受疫情以及产业链影响，22年我国风电新增装机37.63GW，相比21年有所下滑。据 国家能源局和中国电力企业联合会统计，2022全年我国风电新增并网装机量为 37.63GW，同比有所下滑，主要系疫情反复影响、风电机组快速升级以及行业技术 迭代影响交付等因素所致。 22年国内风电招标量突破历史高点。据金风科技业绩演示材料和我们的不完全统计， 2022年国内风电公开对外招标量达89.8GW（不含EPC和框架），同比增幅在65%+，其 中，陆风招标76.7GW，海风招标13.1GW。

  风电招标领先装机约一年，23有望成为装机大年。从历史上的数据分析来看，招标对装 机数据有明显的领先特征，领先时间在1年左右，与招标项目整体的交货、建设周期 基本相符。2022年高涨的招标数据表明风电产业将在2023年重新进入高景气度周期， 随着“十四五”进入下半程以及风力发电的性价比提升，2023-2025将迎来风电产业 的新上行周期。据三一重能的投资者交流，2023年陆上招标有望在80GW左右，海 上20GW左右；据中电联预计，至2023年底我国并网风电容量有望达4.3亿千瓦，以 此推算我国2023年新增风电并网装机量有望超过64.5GW，同比增71.4%以上。

  从风电并网装机量口径看，全年装机顶峰一般出现在四季度尤其是12月。从近5年新 增装机中各月度与季度的占比，发现前三季度新增装机占比整体相近，约在全年的 15%左右，四季度一般是全年装机高峰，2018-2022年，四季度新增装机量分别占到 全年的40%，49%，82%，65%和49%，近五年平均占比达到57%。

  2022年风力并网发电量同比增长16.2%，风力发电占比持续提升。根据国家统计局， 2022年我国并网风电发电量同比增加16.2%，达到7626.7亿千瓦时，占2022全年总 发电量比例已达8.6%，风力发电在电网中的重要性不断提升。

  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，海风价格持续下探。陆风退补之后，产业链价格经历显而易见地下降 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，为了更好的提高海上发电的性价比，海风风机价格年内下行 态势越来越明显，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。依照我们的不完全统计， 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，我们得知海陆机组 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、天气特征情况等因素的差异，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加快速度进行发展，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重量均会降低。 机舱、叶片的单MW减重较为显著。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。

  2022年风电产业政策纷纷落地，大型风光基地、风光储一体化、海上风电等领域的 政策持续推出。据北极星风力发电网的不完全统计和我们的整理，2022全年发布多条国家级风电有关政策，其中的核心趋势包括： （1）分散式与大基地并举开发。各级产业政策不仅强调了沙漠戈壁荒漠风光基地、 风光储清洁能源基地、海上风电产业基地等，还多次指出发展分散式风电的重要性； （2）持续推动自主可控的国产化技术创新。包括大型化风机、超长叶片、大型变流 器、主轴轴承、固定基础等关键技术； （3）走向海洋，走向深远海。政策对海上风电的关注持续增加，在大型化海上风机 外更提到深远海、漂浮式的发展新方向。

  各省“十四五”能源规划安排陆续出炉，未来更应乐观。根据对各省“十四五”规划 及碳达峰安排的梳理，内蒙古、甘肃、河北、新疆、广东的风电装机目标均超过20GW， 全国（除陕西、黑龙江两省外）在“十四五”期间的风电装机目标达312.8GW，和 21年、22年全国47.65GW、37.63GW的装机数据看，2023-2025年全国年度平均风 电装机将超过70GW，政策为风电行业的健康发展保驾护航。

  海风产业链逐步成熟，2023年大概率恢复迅速增加。据克拉克森风电数据的统计， 截止2023年初，中国已实现全容量并网投产的海上风电场有114座，海上风机近5700 台，累计装机量达28.6GW，装机规模领先全球第二大海上市场英国（13.7GW）一 倍以上；同时，2022年新增海风装机较抢装的2021年有明显的下降，但随着海上风 电产业链的进一步理顺，在22年海风高招标的大背景下，2023年有望成为中国海风 市场迈入脱离“补贴”之后良性发展的元年。

  各地区海风重视度持续提升，海风产业园如雨后春笋般出现。在中央政策性文件的 推动下，各地方密集制定海风的开发与建设目标。其中，北方地区中的山东以及南 方的江苏、福建、广东、海南是增长潜力最大的区域。海上风电投资额庞大，1GW 超过投资额百亿，对当地就业、税收构成有效拉动，地方对深远海项目、海风产业园 的重视度持续提升。

  22年海风高招标，明阳智能中标份额领衔。依照我们的不完全统计，2022全年我国 海风项目招标量达到13.1GW，中标量达14.3GW。从主机厂份额看，共有七家主机 厂有国内海风项目的中标，明阳智能以5448MW的中标量领衔，其后分别为电气风 电、远景能源、金风科技、中国海装、东方电气和运达股份。 广东、山东为海上风电发展的重点地区。分地区看，广东、山东为2022年海风发展 最快的省份，中标量分别达到5.6GW和4.9GW。由于海风技术和产品壁垒更高，头 部厂商的优势将更明显，全产业链的产品质量、技术创新以及产能布局将成为海 风产业高质量发展的核心因素。

  海上风机价格持续下行带动项目回报率上升，22年基本进入平价时代。依照我们的 统计，国内中标的海上风机单价在2022年内持续下行，其中前三季度的价格下行态 势更明显。在福建漳浦六鳌海上风电场二期项目的中标公示中，含塔筒风机单价 已至3701元/KW，由金风科技报出。据IRENA的数据，2021年全球海风加权度电成 本为0.075美元（约0.51元），中国海风加权度电成本为0.079美元（约0.54元）。结合2022年内海风风机的价格降幅，我们大家都认为我国海风平均度电成本（近海）已低于 0.5元/KWh，进入全面平价时代。

  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）的重视度明显地增加，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”可再次生产的能源发展规划》明白准确地提出，加快推进 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。

  重视海上风电装备产业链。海风装备包括桩基、导管架、海底电缆等，相关上市公 司包括海力风电（塔架和基础）、大金重工（海风塔筒）、泰胜风能（塔架和基础）、 东方电缆（海缆）、亨通光电（海缆）、中天科技（海缆、施工船）等；海风技术难 度更高、大型化发展快且定制要求高，需要主机，叶片、发电机、铸锻件等关键零部 件的升级化配套，相关上市公司包括金雷股份（铸造主轴）、日月股份（精加工铸 件）、恒润股份（海上塔筒法兰）、中环海陆（轴承、齿圈锻件等）、海锅股份（传 动类锻件为主）等。

  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。

  全球风电市场进入稳定扩容阶段，2021-2026年全球装机量CAGR+6.6%，海风成为 推动装机增长的主要驱动。据GWEC预测，2026年全球风电新增装机规模将达到 128.8GW。2023年后全球风电装机将进入稳定增长阶段，其中海风装机增速显著更 高，海上风电装机、新兴市场发展将成为未来5-10年风电装机提升的主要驱动力。 据GWEC，2026年全球海风新增装机有望达到31.4GW。

  欧洲、北美风电市场体量大，亚非新兴风电市场增长可期。据GWEC预测，从2022- 2026年陆风新增装机口径看，除中国外市场的装机体量排名分别是欧洲、北美、亚 洲（不含中国）、拉美和非洲中东。欧美市场体量大但相对来说比较稳定，亚洲、非洲等新兴 市场呈现出低基数下的高增速趋势，其中印度、越南等市场风电发展尤为迅速。从 海风新增装机看，亚洲是最大的新增装机市场，欧美则预计在2025年打开增长。

  碳中和趋势不改，风电为主要。整理海外部分国家风电装机规划，发现：（1）欧洲 作为发展风电的领衔者，将持续保持较高投入以助力碳中和；（2）亚洲国家尤其是 新兴市场（印度、越南），将以更快新建节奏，驱动亚洲风电市场的快速增容；（3） 海风已成为各国的发展重点，发达国家将推动漂浮式等新技术的落地。 在碳中和以及能源安全的大背景下，欧美各国将维持风电的发展节奏，亚非等新兴 市场则将更为积极地推动市场扩容。考虑到我国风力发电产业，出海将成为中国风 电产业新机遇。

  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。随着我们国家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。

  从2022中标情况看，印度、中东、中亚是风机出口的主要地区，远景出口份额领先。 依照我们的不完全统计，2022全年我国主机厂海外风电项目中标量达到8203MW。 分地区看，亚洲是我国主机厂出口的主要对象，其中印度是最重要的市场，与其积 极的风电发展规划相适配。分主机厂看，远景的风机海外中标份额优势显著，金风、 运达均有公开披露的海外中标项目。

  主轴、铸件均属于高出口比例环节。按各环节生产企业的境外收入占总收入比例计 算，2021年各环节出口比例由高到低分别为：主轴26.9%，铸件25.6%，叶片23.8%， 锻件/法兰17.9%，电缆17.0%，塔筒15.1%，整机7.3%。其中，主轴属于出口业务占 比较高也较稳定的环节，其他各环节在2020年都经历了明显的下降，我们大家都认为是 2020年国内装机大年导致偏向国内交付所致。可见，从产业链上各环节出口收入占 比看，各环节均有较大的出海弹性与空间。

  分各环节看产品出海情况：（1）塔筒。天顺、大金、泰胜三家出口占比相近，大金 重工出海业务发展更为平稳，天能、海力两家截至2021年暂无出口；（2）铸件。振 江股份出海优势显著，日月股份出海比例稍低；（3）主轴。双寡头均有一定的出口， 金雷股份海外优势更大；（4）锻件/法兰。整体出口比例有所降低，2021年中环海陆 出口比例最高；（5）叶片。时代新材的海外布局更具优势；（6）电缆。亨通光电、 中天科技均有特殊的比例出海业务，二者都有境外海缆项目的中标，其中亨通光电曾 中标葡萄牙海上浮式高压海缆的总承包。

  滑动轴承与滚动轴承具有不一样的结构和原理，具备自身独特优势。依照结构和原理 的不同，轴承可分为滚动轴承、滑动轴承两大类，滚动轴承是指在零件间含有滚动 体作滚动运动的轴承，滑动轴承则是不使用滚动体、仅在滑动摩擦下工作的轴承。 相较而言，滚动轴承摩擦系数小、传动效率高、机械性能好，是目前轴承行业主导种 类；而滑动轴承具有体积小、承载能力高、振动小、噪音小、结构变化多等优点。根 据润滑材料和方式的不同，滑动轴承又可分为自润滑轴承、一般滑动轴承两类，自 润滑轴承采用自润滑材料后密封，不需补充润滑剂。

  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、结构相对比较简单的特点，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，可明显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。

  滑动轴承为超高的性价比、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 机中传递功率的核心部件，成本在整机中占比超16%，其中大范围的应用到滚动轴承， 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、超高的性价比、高可靠性的齿轮箱轴承新方案，成为中国风电行业 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 与发展的新趋势》，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，故通常要较好 的调心性能、抗振性能和运行稳定性。滑动轴承具备比较好的抗振性和稳定能力，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 动轴承的主轴承可明显降低大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，从而明显降低 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，因此我们大家都认为滑动轴承在主轴的应用会是渐进式的。

  长盛轴承、双飞股份进展较快，已进入客户试验阶段。长盛轴承创立于1995年，深 度布局汽车、工程机械等传统行业，进军风电、核电、新能源车等新领域，是国内自 润滑轴承龙头。2022年11月，长盛已完成6MW半直驱齿轮箱滑动轴承试验。双飞股 份同样是国内顶级规模的自润滑轴承及自润滑轴承用复合材料专业生产厂商之一， 截至2023年2月，公司小功率风电滑动轴承已通过客户试验。

  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，大大降低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。

  2025年全球叶片用碳纤维的需求有望达到8.1万吨，2021-2025年CAGR+25.0%。据 赛奥统计，2021年全球碳纤维需求量约11.8万吨，其中风电叶片需求量达3.3万吨， 市场规模达到5.5亿美元。赛奥预计2025年碳纤维风电叶片需求将达到8.1万吨， 2021-2025年CAGR+25.0%，据赛奥估算，由于碳纤维叶片的专利垄断，2021年维 斯塔斯的碳纤维叶片需求占约2.5万吨，中国风电企业消耗约4500吨，欧美别的企业 消耗约3500吨。随着碳纤维叶片的专利到期，限制碳纤维使用的最大压制因素消除。

  大功率海上机组持续推出，碳纤维叶片使用频率预计将大幅度的增加。2021年以来宣布 下线的碳纤维叶片基本都达到百米级，均面向10MW及以上的海上大功率机型。由于 目前碳纤维价格仍然较高，将高强度、高刚度、轻质化的碳纤维材料用于大功率机 型是更具性价比的方案。2002年，维斯塔斯首次在叶片中应用碳纤维并申请专利。 2022年7月，随着维斯塔斯碳梁专利的到期，国内碳纤维叶片的发展将进一步加快。 我们大家都认为，由于海风风机大型化迅速，碳纤维叶片短期内的主要市场在大型海上风 机，未来随着碳纤维规模化、国产化以后成本的降低，碳纤维的应用将逐渐向陆上 渗透。

  相关参与企业最重要的包含材料端、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、产品质量和稳定能力 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》。

  东方电缆：聚焦深海油气开采和远海浮式风电开发等领域，攻克超深水和动态化设 计等技术，在海洋脐带缆、动态缆领域形成定制化设计、生产、敷设、运维的完整解 决方案。具备500kV交流海陆缆系统、±535kV直流海陆缆系统等制造、服务能力。 亨通光电：公司的“浮式海上风电用动态缆关键技术研发与示范应用”项目获国家 重点研发计划项目。公司通过自主研发和科研合作具备500kV交流海陆缆系统、± 535kV直流海陆缆系统、330kV/220kV/66kV三芯大截面铜芯/铝芯海底电缆系统等高 端装备的设计、制造及工程服务能力，同时具备500kV及以下交直流海缆软接头技术。

  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”。

  东方电缆：参与张北±535kV柔性直流电缆项目（陆缆），具备柔性直流电缆制造能 力，已推出±80到±535kV柔性直流海缆产品，率先突破500kV海缆软接头技术。 亨通光电：为白鹤滩浙江±800kV特高压直流输电工程提供特高压传输方案，具备± 535kV直流海陆缆系统能力，具备500kV及以下交直流海缆软接头技术。 汉缆股份：参与舟山±200kV多端柔性直流输电项目，±535kV直流海缆项目已开展 先期设计验证工作。

  风电产业链主要包括风机、塔筒、锻件、铸件、叶片等环节。完整的风电设备包括 风电机组、风电支撑基础和输电控制系统三大部分，其中风电机组包括机舱罩、齿 轮箱、发电机、叶片、轴承等，风电支撑基础包括塔筒、基础环等，输电控制组件包 括电缆、控制系统、升压站等。对海风来说，基础还包括桩基、导管架。

  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、塔筒都属于较为显著的高增速、高波动环节，而主轴、电缆等则属于稳 定性较高的环节。

  年度的收入/利润增速与当年风电新增装机增速呈现高度相关：通过计算业绩同比增 速与风电新增装机同比增速的相关系数，并进行线性回归得到估计系数（以装机增 速为解释变量）。 （1）各环节营收/利润增速与装机呈现高相关性，装机需求是业绩的核心驱动；（2） 从回归系数看，轴承、锻件的收入和利润变化对装机较为敏感，两者利润增速对装 机增速的回归系数分别达1.58和0.90，平均而言，提高1%的装机增速会带来1.58%和0.90%的轴承、锻件利润增速；（3）各环节利润端的回归系数显著大于收入端， 表明风电产业链固定投入较多，各环节对装机需求具有高利润弹性。

  不同环节对下游装机的反应有错位。我们计算了季度收入增速与当季度、滞后一季 度、滞后两季度、滞后三季度、滞后四季度装机增速的相关性，进一步发现： （1）锻件/法兰、高空作业设备对装机增速变化领先约2个季度；（2）整机、叶片、 轴承、主轴、铸件对装机增速领先约1个季度；（3）塔筒对当季装机增速的敏感性 最高，具有同时性。可见，风电产业链整体较终端需求会提前1~2季度出现收入的边 际变化，其中锻件/法兰企业业绩的领先时间一般更长，为观察下游景气度的重要观 测环节。

  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%。

  主轴、铸件、叶片属重资产品类，塔筒、锻件对资产依赖度居中，整机环节依赖度 最低。我们分析了各环节生产企业折旧占营收比、固定资产占比两个指标，发现主 轴、叶片、铸件三个环节对固定资产（设备等重资产）依赖度明显更高，折旧占营收 的比例在4.5%以上；风塔、锻件/法兰对固定资产的依赖度居中，折旧占营收比例在 2.5%-3.0%；整机环节的依赖度最低，折旧占营收比例在2.2%左右。

  海缆、整机、塔筒的原材料占成本比例较高。对风电产业链主要环节选择代表性企 业，重点分析成本构成中原材料占比，并计算近两年均值后可得：海缆、整机、塔筒 的原材料占成本比例较高，均超过80%；铸件、主轴两个环节的原材料占比相对较 低，分别为59%、57%。 高毛利环节毛利率有下降趋势，降本压力渐向高毛利环节转移。2020年以后，除整 机毛利率有小幅上升外，其余各环节毛利率均有较为明显的下降。其中主轴、铸件 的毛利率下降相对幅度较大，高毛利环节降本压力逐渐增大。

  据2022年吊装情况，金风科技、远景能源总量领衔，电气风电、明阳智能海上占优。 根据CWEA对2022年整机厂风机吊装容量的统计，金风、远景总吊装量分别达到 11.36GW、7.82GW，较其后的明阳（6.21GW）、运达（6.1GW）、三一（4.52GW） 等厂商有较为明显的优势。海风装机上，电气风电（1.44GW）、明阳（1.38GW）、 海装（1.04GW）三家装机均超过1GW，仅七家整机厂有海风风机的吊装。

  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。

  分析各整机厂中标项目年平均单价，陆上含塔筒在2067-2351元/KW，陆上不含塔筒 1559-1979元/KW，海上含塔筒3306-4118元/KW。陆风中标项目中，含塔筒均价最 低为2067元/KW（三一重能），最高为2351元/KW（联合动力）；不含塔筒最低为 1559元/KW（山东中车），最高为1979元/KW（联合动力）。海风中标项目（含塔 筒）中，电气风电平均中标单价最高，为4118元/KW，运达股份平均单价最低，为 3306元/KW，海风中标份额最高的明阳智能单价为3815元/KW。

  整机厂围绕产业基地进行产能布局，属地化竞争明显。据风芒能源的不完全统计， 各整机厂的生产基地均围绕我国的主要风电大省进行布局。陆风方面，金风的产能 覆盖具有明显优势，主要布局在河北、内蒙古、甘肃、新疆、广西、江苏等省份；海 风方面，电气风电在南方海域布局较全，远景和海装则在山东、辽宁有所布局。从海 风基地的未来规划看，远景、明阳、海装、金风的规划覆盖面较广。

  塔筒属于风机大型化下销量和利润都相对稳定的品种，产能分布较为重要。风塔/基 础主要生产企业包括天顺风能、大金重工、泰胜风能、天能重工、海力风电。其中天 顺风能优势在陆上，正在实现海工0-1突破；大金重工优势在“两海”（海工+出海）， 销量收入均快速增长；海力风电收入几乎全部来自于海上风电，产能布局优异；泰 胜和天能布局则较为均衡，海陆均有涉入。

  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。

  各公司围绕新疆、内蒙古、山东、江苏、广东等风电集群基地进行产能布局。从五 家厂商的产能布局看：（1）现有产能和陆上产能看，天顺均具有明显优势，其也正 在加快海工产能的0-1突破；（2）从海上产能看，海力、大金、泰胜、天能均有海上 基地，大金蓬莱基地码头条件良好，具备出海+海工大装备能力，泰胜南通基地也涉 及产品出口，海力规划中的启东吕四港也有潜在的码头资源，各家基本都有积极的 新扩产能规划；（3）从地域卡位看，集群布局重要性进一步凸显，海力在江苏、山 东、海南等均有布局，卡位优势明显。

  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。

  头部厂商日月股份的产能规模和布局具备相对优势。至2022年6月，日月股份已形成 48万吨铸造产能，并具有22万吨精加工能力。相较而言，吉鑫科技等厂商2021年铸 件产量均不超过20万吨，足见日月股份的规模优势。目前多地已从政策端落实严禁 新增铸件产能，从自有产能规模、铸造能力、精加工能力等多方面看，头部铸件厂商 的集中度有望进一步增大。

  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。

  各公司扩产较为积极，方向布局上差异化特征明显。对比看，恒润股份重点发展风 电塔筒法兰，持续打磨辗制工艺，在新项目中积极进行大型化、高端化（轴承）项目 布局；中环海陆专注于轴承和法兰锻件，加大对高端环锻件的布局，海锅股份则侧 重于齿轮箱传动类和塔筒法兰产品，持续强化优势。就锻件行业的发展趋势看，技 术进步带来的高端辗环锻造、大型化高性能法兰、国产化高端轴承，以及海风发展 下海工锻件等都是重要的发展主线. 风电主轴：双寡头竞争，盈利性较好

  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。

  随着主轴由锻造向铸造转变，主轴企业新产能布局方向主要为铸造主轴、精密轴、 海工装备等。（1）金雷股份：2022年，公司8000支铸锻件项目二期铸造产品浇注项 目产能已开始释放，“海上风电主轴与其他精密传动轴建设项目”陆续达产。同时， 2022年底新募投项目为“海上风电核心部件数字化制造项目”。（2）通裕重工：可 转债募投项目包括“高端装备核心部件节能节材工艺及装备提升项目”，达产后锻 造产能提升10万吨。

  风电叶片行业集中度较高，产品单价随装机需求波动大。我国风电叶片生产厂商主 要为中材科技和时代新材，两者2021年叶片收入分别为70亿元和51亿元，较装机大 年2020年有较为明显的下滑。从量看，中材科技叶片销量达到11.4GW，时代新材叶 片销量8.7GW（均对应2021年），若以47.65GW的年度装机量计，两家企业合计市 占率将超过42%。从价看，中材科技单MW价格和单MW毛利均在2020年出现大幅的 上升，2021年又出现快速回落。2021年，中材科技单MW价格和毛利分别为61万元 和10万元，毛利率水平较低。

  叶片企业具有明显的运输半径，区域属性明显，各家持续布局海上。叶片企业产能 布局的行业集中度较高，从中材科技、时代新材的产能布局看，两者均以生产基地 的地理定位向周边风电产业区辐射。海风发展、部件出海都需要叶片基地的高效布 局，就现有产能而言，时代新材在南方沿海区域具有一定优势，同时时代新材的其 他业务线在海外布局更广且时间更久，国际化程度较高，风电叶片业务有望受益。

  受海风发展驱动，海缆环节进入量价齐升的加快速度进行发展期。海缆属于海风装机中的关 键环节，技术壁垒和资质限制很高，目前主要参与企业仅东方电缆、中天科技、亨通 光电三家。从量看，三家公司海缆相关业务营收均在2020年起进入快速发展期，业 绩增长迅速。从价看，三家公司海缆业务毛利率稳中有升，亨通光电2021年该业务 毛利率达到47%。从东方电缆销售数据看（仅东方披露销量数据），海缆业务呈现量 价齐升，每公里海缆价格在2021年达到230万元，单位毛利达101万元。

  海缆企业围绕广东、江苏、山东三个南部、东部、北部代表性海工集群区进行布局。 东方电缆以浙江宁波为核心点，布局南部的广东；亨通光电以江苏苏州为核心点， 建设射阳基地以强化优势；中天科技产能覆盖区域最广，除现有江苏、广东基地外， 积极布局山东。出海维度看，亨通、中天分别有11个和6个海外产业基地，产品出海 优势更大，主要覆盖亚洲、南美、非洲、中东、欧洲等海洋业务加快速度进行发展的区域。此 外，汉缆、起帆、太阳等厂商依托其陆缆领域的积累，正逐步加快海工电缆布局。

  （本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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