增长。

风塔企业的生产实力主要集中于沿海地带及三北区域。这些企业的产能布局重点聚焦于沿海和三北地区。沿海地区的生产基地主要负责海上风塔及出口产品的生产，便于运输那些体积和重量较大的风塔。而三北地区的生产基地则主要服务于平价的大规模基地。在沿海地区，天顺风能、天能重工以及泰胜风能均设有多个生产基地。在我国的北方三地区域，天顺风能和泰胜风能在内蒙古包头设立了生产基地，这一选址具有显著的地缘优势。此外，天能重工和泰胜风能各自在新疆设立了一个生产基地，这两个基地距离那些价格低廉的大型基地也相对较近，因此它们能够共享建设这些下游低价大型基地所带来的利益。

天顺风能展现出了强劲的发展态势，并在全球范围内拓展业务。该公司在国内的风塔产能已经累计达到了70万吨，这一数字远超国内其他同类企业，使其在国内市场占据了领先地位。同时，天顺风能也在海外市场积极进行战略布局。

天顺风能的客户遍布全球，包括众多风机行业的领军企业。其中，风塔的客户群体主要由Vestas、GE、西门子歌美飒以及金风科技等国际知名风机制造商构成。这些客户所使用的风机功率普遍在2.5兆瓦以上，而天顺风能的产品线跨度较大，能够满足不同功率需求，部分产品的装机功率甚至可以达到8兆瓦。公司与Vestas建立了紧密的合作关系，先后在2011年和2017年签订了为期三年的塔架采购合同，合同期限直至2020年。我们预期，天顺风能与Vestas等国际知名风电整机生产商的合作关系将持续稳固，并且有望继续分享风电产业链下游市场的收益。

4.3.3 、 塔筒大型化发展，壁垒较高

高风筒技术发展势头强劲，旨在增强发电效能。在空中，风速会随水平及垂直距离的变化而波动，且不同高度的风切变条件下风速差异显著。特别是在高切变区域，随着高度的提升，风速会显著增强。鉴于风电功率与风速的三次方关系密切，采用高塔筒设计能够显著提升风电的发电效率，进而降低每度电的成本。以0.3的风切变条件为参照，当塔架高度从100米提升至140米时，年平均风速将从5.0米每秒上升至5.53米每秒；同时，131-2.2机组的年等效满发小时数也将从1991小时增至2396小时，增幅达到了20.34%。风机塔架的生产涉及较高的成本和技术标准，因此在实施标杆定价策略时，不太可能受到广泛欢迎。全面竞价上网机制将促使企业更加重视风电项目的全生命周期成本，特别是对于低风速区域的风电发展，高塔架的使用将发挥显著的推动作用。

风塔行业存在技术门槛和客户门槛，新进入的竞争者面临不小的挑战。鉴于风塔需在恶劣的自然环境中长期运作，客户对其稳定性有着较高的期待，通常要求其使用寿命至少达到20年。此外，塔筒的制造也涉及一定的技术门槛，具体表现在法兰平面的精度、法兰内倾量的控制、焊缝的边缘处理、错边量的限制、厚板焊接工艺以及防腐措施等方面。此外，整机生产企业往往会对塔筒制造商实施严格的资质审核，同时对他们的生产活动进行长期的监督与辅导。行业领先的塔架制造商通常与下游客户保持着稳定的业务联系，掌握了丰富的客户资源，这使得新进入市场的竞争者面临较大的挑战。

4.4 、 铸件：由毛坯铸造向精加工发展，日月股份盈利复苏

风电铸件的生产过程复杂而细致，其成本高度依赖于原材料的价格波动。

风电铸件种类丰富多样。以行业领先的铸件企业生产的风电铸件为例，其产品涵盖了箱体、扭力臂、轮毂、壳体、底座、行星架、主框架、定动轴以及主轴套等多种类型。

铸件产业属于技术密集与资本密集型领域。其生产流程涵盖铸造与精加工两个主要步骤。铸造步骤主要负责制造出毛坯铸件。而精加工工序则依据毛坯铸件的形状特征及产品使用需求，运用车削、铣削、刨削、磨削、钻孔、钳工等技艺进行加工，确保产品达到交付标准。在这一环节，不仅需要高精度设备的投入，而且还需要技术娴熟的工人进行操作。此外，风电铸件的精密加工生产线建设所需的资金规模颇高。由于民营企业受限于初始的资金储备和风险抵御能力，它们通常更倾向于将资金投入到毛坯铸造这一关键环节，而将精加工工序委托给外部合作方来完成。

铸件的生产成本在很大程度上受到生铁等基础材料价格波动的影响。在2016年至2019年间，日月股份作为铸件行业的领军企业，其主营业务成本中，直接材料费用所占比例超过了一半。这些铸件所需的原材料涵盖了生铁、废钢以及焦炭等多种类型。在这些原材料中，生铁的价格变动对成本的影响尤为显著，其占据了直接材料成本的大约一半。自2016年以来，钢铁行业淘汰了大部分落后产能，行业景气度随之上升，生铁价格也持续上涨。这一变化使得铸件中直接材料的比例从2016年的54.2%增加到了2018年的70.2%。根据我们的预测，生铁价格在将来仍将是影响铸件成本的最关键因素。

原材料价格逐渐趋于稳定，风电铸件的毛利率呈现回升趋势。在2016年至2018年间，由于生铁、废钢等关键原材料价格显著攀升，风电铸件的毛利率也随之步入下降趋势。日月股份的风电铸件毛利率从2016年的34.59%降至2018年的21.64%，降幅达到了12.95个百分点。自2019年起，生铁及废钢的价格逐渐趋于稳定，与此同时，铸件的销售价格亦呈上涨趋势，这促使风电铸件的毛利率逐步上升。具体来看，日月股份的风电铸件毛利率已回升至25.32%。鉴于下游对风电铸件的需求因抢装潮而持续增长，加之铸件销售价格的上涨以及生铁和废钢价格的稳定，预计风电铸件的毛利率有望进一步上升。

整体来看，我国在铸件领域的竞争格局中占据主导地位，其中日月股份在风电铸件市场中所占份额大约是全球市场的十分之一。

全球铸件生产的中心已从发达国家转向我国。诸如法国克鲁索、德国辛北尔康普、日本制钢所、日本铸锻钢公司、神户制钢以及韩国斗山重工等，这些位于欧洲、日本和韩国等地的企业，不仅拥有悠久的制造历史，还具备领先的技术水平。然而，鉴于铸件产业对能源和劳动力的需求高度密集，近年来，该产业的核心地位已逐渐从发达国家转移到我国及印度等新兴的发展中国家。在铸件的生产环节，资源与能源的消耗颇为巨大，同时，对技术工人的需求也相当可观。由于发达国家面临环保要求及人力成本上升等多重压力，近年的铸件产量有所下降。与此同时，我国的基础设施建设以及风电项目的不断发展，也对铸件的需求产生了积极的推动作用。

在国内市场，国有企业持续占据行业先锋位置，而民营企业则在特定领域展现出强劲的竞争力，并持续成长。在行业起步阶段，诸如一重、二重、上重、中信重工、大连重工等一批国有铸件企业主导了市场。这些企业主要向集团内部提供成套设备的配套铸件，参与市场化竞争的频率较低。日月股份、永冠集团、吉鑫科技和山东龙马等民营企业后来居上，为众多市场化成套设备制造商供应了所需的铸件。在这些企业中，日月股份、永冠集团、吉鑫科技以及佳力科技均属于上市公司行列。

日月股份在我国风电铸件领域占据了15%至22%的市场份额，且正在积极进行产能扩张。2019年度，该公司的风电铸件销售额达到了25.53万吨。据中国铸造协会的估算，每兆瓦的风机整机制造大约需要20至25吨的铸件。日月股份目前正推进三个扩产项目，它们分别是“年产10万吨大型铸件精加工建设项目”、“新日星年产18万吨（一期10万吨）海上装备关键部件项目”，以及“年产12万吨大型海上风电关键部件精加工生产线建设项目”。随着这些项目的陆续完工，日月股份的产能将显著增加，预计将有力地扩大其在市场上的份额。

海上风电的快速发展推动了海缆需求的显著上升，而技术门槛较高这一特点则对行业内的领军企业构成了有利条件。

4.5.1 、 海上风电发展，促进海缆需求增长。

海上风电的兴起促进了海缆需求的提升。鉴于海上风电具备风能资源充沛、发电效率高、不占用土地等优势，风电开发正逐步从陆地转向陆地与海洋并重的模式。在海上风电的建设过程中，海底海缆的铺设是电力传输的关键环节。在我国，海上风电项目普遍采用二级升压（部分项目采用三级升压）的方式来将电力输送至陆地。二级升压过程涉及将风电机产生的690V电压通过箱式变压器提升至35kV，然后通过35kV海底电缆汇集，分别送至110kV或220kV的升压站，最终通过110kV或220kV的输电线路接入电网。而三级升压则是将650V的输出电压依次经过35kV、110kV和220kV三次提升，最终并入电网。因此，当前海缆的型号主要分为35千伏、11万千伏和22万千伏三大类。伴随着海上风电逐步拓展至更远的海域，海缆的规格预计将朝向500千伏的方向演进。

4.5.2 、 海缆生产工序复杂，原材料是主要成本

海缆的性能标准更为严格，其技术要求也相当高。首先，海缆的生产涉及多个复杂的工艺步骤。海底环境复杂多变，海水对材料的腐蚀性极强，这使得海缆的技术难度远超陆上电缆。实际上，海缆的生产流程比陆上高压电缆的生产流程多出了大约50%的步骤。以东方电缆的220kV海缆与陆缆产品为例，在相同电压下，海缆的结构设计比陆缆的结构设计要复杂近一倍。必须精通连接、铺设、施工的关键技术。海缆的连接技术、铺设及施工的标准更为严格，必须依赖专业的技术和设备。海缆的长度相对较长。由于海上风电项目与陆地的距离较远，通常会选择一次性运输较长的海缆以降低运输成本。然而，这种长距离海缆在制造过程中对稳定性和一致性的要求极为严格。

海缆的生产成本主要受到铜等基础材料价格波动的影响。在东方电缆这家行业领军企业的海缆成本构成中，原材料费用所占比例超过九成。在这些原材料中，铜材料的比重尤为显著。另一家行业翘楚中天科技也透露，铜材料在其海缆总成本中占据了大约六成五。据此估算，铜材料在海缆的原材料成本中占据了大约七成。为了减轻铜价波动对海底电缆生产成本的冲击，一些企业采取了多种措施，包括利用期货市场进行套期保值操作，以及与供应商签订远期购买协议，以此目的在于降低价格波动的风险。

东方电缆在海底电缆订单方面占据领先地位，同时，海底电缆的制造领域也呈现出较高的进入门槛。

东方电缆的订单数量庞大且持续稳定，这有力地推动了公司业绩的提升。在2005年之前，海缆市场主要被外国企业所掌控，这些企业包括耐克森、普睿司曼、阿尔卡、特朗讯、泰科以及日本的富士通株式会社等。截至目前，我国能够进行海缆制造和施工的企业数量仍然不多，主要企业有中天科技、东方电缆、亨通光电、汉缆股份等，而东方电缆和中天科技则位于行业领先地位。

海缆项目面临资金和资质的双重门槛。此类项目的生产过程需投入大量初始资金。以东方电缆为例，2016年其投资建设一个海缆生产基地，总投资额高达8亿元，其中设备购置费用就占了2.5亿元。此外，海缆生产还需获得国家颁发的生产许可证，并通过严格的产品认证。在海上项目的竞标过程中，还需经过客户验证，对供应商的供货经验和业绩提出具体要求。

4.5.4 、 发展趋势向直流化、大长度、总包模式发展

海缆技术正朝着直流化的方向演进。相较于传统的直流输电方式，柔性直流技术展现出诸多优点，成为远海风电领域内的理想选择。在实施柔性直流输电并网的过程中，需要在风电场增设一座海上换流站，负责将交流电转换为直流电，随后通过直流海缆将电能传输至陆地的换流站，最终实现以交流电的形式并入电网。直流柔性技术的应用虽然增加了若干中间步骤，却能有效解决海上远距离电力输送难题，并显著提升风电场接入电网的效率。其优势表现在：首先，它能够实现孤岛供电；传统直流输电仅限于点对点的单向传输，无法像常规电网那样在没有电源点的情况下进行供电。而柔性直流输电则具备灵活的双向调节能力，能够直接向海岛等偏远地区提供电力。2）能够分别调节有功和无功功率。柔性直流输电无需额外设置无功补偿设备，其运行模式十分灵活，从而增强了系统的可控性。3）在长距离输电中，损耗相对较小。当采用交流电缆进行输电时，随着海缆长度的增加，海水与电芯之间的电容效应会逐渐增强，导致电能损耗，使得输送到终端的有效电能减少。而在柔性直流输电过程中，电能基本维持恒定。4）能够携带来自多个站点的电能。柔性直流输电技术能够传输来自不同地点的风能，服务于多个城市的负荷需求。目前，中天科技、东方电缆、亨通光电以及汉缆股份均掌握了这项技术，并且它主要被应用于远离陆地的风电项目之中。

海缆制造中，大长度海缆与软接头技术占据核心地位。鉴于海缆连接部分相对更易受损，故障风险较高，市场上逐渐倾向于采用较长的连续海缆来降低风险。当单段无接头海缆的长度不足以满足需求时，制造商便会采用软接头工艺，将多段无接头海缆连接至所需长度。此外，软接头技术亦是海缆故障修复的关键方法。软接头制造工艺需遵循严格的标准，确保接头部分的海缆性能与单段海缆主体性能高度契合。大长度无接头海缆的研发以及软接头技术的创新，构成了实现长距离海缆铺设的基础，同时也彰显了海缆制造商的技术领先地位。

海缆业务已从单纯提供海缆装备的领域扩展至全面承包。这一业务涵盖了海缆的设计、研发、生产、运输、敷设、维护以及配套等多个环节。在行业发展的初期阶段，海缆企业主要专注于海缆的设计、研发和生产等前端环节。敷设工作则由专业的海工企业负责执行。然而，随着海缆企业实力的不断提升，它们逐渐具备了承担海缆项目总包的能力。东方电缆在2018年以前，所中标的工程项目均为海底电缆及其配件，未曾涉及铺设施工。到了2018年和2019年，东方电缆分别成功中标了2个总包工程，这些项目分别占到了当年中标总额的33.5%和26.1%。而中天科技在2019年所中标的2个海底电缆项目，也都是总包工程，总中标金额达到了39.94亿元。我们预测，在未来的海缆招标过程中，模式将逐步从单纯的设备采购转变为整体承包。在这种趋势下，那些占据先发优势的领军企业，其市场份额有望得到显著增加。

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（报告观点属于原作者，仅供参考。作者：开源证券，刘强）

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