供给端：风机价格持续提升，盈利能力不升反降。截至 2022Q2，Vestas 的风机 合约价已上升至 970 欧元/kW，同比+15.5%;截至 2022Q3，西门子歌美飒的陆上风 机合约价已上升至 890 欧元/kW，同比+41.3%。欧洲整机厂提升风机价格并没能保 障其盈利水平;2022Q2，Vestas 毛利率为 2.9%，同比-7.7pct，西门子歌美飒 2022Q3 息税前利润率为-14.0%，同比-18.8pct。

　　大宗商品价格通胀、航运费率飙升以及供应链中断共同导致欧洲整机厂虽然风 机价格上行，但盈利能力却不升反降。原材料维度，2021 年初欧洲钢材价格指数持续走高，于 2022 年 4 月初达到近 10 年的高点。航运费率维度，由于风电设备较大，一般采用海运的方式运输，而海运所需的船 用燃料自 2020 年起持续攀升，进而导致海运费用提高，波罗的海运费指数于 2021 年末达到近十年来的高位。供应链维度，由于疫情反复、海运费高企，近两年我国风电零部件企业的出口比 例下滑，铸件、主轴、塔筒、桩基等环节的 7 家样本公司出口业务的平均营收占比由 2019 年的 36.2%下滑至 2021 年的 27.0%。从欧洲整机厂的角度切入，供应商选择 减少降低整机厂议价能力，供应商更容易将原材料成本的提升传导至整机厂，供应链 中断是欧洲整机厂盈利能力下降的核心原因。

　　零部件龙头大兆瓦产能布局充分，已进入欧洲主机厂供应体系。风机大型化趋势 下，各个零部件环节同样需要升级来匹配更大功率的风机，而零部件环节的大型化匹 配能力或在技术、产能扩建等方面受到制约。欧洲业务开拓方面，我国零部件企业领 先于整机厂，大部分风电零部件领军企业已进入欧洲头部主机厂的供应体系。我国风 电零部件龙头，有望凭借更充足的大兆瓦产能及交付能力，受益于欧洲海风需求增长。现阶段，我国疫情缓解、海运费下降，再结合欧洲整机厂盈利能力改善需求迫切， 我们认为欧洲整机厂对我国风电供应体系的依赖有望提升，我国零部件龙头企业有望 凭借领先的研发实力攻克技术难点、资源优势扩建大兆瓦产能、以及已开拓的优质欧 洲客户，率先受益于行业红利。

2 海缆海塔/桩核心受益，大兆瓦零部件迎量利齐升

　　2.1 海缆：深远海驱动量价齐升

　　海缆对耐腐蚀、抗拉耐压、阻水防水等性能要求更高。与陆缆相比，海缆铺设于 海底，水下情况复杂，需要承受较大水压，因此必须具有良好的阻水和机械性能，防 止水分渗透导致海缆发生故障，也需要具备良好的机械性能为、防止船只锚害和洋流 冲刷，此外海缆还需具有防腐蚀、防海洋生物的能力，保障寿命。海缆趋势一：离岸距离、大兆瓦风机驱动使用高电压等级海缆。过去国内已并网 的海上风电项目离岸距离较近(30km 以内)，均采用交流海缆送出方式，但随着风机 大型化、项目向深远海延伸过去，35kV、110kV 交流海缆受输送容量限制，同时铺设 海缆根数多对海底走廊有很高占用，输电损耗也较大。同输电功率的情况下，电压越高电流就越小，高压输电能减少输电时的电流从而降低因电流产生的热损耗和降低远 距离输电的材料成本。国内目前主流交流海缆电压等级为 220kV，采用单回三芯结构， 输电能力在 18~35 万 kW，高电压等级(更高 220kV、500kV)输电能力显著提高。

　　多项目阵列缆要求 66kV 产品，送出缆使用 500kV 产品。66kV 集电缆相对 35kV 集电方案，提升了输电能力，减少输电损耗，减少海缆用量。根据三峡集团阳江青州 五、六、七项目统计，平均离岸距离达到 69 公里，其中明确将使用 8、11、12MW 级 风机，以及 66kV 集电海缆/330kV 交流送出缆/500kV 柔性直流送出缆。随风机大型化 趋势，未来阵列缆的电压等级将从 35kV 提升 66kV，送出缆将从 220kV 提升至 500kV。

　　66kV 集电方案海缆综合造价更低、海缆价值量更高。66kV 交流集电方案与 35kV 交流集电方案经济性差别主要体现在海缆、机组升压设备(变压器+高压开关柜)、海 上升压站、陆上设备等。我们参考浙江华电台州玉环一期 300MW 海上风电项目，该项目离海岸线距离较近，最近处约 8km，较远处约 16km，如果使用 35kV 方案且不使用 海上升压站，场内 35kV 海缆长度则增加，损耗较大。66kV 集电方案比 35kV 集电方 案综合造价减少约 8100 万元，性价比更高，同时 66kV 方案海缆价值量比 35kV 方案 高 7100 万元，以该项目为例折算成单 GW 价值量将提升 2.3 亿元。

　　海缆趋势二：柔性直流输电。交流电缆理论上存在极限传输距离，超过极限传输 距离后使用交流电缆传输电力经济性将显著下降。柔性直流输电优点有：输送效率高、 线路损耗小，有利于远距离输电;易于调节电流和改变功率传送方向，稳定性高;不 产生大的短路和环线电流;与交流系统相比具有更长寿命;提高配电网电能质量。从 国外已并网和在建海上风电的经验来看，输电距离在 70 km 以内全部采用交流输电方 式，100 km 以上的远距离输电采用柔直输电方式，输电距离在 70-100 km 时综合考 虑经济性和可靠性指标进行交直流方案比选分析。

　　疫情因素减弱，叠加海缆较高的毛利率，海缆企业扩大产能的动机较强。东方电 缆阳江基地、中天科技(维权)汕尾基地和亨通光电射阳基地 2023 年下半年投产，预计分别 扩大产能 15 亿、40 亿和 15 亿;汉缆股份墨女岛已建成，投产时间预计在 23 年初， 扩产可达 10 亿;太阳电缆正在建设东山海缆生产基地，产能可达 32 亿。

　　2.2 海塔/桩：产能及码头布局加速

　　塔筒在风机中起到支撑、吸纳机组振动等作用;相比于陆上风电，海上风电除水 面上的塔筒之外，还需要水面下用于支撑和固定塔筒以及风机的桩基(管桩、导管架)， 其上端与塔筒连接，下端深入海床地基，是海上风电的核心零部件之一。相比于其他零部件环节，海塔/桩基受风机大型化摊薄影响较小。水深与管桩的 用较高，风机大型化助推海上风电深远海进程，管桩单位用量也随着水深增加而提升。根据海力风电招股书披露，4MW 海上风机的单桩重量在水深 10 米以下时达到 550-700 吨，水深 10-19 米时，单桩重量在 600-850 吨，20-24 米时，单桩装了达 900-950 吨;5.5MW 海上风机的单桩重量在水深 25-29 米以下可达 1300 吨，深远海进程较快的欧 洲，在水深超过 50 米的应用场景，已出现重量超过 3000 吨的单桩基础。

　　2.2.1 运输半径限制，关注海工布局

　　自有码头可降低单吨成本。现阶段，我国海塔/桩企业使用的码头主要包括自有、 公共和第三方码头，其中自有码头更能有效保证合同履约能力，可以灵活安排生产并 及时交货，且可降低物流成本，每吨可节省约 150-200 元/吨运费成本。考虑到码头 资源难以快速获得，因此目前已拥有码头资源的企业将具备较强的壁垒，保障自身盈 利能力稳定。头部企业加速布局海工产能。截至 2022 年头部五家企业陆风塔筒产能以及海工 产能(塔筒、管桩、导管架)分别为 214/188 万吨，预计至 2024 年头部企业的陆风 塔筒以及海工产能分别增长至 265/591 万吨，海工产能增速远高于陆风塔筒。