米兰体育官方网站(MILAN SPORTS)赔率最高在线投注平台(访问: hash.cyou 领取999USDT）2022年风机中标单价有所分化。据我们的不完全统计，2022年各主机厂（国内+国 外）中标量达91.8GW（国内中标83.6GW），国内海上风电项目中标量14.3GW。价 格方面，2022年全年风机均价分别为：陆上（含塔筒）2238元/KW，陆上（不含塔 筒）1857元/KW，海上（含塔筒）3931元/KW，海上（不含塔筒）3542元/KW。 陆风价格逐渐企稳，海风价格继续下探。陆风退补之后，产业链价格经历明显下降 之后，在下游回报率较高以及大机型迭代趋于平缓的大背景下，陆风风机价格于Q4 逐渐企稳，年末含塔筒和不含塔筒的月度项目均价分别维持在2100元/KW和1800元 /KW附近。海风于21年退补，为了提高海上发电的性价比，海风风机价格年内下行 态势更加明显，22Q4海风的含塔筒、不含塔筒项目均价企稳在3700元/KW和3300元 /KW附近。随着机型的逐步稳定以及下游电站回报率的企稳，陆风风机价格将进入相 对平缓的区间，而海风价格下降将继续。

　　从全项目度电成本看，我国海陆风已进入平价时代，海风成本较国外仍有一定发展 空间。据IRENA（国际可再生能源署，下同）数据，2010-2021年全球陆上风电项目 加权平均电力成本（度电成本）下降68%，从0.102美元/千瓦时降至0.033美元/千瓦 时，新交付陆上风电项目的全球加权平均总安装成本从2042美元/千瓦下降到1325美 元/千瓦，降幅35%；海上风电项目全球加权平均度电成本从0.188美元/千瓦时下降 到0.075美元/千瓦时，降幅达60%，海风总安装成本则下降了41%，从4876美元/千 瓦降至2858美元/千瓦。 分地区来看，中国陆风平均度电成本自2010年的0.083美元/千瓦时降至0.028美元/ 千瓦时，从全球看属于较低水平；中国海风平均度电成本自2010年的0.178美元/千 瓦时降至2021年的0.079美元/千瓦时，虽降幅显著但较海风发展较快的欧洲来看， 仍有明显的降本空间。

　　22年风机大型化趋势明显，三北地区以及海上发展更快。根据我们的不完全统计， 2022年末，陆风招标的机组容量要求基本保持在5MW以上，部分项目要求6.25MW 及以上的大机型。在统计中标项目的最低机组容量月度均值后，我们发现海陆机组 的大型化在2022上半年处于快速发展阶段，下半年延续了一定的小幅上升态势， 2022年12月陆上中标项目的最低机组容量平均值为5.15MW，海上为9.17MW。分地 区看，由于地理、气候条件等因素的差异，三北（华北、西北、东北）地区的风机大 型化发展更快，同时也更快趋稳。随着近两年风机大型化的快速发展，我国陆风机 组的代际差距已逐渐缩小，陆上大型化将进入相对平稳期；海风机组大型化仍处于 发展阶段，中标、装机维度的海风大型化仍将延续，更加考验各主机厂和核心零部 件厂商的技术与产品能力。

　　风机大型化下零部件总重量增加，单MW重量有所减小，陆上更为明显。从明阳智能 的主要产品线看，随着风机兆瓦数的增加，两条主要产品线内主要部件（机舱、风 轮、叶片）的总重量有明显的增加趋势，但单MW重量均有所下降。 机舱、叶片的单MW减重较为明显。MySE5.0-166机型的单MW重量分别约为：机舱 26吨、风轮22吨、齿轮箱9吨；对MySE7.25/7.25-158机型（主要面向海上），各部 件单MW重量约为：机舱36吨、风轮28吨、塔架53吨、轮毂13吨、齿轮箱11吨。首先，风机大型化下零部件总重增加，精密性和承重等性能要求提升，考验部件厂商 制造、交付能力；其次，主要部件单MW重量的下降，成为风机单MW成本下降的主 要原因之一，将通过风电平价化的推进，进一步刺激终端需求。

　　海上风电机组新产品迭代加速，产品端大型化发展迅速。根据CWEA和我们的不完 全统计，2022年我国对外宣布新下线年 的总和。随着海风退补，对海上风力发电的性价比要求更高，促进了产品的快速创 新与迭代以有利于终端度电成本的进一步下降，而终端运营的收益增加将与整个海 风产业链的发展形成共振。 大型化、控成本、集群化和深远海构成我国海风发展的重要趋势。（1）大型化持续 发展。据北极星风力发电网和CWEA，2022年我国主机厂新下线的海风机组平均容 量达11.5MW，较2021年提升2.87MW，其中金风推出16MW容量的新机型，中国海 装更是推出18MW机型；（2）中速永磁（半直驱/混合）路线占比上升。在近年来下 线的永磁直驱、双馈、中速永磁（半直驱/混合）、高速永磁四种路线中，中速永磁 （半直驱/混合）的重视度显著增加，被2022年12款机型中的10款所采用；（3）海 风集群产业园的概念加强。《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出，加快推动 海上风电集群化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大千万千 瓦级海上风电基地。（4）深远海探索加速。深远海域应用空间广，风场条件好，因 此深远海风电技术（漂浮式等）是我国海风发展的重心之一。

　　海风集群产业园如雨后春笋陆续推出，重视相关企业布局。海风资源主要分布在辽 宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等省份，以下两个因素导致海风产 业集群重要性提升：（1）不同海上风场存在自然条件差异，需定制化的适配。如山 东、辽宁风场适用的主流机型，在广东、海南等省份适用性就较为一般；（2）海上 风场对产业链适配的要求提升。由于设备定制化、大型化的特点，海风产业更需设 备商及时、有效、针对性的交付。海风装备产业园/基地可为海上风电开发提供风机， 叶片、铸锻件等关键配套，以及塔筒、基础、海缆等设备和组件，沿海港口则可提供 高效的产品交付和服务。 从目前我国的主要海风装备产业园看，占地面积前五的依次为江苏大丰、广东阳江、 山东乳山、山东蓬莱、山东东营；投资额前五的依次为山东东营、山东蓬莱、广东汕 尾、浙江温州、广东阳江。上市设备公司方面，海力风电、金雷股份、大金重工等公 司的布局较多。

　　2022年我国风机出口额达到66.5亿元。根据海关总署对“85023100 风力发电机组” 的出口统计数据，我国2022全年风机出口额66.5亿元，较2021年的92.8亿元有所回 落，主要系疫情扰动和原材料价格波动幅度较大所致。2017-2021年，我国风机出口 额稳定上升，CAGR达到35.4%。整机的出口显示出我国风电产品具有一定的国际竞 争力。随着我国风电产业的快速发展和产品技术迭代，包括整机在内的产业链厂商 出海机遇将更加明确，国内风电企业或能以建立生产基地等形式直接参与海外风电 产业链。2021年12月，明阳智能与英国国际贸易部（DIT）签署了谅解备忘录（MOU）， 双方将合作落实明阳在英国的海上风电行业投资计划。

　　风电轴承目前仍以滚动轴承为主，包括传动系统轴承（主轴、齿轮箱等）、偏航轴 承、变桨轴承等。在目前风电滚动轴承设计中，偏航轴承一般用单列球或双列球轴 承；变桨轴承用双列球轴承或滚子轴承；主轴轴承用调心滚子、单列圆锥滚子、圆柱 滚子、双列圆锥滚子、三排圆柱滚子中的一种或两种组合；齿轮箱轴承中的低速轴 常用调心滚子、圆柱滚子、圆锥滚子等，输出轴还可用四点接触球轴承作推力。 滑动轴承具有承载能力强、体积小、结构简单的特点，在风电中应用有两方面优势。 （1）利于风机承载能力提升。传统滚动轴承为点接触或线接触，单位重量/尺寸下承 载能力有限，而滑动轴承为面接触，高承载能力适配大MW机型；（2）运维成本降 低。传统滚动轴承在替换时需部署吊车，将整个机头吊下后替换，而滑动轴承可设 计为分块式，灵活的安装结构使其可以现场维修，可显著降低开发和运维成本。同 时，滑动轴承的成本一般也低于滚动轴承，带来更大降本空间。

　　滑动轴承为高性价比、高可靠性的齿轮箱结构创造可能。齿轮箱是双馈和半直驱风 机中传递功率的关键部件，成本在整机中占比超16%，其中广泛应用到滚动轴承， 而滚动轴承的成本占到齿轮箱的20%以上。但是，目前国内风电齿轮箱轴承几乎全 部进口自SKF、FAG、TIMKEN等国外厂商。同时，美国NREL的统计表明齿轮箱 故障造成了整机约60%停机时间，其中超67%的鼓掌则由滚动轴承失效引起。因 此，使用国产可控、高性价比、高可靠性的齿轮箱轴承新方案，成为我国风电行业 的紧迫需求，滑动轴承正提供了新思路。据《滑动轴承在风电齿轮箱中的应用现状 与发展趋势》，采用滑动轴承的风电齿轮箱扭矩密度可提升25%，传动链长度能减 少5%，齿轮箱重量可降低5%，成本相应降低15%。然而，风电齿轮箱工况复杂， 存在复杂结构耦合变形，对滑动轴承的应用提出挑战，就技术落地看，滑动轴承参 数设计、表面强化、载荷优化等问题是主要的难点所在。

　　滑动轴承用于主轴轴承优势在降低大型风机配套轴承制造难度、成本并提高可靠性。 在风机中，主轴系统连接齿轮箱和轮毂，对风机叶片起到支撑作用，并将叶片载荷 传递到齿轮箱。由于主轴要同时承受轴向力、径向力和倾覆力矩，故一般需要较好 的调心性能、抗振性能和运行稳定性。滑动轴承具有较好的抗振性和稳定性，也有 具备优良调心性能的品类，因此理论上主轴轴承可以全部替换为滑动轴承。应用滑 动轴承的主轴承可显著降低大MW风机的制造、加工难度，提高轴承运转的可靠性， 同时还具备小体积、小重量、可分块的特点，利于快速、高效地替换，从而显著降低 制造、开发、运维成本并缩短周期。但是，主轴承的尺寸、重量大而载荷高，可靠性 要求和在风电机组中的重要性都很高，而目前风电领域滑动轴承的开发研究仍处于 开发试验阶段，因此我们认为滑动轴承在主轴的应用会是渐进式的。

　　风机大型化对叶片强度、刚性、性价比提出高要求，碳纤维提供材料端新方案。大 型化趋势下，更大的风轮、更高的轮毂需要更长且强度更高的叶片支持。2021年来， 国内外厂商陆续加快百米级大型叶片开发与下线米叶片 下线MW海风机组，而 东方风电（113米）、明阳智能（118米）、中材叶片、双瑞风电等国产厂商均在2022 年以来密集推出百米级风电叶片。 叶片的大型化发展带来重量的几何级增长，在载荷、成本持续增加下，目前主流的 玻璃纤维已难以充分满足大型化、轻量化的要求。轻质高强的碳纤维是超大型叶片 的增强材料的必然选择，据《碳纤维在风电叶片中的应用进展》，以122米长叶片为 例，使用碳纤维带来的叶片重量减轻可减少轮毂、机舱、塔架和桩基等结构部件15- 20%的重量，有效降低10%以上的风机成本。同时，碳纤维叶片强度、刚度进一步提 升，可减少叶片变形、改善性能并提升发电效率，其良好的抗疲劳性能还可延长叶 片生命周期并降低日常维护的综合成本。

　　相关参与企业主要包括材料端、叶片端两类，产能布局、产品优化、材料降本将成 为行业发展的主要驱动因素。从材料端看，2021年碳纤维材料理论产能超过5000吨 的企业有吉林化纤、中复神鹰、宝旌碳纤维、新创碳谷、江苏恒神和光威复材。但 是，较国外的东丽、三菱等企业，现阶段国产碳纤维的力学性能、产品质量和稳定性 仍有较大的提升空间。从叶片端上市公司看，中材科技和时代新材的龙头优势较为 明显。中材科技的122米海上叶片已经采用碳纤维拉挤技术，时代新材自主研发的 TMT110A海上叶片也已采用碳纤维拉挤板。我们认为，碳纤维在叶片的进一步渗透 需要产品优化与材料降本的推动，有技术积累和自有产能的公司将获得更大优势。

　　漂浮式海风助力风电走向深远海，打开更广阔的空间。目前，全球新建的海上风电 项目均以水深低于60米的近海项目为主，相比于近海海域，深远海域的风能资源更 加丰富，风湍流强度和海面粗糙度也比近海小，具有广阔的利用空间。据千尧科技 和北极星风力发电网估计，我国海上风电潜在可开发资源近3000GW，其中漂浮式 海风达1582GW。 海风项目走向深远海，就无法再采用近海的固定式基础，需依赖面向深远海的漂浮 式海风。与固定基础比，漂浮式基础便于移动和拆除，可有效降低深远海风力开发 成本，适用于深远海域的风力利用。随着海风蓬勃发展的推动和技术的进步，漂浮 式海风将从目前的实验阶段，逐步走向规模化和商业化。据GWEC预测，全球漂浮 式海风将在2025年左右迎来快速发展期，2025年全球漂浮式新增装机有望达到GW 级，2031年新增漂浮式装机有望达9.9GW，2021-2031年间新增装机CAGR将达 +67.5%。

　　据《全球漂浮式海上风电市场现状概览与发展潜力展望》，截至2021年底，全球实 现装机的漂浮式海风项目共17个，累计装机容量142.37MW，累计装机数量27台。 在以下项目中，较具代表性的有： 2009年挪威的Hywind I，为全球首台并网的MW级漂浮式风电项目，开发与工程总包 商为Statoil，风机制造商为Siemens，单机容量2.3MW； 2017年英国的Hywind Pilot Plant，为全球首个商业化漂浮式海风项目，开发企业、 工程总包商，以及风机制造商与Hywind I项目相同； 分别于2018和2021年投运的苏格兰的Kincardine项目，是全球最大的漂浮式海风项 目（2+48），采用Principal Power的Windfloat半潜式基础，1台2MW机型于2018年 投运，5台三菱-维斯塔斯提供的V164-9.5MW于2021年投运。 2021年中国的三峡引领号，是中国首台漂浮式风电机组，采用半潜式基础和明阳智 能的MySE5.5MW抗台风漂浮机组。

　　我国对漂浮式海风的重视度持续增加，技术与产品探索加速。（1）我国漂浮式海风 的技术与产品创新持续推进。2022年6月，中船集团设计的漂浮式海风“扶摇号”在 广东湛江完成安装，浮体和机组总重超4000吨，采用中国海装6.2MW、风轮直径 152m的机型。2022年11月，明阳发布的MySE7.25-158机组成为全球首台7MW级抗 台风漂浮式海风机组。（2）漂浮式海风目前最大的挑战是技术降本。据北极星风力 发电网，2021-2022年国内下线的两台漂浮式样机投资成本为3.8-4万元/KW。中国 电建海风公司董事长闫建国在接受《风能》专访时表示，海南万宁漂浮式项目一期 装机量20万千瓦，计划2025年10月并网，降本目标2.5万元/KW；二期装机量80万千 瓦，计划2027年并网，目标降本到2万元/KW。

　　深远海漂浮式海风核心环节在浮式基础、安装、风机和电缆。深海环境和水文现象 更加复杂恶劣，对海风装备带来新变化有：（1）机组基础形式改变，稳定性要求提 高。近海海风主要采用单桩基础、导管架式基础等着床式的方式，而深远海项目需 采用漂浮式基础，主要包括单桩式平台、半潜式平台、张力腿平台和驳船式平台几 种类型。稳定的浮式基础，对传动系统、控制系统等部件的设计要求更高；（2）安 装方式改变。对不同的深海漂浮式风机而言，单柱式平台基础一般首选整体安装， 由起重船运送并放置；张力腿平台基础一般在目标地点将基础平台固定后，由自航 自升船进行分体安装塔筒、机舱及叶片；驳船型和半潜式平台基础可在岸边进行整 体安装，由拖船将其整体拖曳至目标地点；（3）稳定可靠的大容量风电机组；（4） 动态的远距离输电技术。海上风电并网典型路线包括常规交流送出、低频交流送出、 柔性直流送出等。其中，柔性直流送出具有隔离陆上交流电网与海上电场影响、并 网电压稳定、系统运行灵活等优势，一般是远海风电首选方案。

　　漂浮式海风空间广阔，关注风机、锚链、海缆等核心环节。随着深远海风电技术迭 代发展，漂浮式技术发展和降本空间大，市场空间广阔。我们认为随着试验和示范 项目的建设探索，以及各环节厂商的技术创新，漂浮式海风有望在2026年后逐步进 入真正的商业化阶段。在各环节中，风机、锚链、海缆为核心，根据已建成的三峡引 领号、中船扶摇号经验看，除风机外的相关公司包括： 亚星锚链：全球最大的链条生产企业，船用锚链及海洋平台系泊链获得了包括美国 船级社、德国劳氏船级社、法国船级社、挪威船级社等多家船级社认证。 巨力索具：国内最大的索具生产基地，也是目前国内索具产品规格、型号较为齐全 的生产企业，公司形成的部分专有技术包括：《大型海上低空间多吊点转换吊具研 制》、《浮式风电基础用系泊索研制》和《10MW 海上风机叶片多位姿调整吊具》。

　　海风电缆送出方式主要有交流送出和柔性直流两种，交流输电较为成熟，更适用于 小规模、近距离输送。交流输电直接以交流电形式送出，技术方案较为成熟，整个系 统包括集电系统、无功补偿装置、海上升压站、海底交流电缆几个部分，适用于海上 风电的小规模、近距离输送。交流输电技术原理较为直接，具有近海成本低、结构简 单、可靠性高、运行经验丰富等优点。但是，交流输电在长远距离时有明显劣势： （1）存在明显电容效应；（2）无功电压补偿控制难度大，过电压问题较为突出； （3）海上风电场和路上电网间的交互影响大，无法实现故障隔离。 由于目前投运的海风项目以近海为主，交流输电仍是国内海缆输送的主流技术路线。 交流输送的电压等级主要包括35kV、110kV、220kV，其中35kV和110kV交流海缆 输送容量存在限制，占用空间和输电损耗也较大。因此，目前主流交流海缆电压为 220kV，一般采用单回三芯结构，输电能力18-35万kW；更大截面积的220kV海缆， 以及500kV海缆输电能力可达40万kW，适合大容量输电，但会受到绝缘要求、制造 敷设的限制。此外，大截面220kV海缆和500kV交流海缆需铺设3-4根海缆，占据海 底空间较大。

　　柔性直流在深远海（输送距离超过70km）、大规模风电场的情景下具备经济性，可 实现技术推动降本。据《海上风电场输电方式研究》，目前国外已并网和在建的海风 项目中，距离70km以内全部采用交流输电方式，100km以上则采用柔直输电。在风 电场容量更大、离岸距离更远时，直流方案可显示出其优秀的经济性。据《海上风电 场输电方式研究》对220kV交流和柔直输送的工程造价对比，对容量400MW以上的 海风外送，交直流方案的造价交叉点对应输送距离在70km左右；输电距离在70km以 内时，交流方案具备经济性；输电距离大于70km时，直流方案具有经济优势，而且 随着单个风场的容量增大，柔性直流和交流的经济叉点也会离岸更近。

　　海上风电深远化趋势明确，柔性直流输电渗透率有望持续提升。除经济性外，柔性 直流海缆系统还具有占用海域小（海缆为单芯结构）、可减少功率波动（有功无功独 立控制，与电网故障隔离）、可实现对无源网络供电等优势。在深远海发展趋势明 确、电网安全稳定性要求不断提升的背景下，柔性直流有望获得更为快速的发展。 目前国内主要是两个项目：（1）三峡江苏如东项目，已于2021年11月并网，为我国 首个柔性直流海上风电项目。项目包括两座海上升压站、一座海上换流站、一座陆 上换流站、一回直流电缆（采用分两极的±400kV直流电缆，每极含99km海缆和9km 陆缆）。（2）三峡阳洲五、七项目（合计2GW），计划于2024年12月并网。 项目包括一座海上换流站、一座陆上换流站、一回直流电缆（±500kV，导体截面 2500mm^2）。随着试验项目快速落地和推进，柔性直流输电的渗透有望加速。

　　柔性直流海缆属于柔直输电系统的核心部分，技术门槛较高，头部厂商持续加码。 柔直输电技术壁垒较高，头部电缆企业持续加大研发和布局力度。相关厂商中，中 天科技进展较快，且已实际应用于江苏如东海风直流工程；东方电缆、亨通光电也 已经具备±535kV直流海缆技术能力。 中天科技：中天海缆参与承接中国目前全部4个直流示范工程，分别为2013年南网南 澳±160kV柔性直流输电工程、2014年国网舟山±200kV多端柔性直流输电示范工 程、2015年国网厦门±320kV柔性直流输电科技示范工程、2019年江苏如东±400kV 海上风电柔性直流接入工程，项目累计销售长度超过400km。同时，中天成功研发 ±525kV直流光电缆，实现中国直流输电的“五级跳”。

　　重点分析整机、叶片、主轴、铸件、锻件/法兰、塔筒和电缆几个环节，同时考虑到 轴承（仅包含新强联）、高空作业设备（仅包含中际联合）两个细分市场集中度较 高，且其收入基本均来自风电，我们同时加入该环节以完善分析。 从年度数据看整体业绩增长与变化情况：（1）各环节业绩变化时间节奏基本一致， 2018-2020年，随着新增装机增速的快速上升，各环节收入、利润快速增长，2021年随着陆风抢装结束，各环节增长明显放缓，2022年行业进入低谷期；（2）从平均营 收增速看，轴承、高空作业设备、塔筒较高，锻件、整机、电缆居中，主轴、铸件、 叶片相对更低；（3）从平均利润增速看，轴承、叶片、锻件更高，塔筒、高空作业 设备、主轴居中，整机、铸件、电缆相对更低；（4）营收/利润的平均增速和标准差 之间存在一定的正相关，高增速环节的业绩波动率也会更高。从利润角度看，叶片、 轴承、锻件、塔筒都属于较为明显的高增速、高波动环节，而主轴、电缆等则属于稳 定性较高的环节。

　　利润率水平从高到低依次为主轴、铸件、塔筒、锻件/法兰、整机、叶片、电缆。主 轴企业利润率水平最高，平均毛利率30.2%，平均净利率14.8%；叶片、电缆企业的 利润率水平则相对较低。利润率的年度变化情况表明，上游环节对终端需求（装机） 的变化较为敏感，22Q3主要上游环节的毛利率和净利率均进入历史低值区间，其中 原材料的影响也较大。随着国内风电行业景气度的再度提升，各环节利润率水平有 望从历史低值回升，风电产业链利润率水平有较高的上升弹性。从存货周转情况看， 主轴、塔筒企业的存货周转更慢，叶片、电缆企业的存货周转较快。不难发现，环节 的高利润率一般伴随着更慢的存货周转速度（低资本投入）。值得注意的是，本文仅统计电缆企业全口径利润率水平，若仅计算海缆业务，中天、东方、亨通三家龙头海 缆企业的对应业务毛利率均超过35%。

　　根据2022年中标情况，金风、远景、明阳三家头部厂商优势明显，三一等厂商紧追。 据我们对整机厂项目中标的统计，远景能源（19.7GW）、金风科技（16.5GW）、 明阳智能（16.0GW）位列前三名，三者市场份额合计达到58.0%，头部厂商市场优 势明显。其他厂商中，三一重能（8.0GW）凭借自身的产业链优势获得了市场份额 的快速提升。同时，中标容量较2022年吊装容量有大幅增长，凸显行业景气度。 分海陆看，国内陆上项目中金风以13.5GW的中标量处于领先，远景、明阳、三一的 市场份额分别为16%、16%、12%，均超过10%；国内海上项目中明阳以超过5GW 的中标量获得约38%的市场份额，中标份额紧随其后的是电气风电（19%）、远景能 源（14%）和金风科技（12%），其余厂商市占率均低于10%。金风在陆风项目中优 势显著；明阳优势在海风；远景优势在境外，陆海优势均衡；三一深耕陆上风电，尚 未进入海风市场；电气风电则在海风市场保持优势地位。

　　海工装备、具备产品出海能力的企业单位毛利明显更高。从整体销量看，天顺的销 量较高，但其销售集中于陆上塔筒；大金销量增长平稳，至2021年已位列销量第二； 泰胜、天能的销量整体差距不大。（未考虑海力风电，其未披露海风销售重量数据） 从价格看，单吨价格在近年延续上行，单吨毛利整体有下降趋势。（1）价格角度， 2021年各厂商单吨价格分别为：天顺8264元、大金8900元、泰胜8993元、天能8942 元；（2）毛利角度，天顺单吨毛利下降相对更快，已降至2021年的998元；大金得 益于海上风电较多，单吨毛利显著领先且有所增长，2021年达到1986元。整体而言， 具备海上风电、出海能力的厂商盈利性更强。

　　铸件属于高集中度、高度专业化的环节，规模、布局、成本控制较为重要。据电气 风电招股书，铸件（不含齿轮箱中部件）占风机成本比例约为6.3%。据中商产业研 究院，我国风电铸件年产能将在2023年达到246万吨，同比增长15.0%，显示出2023 年风电行业发展对铸件环节的带动。 日月股份以2021年33.1万吨的风电铸件销量成为行业绝对龙头，较其他专业化厂商 具有明显的规模优势；吉鑫科技2021年风电铸件销量13.4万吨；永冠集团2021年所 有铸件出货量19.5万吨，再生能源业务收入占比47.5%（永冠集团非A股上市）；宏 德股份2020年风电铸件销售4.3万吨。从价看，2021年风电铸件单吨价格在1.12万元 -1.22万元之间，单吨毛利则在2000元左右，就时间趋势看，单位价格变化幅度不大， 单位毛利则略有下滑趋势，日月股份单吨毛利明显领先，显示出头部厂商的规模、 产品优势。

　　锻件/法兰属于差异化、精细化、高端化深耕的典型环节。风电锻件包括齿轮箱锻件、 轴承锻件和塔筒法兰锻件等，法兰和轴承是锻件进一步加工的产品。由于锻件产品、 工艺间的细分差异大，对不同需求的锻件一般需针对化的设计与制造，细分深耕较 为重要。从量看，恒润股份、金源装备、中环海陆、海锅股份几家企业在风电领域的 销量（重量口径）差距不大，除海锅股份外的三家企业，在2021年都经历了销量的 回落。从价看，海锅、中环的单价较为接近，单位价格在8000元左右，单位毛利则 在1000元左右；金源产品单价约在1.1-1.2万元间，单位毛利2000元以上，毛利率亦 显著高于中环海陆和海锅股份；恒润产品单价最高，单吨价格超过1.8万元，单吨毛 利达到5700元以上，毛利率处于较高水平。

　　主轴属于高技术门槛、高壁垒的稳定环节，金雷、通裕已经形成双寡头格局。主轴 在风机中连接叶片转轮体和齿轮箱，既可锻造亦可铸造，属于较为细分的市场。锻 造主轴主要用于陆风，铸造主轴在陆上风电大机型、海上风电大型机组中有优势。 主轴的质量要求较严格，主要应用于双馈风机和半直驱风机。 从量看，市场基本形成金雷股份和通裕重工的双寡头格局。据金雷股份的增发募集 说明书，2019-2021年金雷主轴全球市占率分别达到25.7%、20.9%、26.1%，国内 市占率达到18.5%、20.6%、22.0%。通裕重工未披露主轴销量，以两者主轴收入比 例估算，2021年两家公司国内合计市占率至少将达到35%。从价看，金雷销售的主 轴产品单吨价格较为稳定，基本维持在1.1万元/吨左右，单吨毛利则达到4076元 （2021年数据）。高技术、生产壁垒和出海以及竞争格局好的优势，直接体现在金 雷股份的高毛利水平中。