掘金风电：抗通缩是底层逻辑，看好海风的大型化、海风出海和国

　　【核心观点】

　　投资建议：看好三条主线，分别为国内海风和大型化、风电出海、国产替代

　　1、海风需求高增和大型化投资机会：

　　受益于海风高增速：

　　海缆：作为典型抗通缩环节，离岸距离20~30→50+km，送出海缆ASP15以下→20+亿元/GW；【东方电缆(行情603606,诊股)】高压化、直流化下公司拥有技术储备的先发优势，以及广东的地域优势，中标优势明显；24年及之后欧洲海风高增速接棒，业绩韧性强；二线海缆厂商【【宝胜股份(600973)、股吧】(行情600973,诊股)】凭借220kV海缆业绩+央企背景，23年海风高景气有望获取海缆订单。

　　桩基：【海力风电(行情301155,诊股)】：海风产能持续扩张，单桩（桩基）产能国内领先，预计23年国内单桩供给紧缺，公司有望深度受益风机：【【明阳智能(601615)、股吧】(行情601615,诊股)】：凭借半直驱技术先发优势、自供降本，叠加广东地域优势→海风市占率近20%；同时凭借规模优势+价格优势→国内风机有望出海打开空间，量价双升。

　　海风大型化带来的增量市场：

　　铸件：【【金雷股份(300443)、股吧】(行情300443,诊股)】：因锻制主轴难以应用在大尺寸风机（8MW及以上）上，所以海上风机大型化带来铸造主轴需求，公司依靠主轴精加工技术和原材料自产经验塑造在铸造主轴领域的领先优势。

　　齿轮箱零部件：【【广大特材(688186)、股吧】(行情688186,诊股)】：齿轮箱零部件——广大特材：海上风电带来大尺寸齿轮箱零部件需求，公司依靠生产经验积累（已掌握齿轮箱零部件粗车技术和其他风电锻件（主轴、法兰等）生产技术）和一体化优势（实现原材料齿轮钢自产），积极扩产齿轮箱零部件精加工项目，有望受益于海上大尺寸齿轮箱零部件紧缺。投资建议：看好三条主线，分别为国内海风和大型化、风电出海、国产替代

　　2、出海增量市场→带来新的量和利的弹性，但各环节由于安装属性强弱导致有所差异

　　铸件：【日月股份(行情603218,诊股)】：基于成本优势和无安装属性，铸件出口难度较低，但对精加工要求高，公司提升精加工产能（2023年精加工占比近50%）可打开公司铸件产品的出口空间，出口毛利率可高于国内15%-20%。塔筒&；单桩：【大金重工(行情002487,诊股)】：欧洲在海外市场的战略地位重要，大金在欧洲具有独一档的关税优势，看好未来单桩出口的阿尔法。

　　3、轴承国产替代增量市场

　　【新强联(行情300850,诊股)】：基于多年经验积累及率先引进无软带淬火技术，公司主轴轴承技术领先，同时绑定明阳大客户，大尺寸主轴轴承量产进度属国内进展最快，已实现7MW主轴轴承小批量出货。

　　【长盛轴承(行情300718,诊股)】：滑动轴承相比滚动轴承降本增效，国内外技术基本并跑，有望从0→1。公司作为国内滑动轴承综合性厂商，凭借多年技术储备，目前公司的风电领域产品根据不同的客户和不同的应用部位，分别处在测试验证及方案沟通阶段，24年风电用滑动轴承业务毛利占比有望达15%。

　　风险提示：风电装机量不及预期；大宗价格波动较大风险；技术研发不及预期；产能扩张不及预期；国际贸易环境影响等；测算具有主观性，仅供参考。

　　【正文】

　　1、风电从周期走向成长，核心在于IRR从周期走向成长

　　复盘风电估值21年开始大幅提升→原因系风电从周期迈向成长

　　复盘国内风电零部件与设备PE：21年开始大幅提升，尤其是风电零部件，主要受到风电未来装机量及各环节盈利变动的影响。

　　分环节：风机价格降幅超预期，盈利能力被压缩且尚未见底→PE低于零部件

　　风电从周期走向成长，核心在于IRR从周期走向成长

　　复盘国内风电装机量及增速：过去风电概念具有明显的周期属性，主要受到政策及补贴的影响。

　　1）2006-2010年：2004年前，风电尚未成为我国主流发电来源。国家于2005年颁布《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》要求风电设备国产化率达到70%，自此国内风电企业应运而起，我国新增装机量飞速增长。

　　2）2011-2015年：随着风电行业的快速扩张，电力消纳匹配能力不足，弃风率较高。国家为提倡风电行业理性发展，加强了对新增风电项目的审批，行业进入深度调整期。2013年弃风率明显下降，装机量开始回升。2014年国家首次下调风电上网标杆电价后2015年引发抢装潮。

　　3）2016-2021年：补贴退坡期。陆上风电的标杆上网电价持续调整，2019年国家再次下调风电上网电价，并公布陆风与海风平价上网时间，引发了国内2020年的陆风抢装潮和2021年的海风抢装潮（21年新增装机量下降主要系陆风退补后新增装机近仅31GW）。

　　IRR提升途径1：收入端-单瓦电价稳定，发电效率提高

　　IRR是装机的直接驱动因素。IRR即业主方的收益率，可简单理解为（①发电收入折现-②投入成本折现）/②投入成本折现。简化折现，①=发电小时数*（1-弃风率）*单瓦电价；②=单瓦投资成本。因此IRR与单瓦电价成正比，与弃风率、单瓦投资成本成反比。

　　过去风电发展具有周期性，主要系IRR具有周期性。随着21年陆风平价、22年海风平价，大型化&；风机降价带来风电初始投资成本↓，往后看风电IRR将呈现上升趋势，进而装机↑。预计风电周期属性将逐渐弱化， 逐步迈向成长。

　　IRR途径2：成本端-大型化&；轻量化降低CAPEX

　　单瓦投资成本下降：

　　风机市场充分竞争带来价格下降：风机占初始投资成本的五成左右，而自21年下半年以来风机价格持续大幅下降，带动风电初始投资成本的下降。据中国招投标公共服务平台等的不完全统计，2021年年初陆风风机（不含塔筒）中标均价为3050元/kw，2022年8月中标均价1758元/kw（降幅高达42%）。

　　大型化&；轻量化摊薄成本：据我们推算大型化后风机单GW对应塔筒耗量从73吨/MW降至62吨/MW（降幅15%），叶片从16吨/MW降至13吨/MW（降幅19%），大型化和轻量化带来成本下降，为风机价格的下降留出空间；2）风机大型化后，同等装机容量下数量减少，对应单GW的风机基础安装及施工费用下降。

　　往后看风电项目IRR，将呈现上升趋势

　　陆风：仅考虑陆风造价下降均为由风机价格下降带来，2021年年初至今陆风风机（不含塔筒）中标均价有约40%的降幅，各类资源区陆风平价项目IRR基本已经高于此前有补贴降价前的IRR。

　　海风：仅考虑海风造价下降均为由风机价格下降带来，风机报价已经从2020年的7000元/kw降至2022年2月的3500元/kw左右，降幅高达50%，我们预计海风投资成本仍有下降空间，为即将到来的平价做准备。

　　因此综合发电收入端和成本端，往后看风电项目IRR，将呈现上升趋势，进而带动装机提升，不再具有周期性。

　　新增装机量：22/23年看国内22年国内陆海风招标超预期，预计23年国内海上装机高增有望达10-12GW（22年预计6GW）

　　招标量超年初预期，预计全年招标量有望达到85GW+

　　22年已招标：据中国招投标公共服务平台等的不完全统计，22年1-8月，陆上风电招标合计约52.6GW（不含竞配），海上风电招标合计约10.4GW（不含竞配），合计63GW。

　　陆风：22年1-8月，陆上风电招标合计约52.6GW（不含竞配），1-8月单月招标量为6.8/3.3/7.5/16.3/2.7/4.8/4.8/6.3GW，8月陆风招标量环比提升。

　　海风：22年1-8月，海上风电招标合计约10.4GW（不含竞配）；1-8月单月招标量为1.0/0.5/0.9/2.2/1.0/1.0/1.0/2.8GW，8月海风招标量创今年单月新高。

　　22年全年预期：我们预计22年陆风招标量有望达到70GW+，海风招标量在15-20GW。

　　新增装机量：22/23年看海外国内厂商出海占比提升验证海外装机需求提升

　　铸件、主轴、法兰头部企业日月股份、金雷股份、恒润股份(行情603985,诊股)今年以来海外收入占比均出现了明显的环比提升：其中，日月股份2022年H1的海外收入占比相较于2021年提升6个百分点；金雷股份2022年H1的海外收入占比相较于2021年提升7个百分点；而恒润股份2022年H1的海外收入占比相较于2021年更是提升了40个百分点。

　　风电企业出口高增验证海外风电装机需求环比提升的趋势。

　　新增装机量：中期国内预计22-25年陆风CAGR为15%，海风CAGR为44%

　　国内陆上风电：我国现已在三北等陆风资源丰厚的地区开发了大量风电场，且受土地资源等因素制约，我们预计22-25年国内陆上风电装机量CAGR达15%。

　　国内海上风电：随着海上风电技术日趋成熟，度电成本下降，我们预计未来国内海上风电将会迅速发展。根据各省海风十四五规划，我们预计22-25年国内海风新增装机量CAGR达44%。

　　新增装机量：中期海外预计22-25年陆风基本持平，海风CAGR为56%

　　我们根据各国风电规划，预计海外22-25年陆风装机量基本持平，海风装机量CAGR为56%。

　　陆上风电相比海上风电已经逐渐成为各国主要可再生能源之一，尤其是美国土地资源丰富，且陆风度电成本已经成为该国最便宜的能源技术， 2020年风力装机量高于任何其他能源，并占到美国新增装机总量的42%。我们预计2022-2025年海外陆风新增装机量基本持平。

　　海上在全球发展节奏差异较大，欧盟四国及英法等成熟的欧洲海风市场持续发展，挪威等新兴欧洲市场、美洲、亚太等将成为海上风电的新增长市场，预计2022-2025年海外海风CAGR新增装机量为56%。

　　大型化降本→IRR提升→装机量上行；但大型化降本后细分赛道价格下行→抗通缩是投资核心。分环节来看——风机投资节奏晚于零部件，竞争激烈，盈利尚未见底

　　22年风机中标价格：

　　陆风：1-8月含塔筒风机中标平均价为2586/2246/2168/2376/2237/2267/2352/2324元/KW，单风机中标平均价为2030/2061/1754/1934/1794/1734/1759/1758元/KW，8月陆风风机中标价环比基本持平。

　　海风：海上风电公开披露数据较少，且不同项目差异性较大，不便于统计。

　　对23年价格的判断：陆风项目已全面平价，预计明年陆上单风机价格有望维持在1700元/KW左右，海风还有部分地区未平价（预计明年年初全面平价），海上单风机价格有一定的下行压力。

　　分环节来看——零部件抗通缩环节主要是海缆、桩基、轴承

　　抗通缩的环节包括海缆、桩基、法兰等。

　　海缆：单位价值量主要与离岸距离相关，目前除广东、江苏外的项目离岸距离多为20-30km，海缆价值量约15亿元/GW及以下；广东、江苏部分项目50km及以上，海缆价值量约20亿元/GW以上。

　　桩基（单桩）：海上风机逐渐大型化，对应的起支撑作用的桩基也将做的更大、更重，其单位用量会随着水深、直径增加非线性变化，桩基的用量基本不会被大型化所摊薄，根据海力风电招股说明书，预计其单位用量维持在20万吨/GW。

　　轴承：变桨轴承单位价值量不降反增，原因可能是大尺寸风机更多使用独立变桨轴承，而独立变桨轴承价格更高；同时主轴轴承尺寸也随风机尺寸增大而增大，轴承整体价值量不通缩。

　　通缩不明显的环节包括铸件、叶片、塔筒等。

　　铸件：海上大兆瓦半直驱风机等可能需要用铸造主轴替换锻造主轴，从而增加了新的铸件零部件。

　　叶片和塔筒：叶片尺寸伴随风机尺寸增大而增大、塔筒的直径和高度也随着风机尺寸增大而增加，二者通缩相对也不明显。

　　2、行业趋势一：海风需求高增打开海上风机零部件需求空间

　　陆风VS海风：陆风受到土地资源的限制，海风系风电成长性的重要增量：资源储备空间大且不受土地资源限制

　　陆上风电发展受到土地资源方面的限制：我国陆上风电发展较早、较为成熟，未来发展空间有限。陆风可开发量虽然大，但我国现已在三北等陆风资源丰厚的地区开发了大量风电场，后续发展可能会受土地资源等因素制约。

　　海上风电不受土地资源限制，且目前开发量仅占可开发资源的1%，发展可持续性强：相比陆上风电，海上风电具有风资源更好、风机利用小时更高、适合大规模开发、不占用土地资源、不受地形地貌影响等优势，同时海上风电一般靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，并且可免去长距离输电的问题，有望迎来快速增长。

　　据GWEC数据，全球风机轮毂离地高度已从81米增至103米。较高海拔意味着风速更高、可开发风力资源更多。在100米高度上我国海上可开发风力资源为2254GW，而截至2021年国内海风累计装机量为25GW，约占可开发资源的1.11%。

　　海风系风电成长性的重要增量：政策中长期规划加持，叠加简化流程

　　规划：国内沿海各省出台十四五海上风电相关规划，合计新增装机量达65GW+；海外各国更多地针对2030年及之后的中长期海上风电新增装机量做出规划。

　　流程：国内推动风电项目由核准制调整为备案制，有望加快海风建设进度；海外各国也陆续出台相应政策加快海上风电项目的审批进度。

　　行业趋势：海风需求高增打开海上风机零部件需求空间

　　1）海缆-抗通缩明显，离岸距离20~30→50+km，送出海缆ASP 15以下→20+亿元/GW

　　我们预计22-25年国内、海外海风装机量CAGR分别达44%、56%，海风需求高增有望打开成长空间。

　　各环节中海缆受益于海风的弹性最大：对比塔筒、铸件、风机等其他环节既用于陆上风电，又运用于海上风电，海缆仅应用于海上风电项目，最有望受益于海风的高增速。

　　风场、风机大型化及离岸远海化驱动海缆向高压化、直流化发展，尤其是远海化带来海缆长度的绝对增加，送出海缆ASP提升明显。

　　短期向更高电压等级发展：随着风场及风机大型化，原有输电能力无法满足。更高电压等级的海缆无论从输电能力还是降低总体项目的投资成本方面均更有优势，海缆高压化成为趋势。

　　而由此带来的变化：1）以价补量：根据我们测算，量上——66kV阵列海缆相比35kV长度减少30%~40%，价上——66kV海缆采购单千米造价比35kV海缆提升约36%。同时66kV高附加值将对应更高的毛利以缓解整个海风产业链降本带来的压力；2）竞争格局上，由于高电压海缆的绝缘工作场强更为集中，绝缘材料的电气性能是提升电压等级的核心挑战，因此技术壁垒提升，利好竞争格局优化。

　　中长期柔直海缆并网占比提升：风场远海化趋势下，柔直海缆相比交流海缆在输送容量及长度方面的优势凸显，同时长距离摊薄柔直输电系统增加的换流站成本。我们预计中长期柔性直流海缆在远海项目的占比会大幅提升。

　　1）海缆-东方电缆：高电压技术储备+阳江地域优势，中标优势明显

　　高电压等级海缆技术储备充足，先发优势明显。公司在高电压等级海缆方面已中标粤电青洲一、二项目500kV三芯海缆（价值量达17亿）、青洲六330kV三芯海缆，直流海缆方面已有技术储备，有望紧抓海风高增趋势，在后续高附加值的高电压等级及直流海缆的项目中技术先发优势明显。

　　公司广东阳江区位优势明显。十四五海风项目规划六十多GW，广东省规划17GW，其中阳江市规划10GW。海缆项目中标属地优势明显，东方电缆已经在广东阳江投资设厂（子公司广东东方海缆有限公司），能够为当地政府贡献税收，受益于22年海风招标量大及阳江项目占比高，在手订单充足。截至2022年7月底，公司海缆系统在手订单高达63.11亿元。

　　1）海缆-东方电缆：凭借价格优势切入海外市场敷设，23年已有5.3亿订单，24年及之后欧洲海风高增速接棒

　　出海增量逻辑：接棒国内十四五末海风增速：受益欧洲能源转型+俄乌冲突带来的能源紧缺，欧洲海风装机量激增，21-25年CAGR高达43%，而本土厂商扩产需要一定周期，海外产能紧缺提高国内海缆厂商的出海机会；中长期来看，国内海缆厂商已与国外大业主，如Tennet有技术合作及运行业绩，后续有望通过绑定大客户持续扩大海外市场份额。从公司中标项目的金额及中标产品的电压等级来看，均呈现逐年提升的趋势。同为头部海缆企业，中天科技(行情600522,诊股)基于欧洲总包Tennet的安全管理要求，公司22年顺利通过LRQA审核，荣获了SCL（Safety Culture Ladder，安全文化阶梯）认证， 增强与Tennet的合作粘性。

　　安装属性增大出海难度，使得国内海缆厂商初期需要采用价格策略获得海外业主订单。

　　海缆因为大型化等安装难度大，本土化更有优势。虽然可以通过与海外当地的海工企业合作，降低出海难度，但仍涉及到运输风险等因素，因此需要采用价格策略，国内外海缆价格差别不大。

　　2021年东方电缆海外海缆毛利率仅有26%（根据公司公告信息，海外营收口径仅有南苏格兰电网公司（SSEN）Skye - Harris岛屿连接项目，而21年海外营收0.81亿与该项目中标价0.8亿吻合，因此我们推测21年海外毛利率即为该项目海缆产品的毛利率），而根据海外毛利率推算我们得出21年国内海缆毛利率为44%，单位盈利弹性不明显。

　　1）海缆-宝胜股份：220kV海缆业绩+央企背景 ,23年海风高景气有望获取海缆订单

　　海缆产品质量的重要性使得海缆项目具有业绩门槛的限制。客户在评估潜在海缆供应商时会将历史业绩作为重要参考指标，因此海上风电项目中对海缆进行招标时，往往需要历史工程业绩。例如需要提供同类产品一定时期、一定公里数的稳定运行数据，否则无投标资格。这样的条件使得新竞争者进入时间成本显着增高。公司自2020年以来已经中标了多项220kV海缆项目，业绩门槛的障碍被消除。

　　背靠中航，有利于获取海缆订单。海缆地域优势明显，公司目前海缆生产基地位于扬州，市级区域内目前并无规划海风，但公司依托中航的央企背景，已在江苏、浙江、福建、山东等各个省份获取海缆订单。2023年海风迎来高增，海缆订单有望外溢，二线海缆企业充分受益。

　　2）单桩—海力风电：桩基（单桩）扩产较难，预计23年国内桩基市场供不应求

　　桩基（单桩）的单GW用量大概是塔筒的3倍，扩产较难：通过前文可以发现，桩基（单桩）的单GW用量（ 20万吨/GW ）大约是塔筒的3倍左右，单套桩基的体积、重量较塔筒更大、更重，因此桩基的制造需要更大的厂房。桩基在制造完毕后，在陆上运输起来较为难，因此厂房需要靠近海边或者码头，制造完毕后避免进行陆上运输。需要更大的厂房+海边（码头边）的土地资源更为稀缺，桩基（单桩）扩产较难。

　　预计23年国内桩基需求约240万吨：前文我们预测23年国内海风装机需求约12GW，按20万吨/GW的用量计算，预计23年国内单桩需求在240万吨。

　　23年国内桩基合计有效产能约210万吨，存在30万吨的供需缺口：具体看：大金——约40万吨（山东蓬莱和广东阳江）、海力——约50万吨（主要在江苏）、天顺——近30万吨（江苏射阳）；润邦——约20万吨（主要在江苏）；天能和泰胜——合计约30万吨；我们预计其它非上市企业桩基产能合计在40万吨。若23年国内桩基市场供不应求，预计桩基（单桩）单吨盈利有望较22年提升。

　　3）风机：中标到确认收入周期较长（半年到一年的时间），盈利尚未见底

　　风机从中标到确认收入的周期需要半年到一年的时间，2021年下半年招标价格下降的风机基本体现在2022年下半年的企业收入端。

　　22年风机中标价格：

　　陆风风机价格基本企稳，预计23Q1-23Q2有望看到盈利低点：1-8月含塔筒风机中标平均价为2586/2246/2168/2376/2237/2267/2352/2324元/KW，单风机中标平均价为2030/2061/1754/1934/1794/1734/1759/1758元/KW，8月陆风风机中标价环比基本持平。

　　海风风机：海上风电公开披露数据较少，且不同项目差异性较大，不便于统计。

　　对23年价格的判断：陆风项目已全面平价，预计明年陆上单风机价格有望维持在1700元/KW左右，海风还有部分地区未平价（预计明年年初全面平价），海上单风机价格有一定的下行压力。因此我们预计陆风风机单位盈利有望在23Q1-Q2见底，而海风风机单位盈利尚未见底。

　　3）风机-明阳智能：半直驱技术先发优势、自供降本，叠加广东地域优势，22年截至9.18海风市占率18%

　　风机出海优势：1）规模优势；2）价格优势→出口风机毛利率高于国内，带来盈利弹性

　　规模优势方面：上游零部件国内产量占比超60%。中国风力发电机、轮毂、机架、叶片、齿轮箱、轴承等产量占全球60%-70%，风电机组的产量占全球的2/3以上。

　　价格优势方面：国内风机价格自2021年以来大幅下降，对比2021年国内明阳智能风机售价4186元/kW与海外维斯塔斯售价6009元/kW，国内风机价格优势明显。

　　出口风机毛利率基本高于国内。以金风科技(行情002202,诊股)风机销售业务毛利率来看，2016-2021年出口风机毛利率基本高于国内的毛利率。运达股份(行情300772,诊股)2021年风机出口业务毛利率24%，远高于国内风机销售业务毛利率16%。

　　公司通过与海外风机厂商合作及海外建厂，扩大海外市场份额，提高盈利能力。公司考虑到风机安装及后期运维属性强，因此整机厂商出海并非止于销售风机，更关键的是完成风电项目建设。公司一方面通过与当地风机厂商合作，同时积极在海外建设风机生产基地逐步扩大市场份额。2021年公司完成了意大利Beleolico 30MW海上风电项目的供货，实现了中国企业在欧洲海上风电销售零的突破，后续有望随着品牌认可度逐渐增强，凭借价格优势持续扩大海外的市场份额。

　　4）铸件-金雷股份：锻造主轴在技术方面全球领先（可生产8MW锻造轴承），风机大型化下仍有10%以上的毛利率提升空间

　　锻造主轴技术和市场份额领先：锻造主轴用于联结风叶轮毂和齿轮箱。公司在锻造主轴领域技术领先，是少有能够生产8MW锻造主轴产品的公司，同时公司在锻造主轴领域市占率不断提升。

　　基于锻造主轴新工艺，预计陆上8MW以下风机仍适用于锻造主轴：

　　基于目前尺寸，陆上风机应用的仍然是锻造主轴：目前国内陆上招标项目单机容量以5MW为主，基于锻造工艺所带来的良好力学性能和较长使用寿命，5MW风机仍适用于锻造主轴。

　　公司应用空心锻工艺，进一步拓展锻造主轴在大尺寸风机上的应用空间：空心锻工艺可降低锻造主轴重量，从而使得锻造主轴更适合应用于大兆瓦风机上。

　　风机大型化趋势下，锻造主轴盈利能力有望提升：大尺寸锻造产品的技术难度更高，我们预计大尺寸锻造产品的利润水平将高于小尺寸产品，因此公司有望借风机大型化趋势提升产品毛利率。

　　4）铸件-金雷股份：预计22/23年归母净利润4.6/6.7亿元，对应PE 25X/17X

　　锻造主轴：预计23/24年分别出货15/16万吨，单吨净利分别为0.26/0.29万元。

　　铸造主轴及其他铸件：基于铸造项目的投产进度和在下游客户的进展，预计23/24年分别出货1.5/7万吨，单吨净利分别为0.11/0.17亿元。

　　盈利预测：预计公司22/23年归母净利润分别为4.6/6.7亿元，当前市值对应PE分别为25X/17X。

　　5）齿轮箱零部件-广大特材：在风电领域不断拓展业务边界，海上铸件、齿轮箱零部件等贡献新增量

　　以特钢材料起家，在风电领域不断拓展业务边界：公司以特钢材料起家，已有十余年经验积累；产品以齿轮钢为主，应用于风电、轨道交通等行业。近年来，公司重点布局风电零部件产品；向平行领域拓展铸件、铸钢件，向下游拓展风电锻件、铸件精加工和齿轮箱零部件。

　　公司进行业务拓展的的竞争力：生产经验积累、一体化优势及客户资源积累：（1）特钢业务熔炼经验和主轴、法兰等精加工经验，为拓展铸件、齿轮箱零部件打下基础；（2）一体化优势：原材料自供节省成本：以齿轮箱零部件为例，其原材料是齿轮钢，公司自产齿轮钢实现原材料自产，从而节省成本；（3）特钢业务积累丰富的客户资源，有望在产品导入速度方面占据优势。

　　目前在扩项目包括海上风电铸件和风电齿轮箱零部件精加工项目：在建项目包括超大型铸锻件智能化技改项目（铸造项目）、宏茂海上风电高端装备研发制造一期项目（铸件精加工项目）以及大型高端装备用核心精密零部件项目一期（零部件齿轮箱精加工项目）等。

　　5）广大特材：扩产海上齿轮箱零部件精加工满足紧缺需求，新项目已开始试产出货

　　基于齿轮钢及齿轮箱零部件粗车业务，进一步扩产齿轮箱零部件精加工项目：公司起家于特钢材料（包括齿轮钢），后来又实现齿轮箱零部件粗车的批量化生产，目前公司向精加工方向继续延伸，投建齿轮箱零部件精加工项目，建成后将形成8.4万件左右的齿轮箱零部件精加工能力。

　　以熔炼产能和精加工经验为基础：（1）熔炼产能：具备约30万吨特钢熔炼产能，足以满足齿轮箱零部件加工的内部齿轮钢需求，具有一体化优势；（2）精加工经验：已经具备主轴、铸件等风电零部件的精加工生产能力，在数控加工技术、材料处理工艺、质量检测等方面积累了丰富的经验。

　　新项目已开始试产出货：目前部分生产线预计将在Q3底开始试产出货。

　　3、行业趋势二：出海增量市场→带来新的量和利的弹性，但各环节由于安装属性强弱导致有所差异

　　行业趋势二：出海带来新的量和利的弹性，但各环节由于安装属性强弱导致有所差异

　　海风系海外风电市场重要增量，我们预计海外22-25年陆风装机量有望持平，海风装机量CAGR 56%。但风电各环节出海竞争要素差异很大。

　　安装属性强的（下游往往是运营商）如整机、海缆因为大型化等安装难度远远大于光伏，本土化更有优势，出海难度较大。但以海缆为例，也可以通过与海外当地的海工企业合作，降低出海难度；而塔筒下游既可以是运营商，也可以是整机商，安装属性不明显。安装属性弱的环节（ 除塔筒外，下游往往是整机）的出海第一道障碍被消除。

　　对于对下游客户是否有经济性：

　　1）铸件：因成本构成原材料占比相对较低（与海缆、塔筒等环节相比），高能耗（约占成本8%）和高人工成本（约占成本11%）助力国内企业出海。

　　2）塔筒：原材料占比超80%，原材料钢厚板国内外价格差距大（海外高很多）使得经济性加强。

　　3）海缆：原材料占比接近90%，考虑原材料成本及运费的情况下，整体也具有经济性。

　　1）日月股份：铸件出口难度较低（基于无安装属性+成本优势），公司精加工产能提升（2023年精加工占比预计提升至近50%）可打开公司铸件产品出口空间

　　公司是国内风电铸件领域的领先企业，主要产品包括轮毂、底座等风电铸件。可从出货弹性和盈利弹性两个视角来判断公司在出海方向上的业绩弹性：

　　出货弹性：精加工产能提升打开出海空间：

　　过去：铸件出口难度较低，但公司精加工能力不足限制出口：过去公司产品出口收入中占比较少（2019/2020/2021年分别为13%/9%/10%。铸件不存在安装属性且尺寸较小，同时国内产品具有成本优势，因此出口难度较低。但公司历史上出口占比却相对较低，原因是海外产品基于性能要求和品控要求，对精加工的需求更高，但公司过去精加工能力较为有限，从而可能限制公司的产品出口。

　　22年：伴随新产能投产，预计公司22年精加工产能占比达33%。伴随精加工能力提升，22年上半年，出口收入占公司总收入比重已达16%，达到历史最高水平。

　　23年：预计公司2023年精加工产能28万吨，占总产能比例提升到接近50%，可以更好打开公司产品出海空间。

　　1）日月股份：出口毛利率高于国内15%-20%，且海上产品出口毛利率更高

　　盈利弹性：出口产品高毛利，且海上产品毛利率更高，精加工产能提升后可打开出海盈利空间：

　　从历史数据来看，公司出口毛利率高于国内15%-20%，我们认为原因包括：基于高耗能和高人工成本属性，国内产能具有成本优势；出口海外的产品主要为自行精加工产品。

　　在此基础上，我们预计海上产品相对于陆上产品毛利率更高。原因是海上产品对产品性能和使用年限的要求更高。

　　我们预计公司精加工产能提升后可进一步打开出海盈利空间。

　　2）大金重工：欧洲在海外市场的战略地位重要，大金在欧洲具有独一档的关税优势

　　欧洲海风已进入平价时代，业主开发意愿强，是全球最大的海上风电市场，在海外风电市场中的战略地位最为重要：欧洲地区海上风电市场发展较早，逐渐成熟，度电成本降至2021年的49欧元/兆瓦时，与其他不可再生能源比成本优势明显。继2018年首个“零补贴”海上风电项目后多个平价项目相应落地，业主开发意愿强，欧洲成为全球最大的海上风电市场，2017-2021年海上风电新增装机量占海外海风总新增装机量的76%以上。另外，俄乌战争后，欧盟实施了对俄煤炭禁运，推高了欧洲地区天然气价格，海上风电的优势进一步凸显。

　　大金在欧洲具有最低的反倾销税率，出口欧洲优势明显：反倾销税是塔筒企业出海最大的障碍，反倾销税也决定了塔筒企业的出海具有很强地域限制性。具体来看，北美洲反倾销税率较高，美国的双反税合计达67%-105%，进入难度极大；澳大利亚市场，泰胜风能(行情300129,诊股)的反倾销税为0%，其它中国塔筒企业为10.9%，泰胜风能在澳大利亚有绝对优势。在欧洲，大金重工的反倾销税为7.2%，因此大金重工在欧洲有关税优势。

　　2）大金重工：预计22/23年归母净利润8.1/13.2亿元，对应PE 28/17X

　　21年公司海陆风塔筒（包括单桩）产能合计84万吨，实际出货量为49万吨，随着公司原有产能基地进行升级以及广东阳江基地释放新产能，我们预计公司 22-23 年海陆风塔筒（包括单桩）产能合计分别为110/180万吨，同时我们预计公司22-24年塔筒（包括单桩）出货量分别为85/110/140万吨，yoy分别为+73%、+29%、+27%。

　　预计公司22-23年归母净利润分别为8.1、13.2亿元，对应PE为28/17倍。

　　4、行业趋势三：国产替代增量市场

　　国产替代：主轴轴承国产替代率低，齿轮箱轴承还未开始国产替代

　　主轴轴承、齿轮箱轴承还未实现国产替代。风力发电机中的轴承主要包括主轴轴承、偏航轴承、变桨轴承以及齿轮箱轴承等。根据Wood Macknzie，2019年偏航变桨轴承国产化率50%，根据中国轴承工业协会，2020年主轴轴承国产化率为33%，齿轮箱轴承国产化率为0.58%。

　　偏航变桨轴承已实现国产替代：偏航轴承国产替代率较高。目前能够生产偏航变桨轴承的国内企业包括洛轴、瓦轴、天马、新强联等多家企业。

　　主轴轴承仅小尺寸实现国产替代：主轴轴承目前国产替代率还相对较低。

　　齿轮箱轴承还未实现国产替代：齿轮箱轴承对产品性能要求极高，目前国产产品在风电齿轮箱轴承领域还几乎属于空白，国产企业还处于从0到1的起跑阶段。

　　1）新强联：技术领先且绑定大客户明阳智能，主轴轴承国产替代属国内进展最快（已实现7MW主轴轴承小批量出货）

　　公司是国内主轴轴承研发和量产进度最快的轴承生产企业之一。公司已实现6.25MW主轴轴承批量出货，并实现7MW主轴轴承小批量出货。

　　多年研发经验及率先引进无软带淬火技术塑造技术优势，与明阳多年合作积累客户资源优势：

　　多年研发经验，具有先发优势：公司在上市前已实现2MW主轴轴承产品出货，是当时国内能够实现主轴轴承量产出货的唯一公司。

　　较早引进无软带淬火技术：无软带淬火技术可提高轴承机械强度和使用寿命，同时节约成本。公司正在引进无软带淬火技术，进一步加强公司的技术竞争力。

　　与明阳智能建立多年合作关系：新强联与明阳智能多年以前就已建立紧密合作关系。2022年9月，公司与明阳智能签订战略合作框架协议，进一步加强两公司间的合作关系，预计公司在明阳智能的出货量将进一步增加。

　　2）长盛轴承：齿轮箱滚动轴承国产化率低，而滑动轴承降本增效，国内外技术并跑，有望从0→1

　　齿轮箱滑动轴承：滚动轴承国产化率低且故障率高，而滑动轴承国内外基本并跑，齿轮箱“以滑代滚”不仅可以解决轴承“卡脖子”的问题，而且可以降低齿轮箱的成本。

　　风机齿轮箱采用滑动轴承降低成本的同时提高效率。国内风电齿轮箱轴承目前几乎均采用滚动轴承，滑动轴承具有径向尺寸小、承载能力强、成本低等优点，可应用于风电主轴承齿轮箱，显着提高风电齿轮箱扭矩密度，降低单位扭矩成本。相较于双馈型滚动轴承风电齿轮箱，采用滑动轴承的风电齿轮箱扭矩密度可提升 25%，传动链长度可减少 5%，齿轮箱重量可降低 5%，成本可降低 15%。

　　齿轮箱滚动轴承国产化率低且故障率高，而滑动轴承国内外基本并跑，齿轮箱“以滑代滚”有望成为发展趋势。目前国内齿轮箱滚动轴承基本依赖进口。据美国国家可再生能源实验室（NREL）统计，风电齿轮箱故障失效造成了整机近 60%的停机时间，其中超过 67%的故障是由滚动轴承失效引起的。而在齿轮箱滑动轴承方面，目前国内研发与国外并跑，均处于样机开发与测试阶段。

　　5.风险提示

　　风电装机量不及预期：2022年进入平价时代政策环境发生变化，可能导致产业投资放缓，风电发展节奏存在不确定性。

　　大宗价格波动较大风险：若成本传导机制不通畅，大宗价格上涨可能导致相关环节企业损失利润。

　　技术研发不及预期：海风高增下，若公司技术研发无法满足大型化等要求，可能会使其损失利润。

　　产能扩张不及预期：在国内外风电市场高增速下，若企业的产能扩张不及预期，其交付可能会存在不确定性。

　　国际贸易环境影响：桩基、铸件等环节存在海外的量利弹性，国际贸易环境影响使其出海进度存在不确定性。