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当前陆风稳定增长，海风具备广阔发展前景。风电技术起源海外，1986-2005年前均处于技术示范阶段，同时也进行了一定的国产化替代积累；2005年《国家发改委关于风电建设管理有关要求的通知》使风电行业进入了快速国产化阶段，2009年，国产机组已能够满足全国85%以上的市场需求；2010-2021年电价补贴政策是主线，行业呈现周期性，同时在激烈的竞争中行业快速发展、集中度也不断提高；2021年后中央财政补贴退坡，风电进入了平价发展的时代。回顾海风历史，欧洲是海风最成熟的地区，欧洲从1991年起即开始试点示范，我国从2008年开始试点，2015年后我国海风迎来快速发展，目前已逐渐追赶上欧洲进度，均处于规模化和深远海开发阶段。因此我们认为陆风发展速度已然趋缓，而海风将是接续发展的下一个焦点。
海风装机量有望快速增长，全球激励政策频出。海风相比陆上风电具备发电量、单机容量大等优势，我国海风的可开发资源量也非常可观。从装机量上看目前处于发展早期，2022年海风新增装机在风电总新增装机中占比仅11.6%，未来将有充足的发展空间，根据GWEC预测2030年全球新增海上风电装机将达50.9GW，2023-2030年CAGR将达20.1%，其中中国、欧洲将占据重要地位。招标量是约提前2年的装机量领先指标，2022年中国海风招标量14.7GW，2023年上半年5.8GW，同时23年上半年以来也有广东、福建和国家电投的大规模竞配，未来行业高景气度仍可期待。政策层面上，省级“十四五”规划有约50GW的海风新增装机量，考虑2021-2022年已实现的装机量则2023-2025年将累计新增27.9GW装机量。国际上，欧洲多国提出了远期海风装机目标，规划较为积极；美国《2022年通胀削减法案》给予了税收减免，国家级、州级也都退出了积极的规划目标；越南、巴西、日本、印度等国也都处于海风迅速发展的进程中。
海风与陆风成本存在差异，近年经济性持续改善。海风成本中建设成本为主要变量，中国海风建设成本在补贴取消前后发生了较大变化。2020年我国海上风电平均建设成本约为16550元/kw（粤闽地区相对更高），抢装潮后由于供需形势改善和风电制造技术突破，海上风电建设成本下降至12400元/kw左右。建设成本中的风机价格下降是主要原因，抢装潮后风机价格已渐趋稳定，例如明阳智能在2022年和2023H1的风机中标均价分别为3842元/kw、4001元/kw。近年中国的海风经济也在持续改善，2010-2021年中国海风平均度电成本从0.178美元/kWh降至0.079美元/kWh，下降56%，未来全球度电成本也将持续下降。
大型化降低成本，深远海化是未来趋势。海上风电具有几大重要发展趋势，在大型化方面，中国2010-2021年风机单机容量从2.8MW上升至6.7MW，而2022年新增吊装的海上风电机型中，主流风机正逐步由6MW级迈向8MW级及以上，大型化趋势显著，海风经济性也将由此获得提高。目前我国大兆瓦机组的研发能力正不断加强，在此背景下碳纤维、主轴轴承都将要求新的产业变化。我国海上风电场也有规模化和集群化特征，已建设了大量沿海产业基地。深远海化是未来趋势，而漂浮式海风是深远海化的重要技术之一，根据GWEC预测，从发展阶段上看2021-2025年是初步商业化阶段、2026年后是成熟商业化阶段，目前正处于大规模商业化前夕，2026年全球新增装机量有望达到约0.8GW。其中，欧洲将引领行业，而中国将紧随其后。目前多国已推出相关支持政策，漂浮式海风成本有望持续下降，经济性持续增强。
投资建议：大型化将带来部分环节的价值量提升，而深远海化将带来技术变革和价值量增加。大型化下支撑基础用量提升、深远海化下或将切换浮式基础，大兆瓦轴承国产替代进程持续进行，叶片大型化将要求碳纤维材料，海缆存在高压化、柔性直流和动态缆趋势，我们看好未来海风相关标的业绩增速。推荐东方电缆、亚星锚链，关注新强联、海力风电、泰胜风能、中材科技。
风险因素：海上风电装机不及预期；海外扩张不及预期风险；新技术应用不及预期风险。
行业核心聚焦
我们认为：1）陆风经过多年发展已经较为成熟，而海风仍处于起步阶段，发展潜力较大。经济性是驱动风电装机的重要因素，海上风电仍处于成本下行通道中，未来发展速度可期。2）全球激励政策频出，中国各省“十四五”规划大量海风装机，欧洲、美国和其他新兴市场地区设立了积极的海风发展目标。从招标量上看，近两年的高招标也预示了未来的装机量高景气度。3）大型化和深远海化是海风最值得关注的发展趋势，大型化相应也将带来如叶片、轴承等的产业链变革，而深远海化是海风发展的未来趋势，正处于高成长性的从0到1阶段。
一、陆风发展趋于成熟，海风前景广阔
1）2005年前：我国引入海外先进风电技术，主要处于技术示范阶段，在此过程中也初步开始国产化探索。1986年中国第一座并网风电场山东荣成风电场建成并实现并网发电，1989年当时亚洲最大的新疆达坂城风电场正式并网，这两个项目均同维斯塔斯进行合作，2000年西门子歌美飒也进入了中国市场，在这一期间几乎由外资风电企业主导中国市场。1999年，中国第一台国产风机S600，正式通过国家验收，成为风机国产化开端的里程碑，此后风电设备持续进行国产化的技术追赶，根据王恰《中国风电产业40年发展成就与展望》，“十五”末期中国已可以一定程度上国产化制造风电机组和零部件，据 CWEA 的统计，在 2004 年我国风电设备新增市场份额中，国产设备占 25%，进口产品占 75%。
2）2005-2009年：政策推动下的快速国产化阶段。2005年，发改委颁布《国家发改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%，自此国内风电进入快速国产化阶段。2007年，国产机组的市场份额首次超过进口机组；2009 年，国产机组已能够满足全国 85% 以上的市场需求。70%的比例限制于2009年废除，此后则是完全市场化导向阶段。
3）2010-2021年：该阶段风电行业迅速扩张，受到电价补贴政策影响呈现周期性，企业也经历了一轮激烈的竞争。
2009年7月发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，提出陆上风电采取分资源区标杆上网电价。此后一共经历5次下调，最后一次下调为2019年 5 月，2021年后陆上风电则是全面实现了平价上网，国家不再补贴。因此，2014年首次下调标杆上网电价后2015年引发抢装潮，补贴的最后一年2020年也出现抢装潮。抢装潮带来装机量大幅度提高，弃风率提高，消纳问题又限制装机，从而导致后续年份装机下降，风电行业在此期间呈现周期性。
国内市场在这十年间竞争越发激烈，行业集中度获得提高。根据CWEA，2010年全国整机制造企业约70~80 家，2018 年全国有新增装机记录的整机制造企业仅有22 家，而排名前5家市场份额合计达到75%。期间，维斯塔斯、西门子歌美飒等外资厂商逐渐退出中国市场；华锐风电快速崛起又在激烈竞争中倒下，中国风电产业在激烈的竞争中形成了一批具备核心竞争力的企业。
4）2021年后：风电在国补退坡下持续发展。2020年财政部发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，提出2022年新增新能源并网机组不再享受中央财政补贴。但2021年后，部分省份仍有出台相关补贴政策，例如上海曾明确近海风电奖励标准为0.1元/kWh。
综观历史，陆风的发展早于海风，我国陆风发展也已步入成熟阶段。而在海风上，我国的发展晚于海风的起源地欧洲，目前仍处于快速成长期。
欧洲的海风发展可以分为三个阶段：
1）试点运行示范阶段（1991年～2001年）：在此期间建设规模和单机容量较小，期间丹麦、荷兰、英国等国家合计建设了9个海上风电项目，其中5个项目容量低于10兆瓦；
2）商业化开发阶段（2002年～2011年）：在此期间海上风电的建设规模逐渐增大，技术创新加速，政府扶持力度加大，风电场的平均规模达到400兆瓦，累计装机规模超过了6吉瓦，海上风电进入了大功率时代，平均单机功率达到4兆瓦；
3）规模化及深远海开发阶段（2012年～2022年）：在此期间欧洲首先开始深水远海的探索，包括全球首个漂浮式海风项目Hywind Scotland 、全球首个商业化运行的漂浮式项目Hywind Tampen；同时也出现了规模化开发趋势，欧洲开发商将几个风场合并形成“超大规模风场集群”，例如欧洲第一大风电开发商Iberdrola准备将位于东英格兰总容量3.1吉瓦项目合并开发建设，形成规模化效应，降低开发总成本。
中国的海风发展也可以分为三个阶段：
1）试点运行示范阶段（2008年～2010年）：2008年，中国海洋石油集团有限公司在渤海绥中海域竖立起中国的第一台海上风电试验机组，单机容量1.5MW；2010年上海东海大桥海上风电项目装机容量为102MW，这两个项目是我国海上风电的先行试点。
2）商业化开发探索阶段（2010～2014年）：此后的十二五期间海风市场整体发展缓慢，2010年出台《海上风电开发建设管理暂行办法》，我国海上风电特许权招标正式启动，海上风电市场缓慢发展。
3）商业化开发加速阶段（2015～2021年）：2014年海风真正迎来元年，1 月，国家能源局印发《关于做好海上风电建设的通知》，海上风电标杆电价制定被列为 2014 年重点任务；6 月，国家发改委下发《关于海上风电上网电价政策的通知》规定了较高的上网电价，此后的“十三五”时期中国海风才迎来了规模化的快速发展。
4）规模化及深远海开发阶段（2022年后）：海风进入平价阶段，同时也开始向规模化和深远海化发展，目前海上风电场规模已向吉瓦级别发展，机组也逐渐大型化；深远海化也持续推进，例如浮式的“三峡引领”号、“扶摇”号项目等。
在陆风发展多年渐趋成熟的背景下，海风成为接续发展的下一个焦点。从历史来看，世界海风起源地的欧洲已经发展多年，正走向成熟。而中国的海风在2015年后才迎来较快速的发展，经过近年的发展，在进度上已经赶上欧洲地区的发展进度，正在向规模化和深远海化持续探索。
二、海风增量可观，全球激励政策频出
2.1海上风电具备较大优势，发展潜力十足
海上风电相较于陆上风电具备诸多优势。根据弗若斯特沙利文，海上风速比陆上高20%左右，因而同等发电容量下海上风机的年发电量能比陆上高70%，此外海上风电还具有单机装机容量大、环境友好等优势。
我国具备丰富的海风资源，潜在装机容量较大。根据中国气象局，我国近海离岸50km以内，4级以上的风能资源潜在开发量为2.34亿kW，3级以上的风能资源潜在开发量为3.76亿kW。
从地域分布上看，海上风电资源明显更为丰富，也更加临近经济发达地区。陆上风电资源大多集中在偏远地区，我国东北地区东部、内蒙古中东部、新疆北部和东部、甘肃西部和北部、青藏高原大部等地风能资源较好；海上风电资源临近我国的经济发达地区，且整体功率密度也更高，台湾海峡的近海风能资源最丰富，广东、北部湾、海南岛西部、福建、浙江南部等地的海风资源也较为丰富，而江苏、上海近海、杭州湾虽海风功率密度较低，但可利用面积更大。
2.2国内迈入平价阶段，各地“十四五”规划积极
2022年我国海上风电进入平价阶段，2021年因补贴退出而出现了“抢装潮”，目前政策环境持续优化。政策主要包括地方性补贴政策和各地“十四五”规划：
在国家层面，政策鼓励推动海上风电基地化、集群化。2022年3月，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，6月国家发改委等九部委联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，两项重要的国家级文件中均明确提出积极推动沿海地区海上风电集群化开发建设。重点基地集群包括了山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等五大海上风电基地集群，其中以广东、福建、浙江、江苏和山东等省作为重点建设基地。《“十四五”能源领域科技创新规划》提出集中攻关深远海域海上风电开发及超大型海上风机技术等内容。
在地方层面，中央补贴退坡后，地方补贴接力推出。目前主要有广东、山东、浙江、上海三省一市出台了海上风电补贴政策。
地方政府也针对海上风电制定了“十四五”规划，部分市级规划数额较大。根据风芒能源，“十四五”期间沿海省市海上风电规划接近200GW，其中广东潮州规划43.3GW，福建漳州规划50GW，江苏盐城规划33GW，三地的规划数额较为庞大。整体上，山东、江苏、福建、广东和海南是规划装机较为积极的地区。其中，考虑到部分市级规划并未明确时间，若是扣除市级规划，仅考虑省级“十四五”海风规划，各省海风新增装机规模约50GW，2025年累计并网容量将超过60GW。由于2021-2022年海风装机量分别为16.9、5.1GW，因此根据省级规划，2023-2025年将累计新增27.9GW装机量。
2.3海上风电仍处发展早期，高招标预示未来高景气
海风目前在全球风电装机中仅占较少的比例，而中国引领全球海风的发展。根据GWEC，2022年全球陆上风电新增装机量为68.6GW，海上风电新增装机量约为9GW，海风新增装机占比仅为11.6%；2022年中国海上风电新增装机为5.1GW，海风新增装机全球占比高达57.6%，其次为欧洲，世界其他地区海风装机比例较低。
全球海上风电装机量将持续增长。根据《海上风电回顾与展望2023》报告显示，2022年全球海上风电新增装机容量达到8.8GW，虽较2021年有所下滑，但仍实现了历史第二高位装机量，2018-2022年CAGR达到19.2%。根据GWEC的预测，全球海风市场均将持续增长，中国和欧洲将继续在全球海风新增装机中占据重要地位，2025年全球新增装机量将达到25.4GW，2030年将达到50.9GW，2023-2030年CAGR将达20.1%。
招标量是装机量的领先指标，近年国内海风招标量可观，奠定未来装机高景气度。根据金风科技公司公告，2021年海风招标量2.79GW，2022年14.7GW，2023年上半年5.8GW，从历史数据看，招标量一般提前装机量约2年时间，2019年的高招标量在2021年装机量上体现，因此我们预计2022年较高的海风招标量将带来2024年14.7GW左右装机量的释放。
23年上半年招标量较低，但近期出现较多大规模竞配，高景气度仍在延续。23年上半年招标量同比大幅下降，主要原因是航道等因素所致的项目审批速度放缓。但广东省于5月开启共计23GW的海风竞配，其中省管区域7GW，国管区域16GW，福建省于6月开启共计2GW的海风竞配；2023年8月国家电投也发布了2023年海上风电竞配，机组采购容量共计16GW，其中，福建、广东、海南区域采购容量4.15GW；广西区域采购容量3.75GW；江苏、上海、浙江区域采购容量3.75GW；东北、河北、山东区域采购容量4.35GW。
2.4多国海风规划陆续推出，政策驱动全球海风增长
2.4.1欧洲地区
2022年，欧洲地区共有六个国家实现了海上风电项目并网，规模共计2.5GW。其中英国新增装机规模达1.18GW，是欧洲最大的海风市场;其余国家还包括法国、荷兰、德国等。
（1）英国
英国政策规划规模较大，海风具备明显经济性。根据2022年的《英国能源安全战略》，到2030年英国海上风电的发展目标将从之前的40GW提高到50GW（漂浮式风电的装机规模目标提高到5GW）。2022年英国开展了第四轮海上风电项目差价合约(CfD)竞拍，合计规模7GW。此轮拍卖的海上风电项目上网电价为37.35英镑/MWh，较上一轮降低约165-365英镑/ MWh，低于陆上风电42.47英镑/兆瓦时和光伏45.99英镑/兆瓦时的上网电价水平，成为所有参加拍卖的可再生项目中上网电价最低的类型，凸显出了欧洲海上风电的经济性优势。
英国用海政策明确也有助于英国海上风电发展。英国海上风电规划专属经济区海域，目前已实现对领海外专属经济区风电资源大规模开发。已中标用海权、待申请开发的29个储备项目中有25个位于专属经济区，装机容量合计33GW，占全部此类装机容量(36GW)的92%。
（2）德国
德国远期海风目标较高，目前存在干扰因素影响。德国2022年的《海上风电法案》(WindSeeG)修正案获得欧盟批准，此版修正案中将德国2030年海上风电装机规模目标由20GW提高到30GW，2035年和2040年目标分别设定和提高到40GW和70GW。然而，德国海上风电受项目审批缓慢、劳动力短缺和供应链中断等因素影响，产业扩张速度较为缓慢。2022年，德国海风装机量仅342MW（2022年累计装机容量约8.1GW）。
（3）荷兰
荷兰海上风电开发建设速度较快。荷兰的《可持续增长能源协议》设定了2023年海上风电装机容量达到4.5GW的目标，2023-2030年将再增加7GW，2030年总装机容量将达到11.5GW。同时，2022年荷兰制定海上风能长期增长计划，计划到2040年海上风电规模达到50GW，到2050年达到70GW。
（4）其他国家
欧盟其他国家正不断提高海风规划目标。北欧四国(德国、丹麦、比利时和荷兰)于2022年5月签署《埃斯比约宣言》，承诺2030年海风累计装机达65GW，到2050年累计装机150GW，共同建设“欧洲绿色发电站”。2022年8月30日，欧洲8国在能源峰会上签署“马林堡宣言”同意加强能源安全和海上风电合作，计划在2030年将波罗的海地区海上风电装机容量提升至19.6GW。
2.4.2其他新兴市场
美国海上风电的开发潜力巨大，但装机规模目前仍较为落后。美国是美洲地区唯一拥有海上风电的市场，但2022年未有新增装机容量。2022年2月，美国能源部发布《海上风能战略》，规划到2030年、2050年海上风电累计装机规模将达30GW、110GW。2022年8月，美国政府通过《2022年通胀削减法案》，法案恢复此前对海风的30%税收减免。同时，在州级也有路易斯安那州5GW海风目标、加州和俄勒冈州各3GW浮动海风，州级海风开发目标近50GW。
越南拥有丰富的海风资源，海风规划也较为积极。拥有超过3000公里的海岸线，其海上风电可开发资源达到475GW。越南的第八个电力发展计划(PDP8)明确规划到2030年后将不再新建燃煤发电项目，到2050年可再生能源将占全国全部发电量的70%左右。按照此计划，到2030年，越南海上风电装机规模可达到6GW，到2050年至少达到70GW。
巴西同样拥有丰富的海风资源，已有大量项目进行环评申请。根据世界银行，巴西海风具有1200GW的安装潜力，2022年初No 10.946/2022法案公布，确立了巴西海风的指导方针，为海风的海床评估提供框架；此外法案PL 576/2021优化了监管环境，创建了海上风电场拍卖权的监管框架。2022年末，巴西已有170GW海风项目向IBAMA进行项目申请。
日本海上风电近年正在加速发展。2019年起，日本为加速海上风电的发展采取了更为积极的措施。根据2020年通过的《海上风电产业愿景》，日本规划到2030年海上风电实现累计装机10GW、到2040年实现累计装机30-45GW。同时，日本政府也在优化海风政策环境，包括简化海上风电的监管框架，公布11个海上风电开发海域，修订《港湾法》等。截止2022年底，日本海上风电装机规模已达到136MW，处于环评及审核阶段的项目约15GW，后续日本海风或将迎来较大发展。
三、海风成本持续下降，近年经济性持续改善
海上风电机组的成本由建设成本、运维成本和拆除成本构成，其中建设成本为主要成本项。根据CWEA，2009年我国第一个近海项目--上海东海大桥风电场一期102MW，该项目造价超过2.3万元/kw，2020年底，60%的海上风电分布在江苏，江苏省海上风电造价下降至约1.5万元/kw，成本下降趋势明显。根据杜剑强等《海上风电建设成本趋势分析及石化行业投资建议》，2020-2022年海上风电平均建设成本发生了较大的变化，其后由于2020-2021年我国海上风电进入抢装潮，短期建设成本大幅上涨，2020年我国海上风电平均建设成本约为16550元/kw（粤闽地区相对更高），抢装潮后由于供需形势改善和风电制造技术突破，海上风电建设成本下降至12400元/kw左右。
运维成本中，根据金长营《海上风电项目全寿命周期的成本构成及其敏感性分析》，闽粤地区近海海风项目年均运维成本约150元/kw，高于陆上风机的30元/kw，主要受到海上交通限制。
风机价格的下降是近年海风建设成本下降的主要原因，未来其余环节均有一定的降本空间。风机价格在抢装潮前后存在较大差异，机组大型化是其中一部分原因；此外，风机基础受到钢材价格影响、海缆受到铜价格影响，且风机基础、安装施工均能够受益机组大型化，吊装周期也从2010-2015年约2年降低至2020年的不到18个月，我们预计未来海上风电成本仍有较大下降空间。
海风成本的主要构成项之一的风机价格在抢装潮后基本保持稳定。目前海上风机的主要供应商包括明阳智能、电气风电、远景能源、金风科技、运达股份等，明阳智能在2022年和2023H1的风机中标均价分别为3842元/kw、4001元/kw，远景能源分别为3912元/kw、3767元/kw，金风科技分别为4132元/kw、3701元/kw，中标价格在近年保持相对稳定态势。
全球海风建设成本、度电成本均明显下行。根据IRENA，2010-2021年全球海风总安装成本从4876美元/kw降至2858美元/kw，下降41%；全球海上风电项目全球加权平均LCOE从0.188美元/kWh下降到0.075美元/kWh，下降60%，安装成本和LCOE下降主要原因为技术进步、产业逐渐趋于成熟、政策激励等因素。未来根据BNEF的预测，2025 年有望相较于2020年下降30%至0.058美元/kWh，根据IEA的预测，2050年有望降低至0.025～0.04美元/kwh水平。
中国建设成本、度电成本经历了大幅度下降。分地区来看，2010-2021年中国海风加权平均建设成本从4638美元/kW降至2857美元/kW,下降38%，其他国家中比利时、荷兰、英国的下降幅度同样较大，不同国家间项目和政策差异较大，部分成本差异由是否承担输电线路建设导致，例如中国、丹麦和荷兰开发商不承担该费用。2010-2021年中国海风平均度电成本从0.178美元/kWh降至0.079美元/kWh，下降56%，其他国家中，2021年丹麦的LCOE为0.041美元/kWh，为全球最低，2010-2021年下降幅度为62%，英国LCOE次之，为0.054美元/kWh，2010-2021年下降幅度为74%。
四、大型化降低成本，深远海化是未来趋势
4.1 机组大型化趋势明显
近年来，风机大型化趋势明显，中国大型化水平正在逐渐向欧洲追赶。根据IRENA，2000年以来全球海上风机的单机容量、风轮直径持续增加，同时风机场的容量也越来越大。中国2010-2021年风机单机容量从2.8MW上升至6.7MW，2015-2021年风轮直径从130m上升至163m；欧洲2010-2021年风机单机容量从3.1MW上升至8.5MW，2010-2021年风轮直径从112m上升至159m。目前欧洲单机容量总体上仍高于我国，近年我国机组研发能力不断提升，大容量机组与国际水平差距缩小。
大型化能够降低海上风电LCOE。主要通过规模经济的方式实现，安装成本和运维成本均能有所降低。在安装成本方面，根据Rystad Energy估计，为1GW海上风电场安装14MW风机将比安装10MW风机节约1亿美元成本；在运维成本方面，运维成本占项目全周期总成本约25-30%，大型设备意味着更少部件、船只和技术人员，将有助于降低运维成本。
目前中国累计装机中小型机组占比较高。截至2022年，国内海上风电机组单机容量仍集中在4MW～8MW之间，其中7.0MW至8.0MW(不含8.0MW)海上风电机组累计装机容量占全部海上累计装机容量的7.9%；10MW及以上累计装机容量占全部海上累计装机容量的2.7%。
中国新增装机中大型化趋势明显。2022年新增吊装的海上风电机型中，主流风机正逐步由6MW级迈向8MW级及以上，单机容量在8MW至9MW(不含9MW)风电机组新增装机容量占比最高，达到43.9%；2021年占比最大的6.0MW至70MW(不含70MW)风电机组新增装机容量占降至20.5%。2022年，新增吊装最大单机容量也由2021年的10MW提升至11MW。
中国和欧洲两地近年都在风机技术路线上发生了较大变化。2016年欧洲海风永磁直驱占比较高，2021年则主要由永磁直驱和中速永磁构成；2016年中国双馈电机占比较高，2021年则应用了更加多样化的风机技术，包括高速永磁、双馈电机、永磁直驱、中速永磁等。从技术进步路径上看，我们预计中速永磁将占据更高份额。
目前我国已经形成具有自主知识产权的大兆瓦级风电机组的研发能力，正快速进行技术追赶。
中国：随着自身技术研发、示范以及商业推广的开展，我国海上风机与世界先进水平的差距正在进一步缩小，在2022年末，我国海上风电单机容量突破全球平均水平。2019年国内下线的最大海风机组为东方电气的10MW机组，时隔三年，国内大型化进程快速推进，2022年末至2023年初，单机容量为16MW和18MW风电机组分别下线。其中，2022年11月，金风科技与三峡集团合作研发的16MW海上风电机组在福建三峡海上风电国际产业园成功下线;2023年1月，中国海装自主研制的H260-18MW海上风电机组研制成功，单机功率最大、风轮直径最大的全球纪录，再次被刷新；2023年6月，中国中车自主研制的20MW半直驱永磁风力发电机成功下线。
全球：2018年，三菱重工-维斯塔斯发布全球风电史上首个10MW风电机组，标志着风电行业由此迈入10MW时代。随后，各大风机制造商陆续推出大兆瓦级机组。其中，GE可再生能源推出HaliadeX直驱风电机组，该系列风电机组有12MW、13MW及14MW三种功率。西门子歌美飒在2020年发布了SG14-222型直驱风电机组，最大功率可达15MW，将于2024年投入商业运营。2021年维斯塔斯推出V236-15MW风电机组，计划于2024年实现批量生产，未来功率可以提升到17MW。
海上风电机型的大型化，也给运输、安装以及运维带来了新的挑战。机舱和叶片等部件会变得越来越大，海上风电项目会离岸越来越远，海水深度也在逐步增大，这对港口、船只、设备都提出了新的要求。同时，安装船依然处于供不应求的状态，除了投资建造新的安装船之外，不同开发企业之间共享安装船也成为缓解安装船瓶颈的一个方法。
碳纤维具有明显的性能优势，适配大型化下的海风发展。根据国际风力发电网《碳纤维在风电叶片中的应用进展》，碳纤维在叶片中的主要应用部位为主梁，与同级别的高模玻纤主梁叶片相比，采用碳纤维主梁设计的叶片可以减重20-30%。以122m长叶片为例，叶片重量减轻可以大幅降低自重载荷，从而减少轮毂、机舱、塔架、桩基等结构件15%-20%重量，降低10%以上整体成本。
叶片长度增加或将带来碳纤维渗透率的提高。根据Sandia国家实验室数据，叶片长度大于70m时，碳纤维的渗透率达到55%，随着长度发展到更高级别，碳纤维的渗透率将进一步提升。当前我国大部分主流风机叶片长度为100米左右，2022年我国拥有100%自主知识产权、全球最长123米的风电叶片完成测试并投入安装使用。
碳纤维拉挤技术将逐步在国内实现技术突破，成本将是应用过程中的关键因素。根据牟书香等《碳纤维在风电叶片中的应用进展》，维斯塔斯曾对挤拉板主梁技术申请20年全球性专利保护，该保护于2022年7月19日到期，因此国内该技术尚处于早期阶段。然而碳纤维价格昂贵，2022年碳纤维头部供应商卓尔泰克的价格约为13美元/kg，整体成本偏高，目前大多数企业仍使用传统玻璃纤维制造叶片。
大型化下主轴承生产具有难度，国产技术研发持续进行中。难度在于：1）大兆瓦主轴承轴外圈直径一般超过2米，与铸件情况类似，超出了大部分市场上的主轴承机床的装载能力;2）主流供应商集中于SKF和FAG两家，产能紧张;3）国内主轴承供应商短期无法具备此类轴承的设计和加工能力。尤其是在直驱机型的TRB方面，目前6MW以上的海上风电直驱机型的主轴轴承的外径已突破4米，全球范围内的产品供应商较少，国内市场主要依赖海外品牌。目前国内正在持续技术突破，2022年7月，新强联“12兆瓦海上抗台风型风力发电机组主轴轴承”下线；2023年6月；洛轴16MW超大容量海上风电机组已实现装机，2023年8月，轴研科技国产首台18MW海上风电主轴轴承下线。
4.2 深远海化是未来趋势，漂浮式海风进入产业化初期
2018年前以陆上风电为主，近年开始向海上风电发展。根据GWEC，2022年全球陆上风电新增装机量68.6GW，海上风电新增装机量8.8GW，海上风电在2018年前发展较慢，2018年前在新增装机中占比均不足10%，2020-2022年占比分别为7.2%、22.5%、11.6%，GWEC预测2023年后海上风电占比将持续提高，2026年占比将达到21.5%。
漂浮式海风依赖系泊链固定。海上风电按照离岸距离可分为固定式海上风电和漂浮式海上风电，固定式海上风电大多安装于大陆架所在的浅水区，海上风电安装于深远海区域，并无固定支架，主要可分为驳船式、张力腿式、半潜式、立柱式几类，其中半潜式为主，该类漂浮海风安装并未直接固定于海底，常使用系泊链进行位置固定。
海上风电具备优势，漂浮式海风是未来趋势。根据弗若斯特沙利文，海上风速比陆上高20%左右，因而同等发电容量下海上风机的年发电量能比陆上高70%。若陆上风机的年发电利用小时数是1000小时，则海上风机就能达到1500小时，此外海上风电还具有单机装机容量大、环境友好等优势。根据GWEC，世界上80%海风资源位于水深超过60米的区域，且部分成熟市场已无固定在海床底部的安装空间，因此适应深远海的漂浮式海风或将成为必然趋势，有望快速发展。
漂浮式海风体量尚小，中远期看其具备较大发展潜力。根据GWEC，2022年漂浮式海风装机量为66.4MW，包括挪威Hywind Tampen项目（60.2MW）和中国扶摇项目（6.2MW）。漂浮式海风发展过程可分为2009-2020年示范试验阶段、2021-2025年初步商业化阶段、2026年后成熟商业化阶段，目前正处于大规模商业化前夕，根据GWEC预测，2026年全球新增装机量将达到约0.8GW，2030年将达4.3GW，未来市场空间有望迅速打开。
全球漂浮式海风欧洲引领，中国示范项目持续推进。根据CWEA，截至2023年5月，全球漂浮式海风机组的累计投运容量在20.6万千瓦左右，累计投运数量约36台。其中，有7台样机在完成测试工作后被拆除。投运的小批量或商业化项目共4个，总容量在15.9万千瓦左右。目前中国除已并网两个项目外，仍有海装扶摇号、龙源莆田南日岛海上风电项目、明阳阳江青洲四海上风电项目、中电建万宁漂浮式海上风电实验项目在持续推进中。
研究和示范阶段为主，多国政策助推漂浮式海风发展。根据CWEA，2022年漂浮式海上风电装机容量排名前五的市场分别为英国、葡萄牙、日本、挪威、法国；2030年时，南非、中国、澳大利亚、日本、美国、俄罗斯和加拿大等都具备较大的漂浮式海风发展潜力。近年，多国均已出台漂浮式海风相关支持政策，大多处于研究或示范阶段。
漂浮式海风2009年欧洲第一台漂浮式海风以来，经历了成本的快速下降，经济性驱动之下有望装机量迅速提高。
1）国际：根据BENF和Equinor披露的数据计算，2009年建造的第一部浮式风机hywind demo（2.63MW）造价约为3.1万美元/kw，2017年建设的hywind scotland（30MW）浮式风机造价约为0.88万美元/kw，实现成本下降70%以上，最新的hywind Tampen（88MW）造价约为0.62万美元/kw，成本再度下降29%，近年成本已实现了快速下降，正处于0-1的关键阶段。
2）国内：根据CWEA和中国电建，国内下线的两台样机造价在38000-40000 元/kw之间，万宁漂浮式海上风电100 万千瓦试验项目一期将降本至25000元/kw，未来将达到20000元/kw以下。
3）未来降本空间：根据DNV的预测，固定式海上风电降本空间较小，浮式风电将在近十年实现成本快速下降，到2050年LCOE将下降近80%。
漂浮式海风成本中约19%来自系泊系统，10%来自系泊链。根据《中英合作加速中国漂浮式风电发展》，中国漂浮式风电成本3.5万元/kw中，成本占比最大的部分为浮体、系泊系统、风机，成本占比分别为31%、19%、14%，即系泊系统成本约为0.67万元/kw。系泊系统中锚链成本占比较高，根据中标公告，国内“海装扶摇号”和“海油观澜号”锚链价格分别为3706元/kw和3584元/kw，对应在漂浮式风电成本中占比约10%。
海缆是海上风电中技术难度较高的环节。根据中天海缆招股书，海缆需要专用敷缆船和敷缆设备将海缆敷设于水底，敷设过程中需要承受较大的机械应力，运行过程中还需要承受较大的水压和水流作用；海缆需要具有良好的阻水和机械性能，需要拥有防腐蚀、防海洋生物的能力；海缆需要尽量实现大长度连续生产；海缆单位长度体积和质量较大，需要专用的船舶进行运输。
目前海上风电场内使用的海缆可以分为阵列海缆以及送出海缆。当前海上风电项目用海缆主要包括风力发电机连接用海缆(阵列海缆，也称集电海缆)及风机并网使用的海缆(送出海缆，也称主海缆)，目前以35kV阵列海缆+220kV送出海缆组合为主。
在深远海趋势下，阵列缆和送出缆电压等级提高可促进海风经济性的提高。
（1）在阵列缆方面，35kV交流集电方案是海上风电的常规选择，由于35kV海缆热极限和通流能力的限制，单机容量的增大使得单根阵列海缆上可连接的风机数目随之减少，仍采用35kV交流集电方案将使得电缆投资及相应工程费用和难度随之增大。以35kV、400mm2截面的电缆为例，考虑其热极限及通流限制，通常允许传输的最大有功功率约为27MW，即最多可以连接4台6MW风电机组，或3台8MW风电机组。而同样截面的66kV海缆允许传输的有效功率为50MW，可以连接8台6MW机组和6台8MW机组。66kV集电系统电缆数目减少，电缆投资和相应的电缆铺设工程费用下降。
（2）在送出缆方面，出于经济性考虑，部分海风项目考虑使用330kV或500kV的高压交流海缆进行电力送出。目前主流的送出海缆电压等级为220kV，一般采用单回三芯结构，输电能力18~35万千瓦;随着单个风电场规模的增加，可以使用更高电压等级的交流送出海缆。以1GW海风项目为例，如果使用220kV、3×1000mm2的送出海缆，单根三芯220kV海缆容量为280~300MW，则1GW海风项目需采用至少4回路;如果使用500kV、单芯1800mm2的送出海缆，1GW海风项目采用1回路即可。
远海化之下，柔性直流有望成为主流趋势。交流输电方式多适用于海上风电小规模、近距离输送，但是长距离之下输送电缆的电容效率明显，且无功电压补偿控制难度较大。而柔性直流的优点包括长距离输送容量更大、输电线路数量更少、海域资源占用较少、汇集输送具备灵活和可扩展性。因此，大规模、远距离输送的海上风电项目，更适用使用柔性直流输电方式。经济性角度，根据《海上风电场输电方式研究》测算，以1GW、输送距离60km的海风项目为例，使用交流输送方案的工程造价为38.3亿元，同等条件下直流输送方案的工程造价为40.4亿元，交流方案性价比更高;当输送距离提升到100km时，交流方案的工程造价提升至62.1亿元，而直流方案的工程造价则提升较少，仅提升至48.8亿元，相比交流方案可节省21.4%的成本。
从我国建设柔直送出工程的经验来看，2019年7月国内启动多个海上风电柔性直流输电项目，包括如东海上风电柔性直流输电示范项目(包括如东H6、如东H8、如东H10项目，合计1.1GW，中国首个海上风电柔性直流送出项目)、射阳海上风电场柔性直流输电项目。目前如东项目已并网装机，据中天科技2019年9月公告，公司成功中标三峡新能源江苏如东800MW(H6、H10)海上风电项目直流电缆采购及敷设项目，为该项目提供±400kV直流海缆/陆缆、附件及施工，中标金额为15.11亿元。根据如东H6项目环评报告，该项目使用的是单回单芯2000mm2、电压等级±400kV、电流1375A、容量1100MVA的直流海缆，单根总长98km，折算后单价约1542万元/km。此外，广东阳江青洲五、青洲七项目拟采用柔性直流输电技术，采用单回±500kV直流海缆输送到陆上集控中心。
4.3海上风电场集群化开发，配套建设海风装备产业园
中国海风具有明显的集群化开发特征。《“十四五”可再生能源发展规划》提出：加快推动海上风电集群化开发，推动山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，推动一批百万千瓦级的重点项目集中连片开发。
五大海上风电基地周边已规划建设多个海上风电装备产业园。海上基地及配套产业园集中建设有助于降低海上风电成本，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、塔筒、海缆等关键配套，沿岸港口和周边造修船场则可提供海风资源相关必要服务。
五、产业链受益于大型化和深远海化，多环节价值量将提高
由于海上风电具备大型化和深远海化趋势，产业链多环节有望受益。风电产业链主要包括风机、塔筒/桩基/导管架、叶片、轴承、电缆、齿轮箱、铸件、主轴等，大型化将带来部分环节的价值量提升，而深远海化将带来技术变革和价值量增加。
（1）塔筒/桩基/导管架：该类产品是海上风电的支撑基础，海上风电常使用桩基和导管架。桩基的上端与塔筒链接，下端深入数十米深的海床地基中；导管架是一种组合式支撑基础，由上部钢制桁架与下部多桩组配而成，上端与风电塔筒相连、下端嵌入海床地基中。一般来说桩基成本更低，但导管架的强度更高，适用于大型风机，该两者均适用于浅海，而在深海区域则适合使用漂浮式基础。风机大型化带来了支撑基础的大型化，近年趋势明显，同时价值量也因此持续提高，随着深远海化持续推进，价值量更高的桩基、导管架等也将获得更多应用。
大型化趋势下塔筒和装机价值量有望提高，深远海化下也将切换至更高价值量的支撑基础。根据海力风电招股说明书，其在2019-2021H1期间塔筒单机容量从2.44MW持续提升至4.36MW，对应的单价从65.6万元/MW提升至73.7万元/MW；桩基的单机容量从3.29MW持续提升至4.46MW，对应的单价从133.2万元/MW提升至188.4万元/MW。
（2）叶片：叶片增大是配合风机大型化的必要路径，材料革新持续进行中。叶片主要材料包括玻纤/碳纤维、树脂、芯材，目前国内陆上风电叶片以玻纤为主，但海上超长叶片中碳纤维已经成为叶片技术迭代的必选材料，碳纤维具备高强度和低密度的优势，在生产中碳纤维一般应用于叶片主梁，主梁占比叶片总重量1/3左右。目前，碳纤维的技术仍在持续进步中，产能和价格条件也在逐渐优化。
（3）轴承：大兆瓦轴承亟需技术探索和规模化生产，国产替代需求较强。一套风力发电机组的核心轴承含有偏航轴承1套，变桨轴承3套，主轴轴承1套，此外根据不同的风机技术路线 （如双馈式风机）还可能需要搭配齿轮箱轴承等。目前小兆瓦的偏航、变桨和主轴轴承已国产化，尽管我国已能够研发大兆瓦主轴轴承，但在产业规模上仍较为落后，大兆瓦的轴承仍依赖进口，SKF、FAG、NTN等全球龙头在我国大兆瓦、主轴轴承市场占优势，我国的高端轴承在材料和工艺等方面与日本、欧美还存在较大差距。
（4）海缆：深远海化下海缆电压等级提升、输电距离增加，价值增量明显。阵列缆存在由35kV 向 66kV 产品过渡趋势；送出主缆存在由220 kV向330&500 kV的产品过渡趋势。35kV海缆造价在60万元/km到150万元/km，220kV海缆造价在450万元/km到600万元/km，而2022年中标的青州一、青州二项目采用了66kV和500kV方案，该项目离岸距离为约50-55km，其500kV送出缆中标金额17亿元，对应单价为1417万元/km，阵列缆A标段中标金额为3.0亿元，另一标段中标金额约2.7亿元，合计对应单价为342万元/km，价值量提升明显。
长距离输电需柔性直流技术，漂浮式风电需动态海缆技术，新技术迭代推动价值量增加。柔性直流输电技术更加适用于远距离的海上风电输送电能，其具备多项优势，在长距离输电中的输送容量更大、汇集输送时灵活程度高、输电线路数量更少、能量损耗低等优点；漂浮式风电需要应用动态海缆，当前浮式风电平台以及动态缆都是基于油气行业研发经验进行开发，仍需持续进行技术研发，目前正处于示范应用阶段，2012年实现技术突破，动态缆产业化，2019年完成中国首个深水动态缆项目，2021年三峡阳江、中海油文昌浮式风电动态缆项目投入使用。
5.1东方电缆：海缆领域龙头公司，盈利能力强劲
公司拥有成熟的电缆解决方案，在海缆领域已拥有具备较强竞争力的多种产品。公司拥有陆缆系统、海缆系统、海洋工程三大产品领域，提供深远海脐带缆和动态缆系统、超高压电缆和海缆系统、智能配网电缆和工程线缆系统、海陆工程服务和运维系统四大解决方案，兼具设计研发、生产制造、安装敷设及运维服务能力。（1）超高压电缆和海缆系统领域：公司具备了500kV交流海陆缆系统、±535kV直流海陆缆系统等高端能源装备的设计、制造及工程服务能力，各项技术达到国际领先水平。（2）动态缆领域：公司在浮式海风动态缆系统领域形成了定制化设计、生产、测试、集成、敷设、运维的全寿命整体解决方案，实现多项“卡脖子”技术的成果转化并实现产业化应用。
海缆凭借较高壁垒获得较强盈利能力，近年业绩表现优秀。2023H1海缆系统收入占主营收入比重为44.9%，占比较高；2021-2023H1海缆收入分别为32.7、22.4、16.6亿元，毛利率分别为43.9%、43.3%、51.1%，海缆系统的单价较高，以2022年为例，公司海缆系统单价为325.3万元/公里，凭较高的壁垒而获得了较强的盈利能力。整体业绩上，2021-2023H1公司营业收入分别为79.3、70.1、36.9亿元，同比增长57.0%、-11.6%、-4.4%，归母净利润11.9、8.4、6.2亿元，同比增长34.0%、-29.1%、18.1%。
公司目前拥有充足的在手订单，新增订单获取能力也较强。截至2023年7月底，公司在手订单约80.01亿元，其中海缆系统39.16亿元（220kv及以上占比42%，脐带缆约占28%），上半年累计中标海缆订单约14亿元。
5.2亚星锚链：锚链领域全球龙头，浮式海风注入发展新动能
公司是锚链领域龙头企业，具备显著技术优势，是国内浮式海风先行者。专业化从事船用锚链、海洋系泊链和矿用链及其附件生产的企业，目前产品主要应用在船舶、海洋工程、漂浮式海上风力发电、煤矿开采等四大领域，2023年公司船用锚链和系泊链占全球市场60%以上，是全球领先的锚链龙头企业。目前系泊链产品主要包括R3、R3S、R4、R4s、R5、R6多个级别，R6级别系泊链世界仅有少量厂家能够生产，公司具备显著技术优势。公司在浮式海风领域是国内先行者，现已中标国内“海装扶摇号”和“海油观澜号”等项目的锚链。
公司多年来营收表现稳健，身处行业景气周期，近三年来营收持续提高。2020-2023H1营收分别为11.09、13.20、15.16、10.13亿元，同比增长-14%、19%、15%、53%；2020-2023H1年分别实现归母净利润0.87、1.21、1.49、1.10亿元，分别同比增长-3%、39%、23%、88%。近三年公司受益于船舶、海工行业周期向上，实现了量利齐升。随景气周期的进一步体现，2023年H1公司业绩仍在持续提高，未来公司营收和利润规模有望再创新高。
5.3海力风电：重点发展海上风电支撑基础，生产基地布局积极
公司主要产品为风电塔筒、桩基、导管架及升压站等。目前产品涵盖8MW及以下普通规格产品和10MW以上大功率等级产品。同时，公司也在持续开拓新能源开发和风电场施工、运维领域。
公司海上风电业务占比较高，业绩受海风行业波动而呈现明显变化。公司塔筒既有陆上风电也有海上风电，而桩基只用于海上风电，根据招股书，2020年公司海上风电业务收入约35.6亿元，占营业收入比重为90.6%，公司重点发展海上风电业务，其收入占比较高。2021-2023H1公司营业收入分别为54.6、16.3、10.4亿元，同比增长38.9%、-70.1%、59.7%，归母净利润为11.1、2.1、1.3亿元，同比增长80.8%、-81.6%、-29.1%，分业务看风电塔筒和桩基业务在2021年抢装潮后均经历较大幅度下降，毛利率也有所受损，整体业绩受行业波动影响较大，我们认为未来随海上风电行业景气度提升公司将有望充分受益。
公司正积极布局新生产基地，具备自建码头优势。根据2023年半年报，公司规划新增南通小洋口基地、启东吕四港基地、盐城滨海基地、山东东营基地、山东乳山基地、海南洋浦基地等，各基地均在稳步推进中。塔筒桩基等产品呈现体积大、重量大的特点，运输成本占比高，公司沿海地区基地布局有助于降低运输成本，部分基地也拥有自建码头，提高了公司的产品竞争力。
5.4泰胜风能：风电塔架领域先行者，战略布局陆上和两海市场
公司是风电塔架领先企业之一，具备丰富完善的产品布局。公司是全国最早专业生产风电塔架的公司之一，在全国风电塔架制造业中处于领先地位，同时也有开拓海外业务。公司的主要产品为自主品牌的风电塔架（包括陆上风电塔架、海上风电塔架）、海上风电导管架、海上风电管桩、海上升压站平台等。
产能持续扩张，在手订单充足。根据投资者关系调研纪要，公司2023年4月各基地产能合计63万吨，另有25万吨江苏扬州产能和3万吨新疆若羌产能在2023年年中投产，其中根据2023年公司半年报，江苏扬州基地已建成投产，该基地将专攻对外出口。此外，公司也计划打造南方基地，南方基地计划主要侧重广东、广西、福建等地区的管桩、导管架、升压站平台、深远海钢结构件等海上风电产品。目前公司在手订单充裕，海外订单以陆上风电塔筒为主，截止2023年6月底，公司在执行及待执行订单共计48.47亿元，其中陆上风电类订单37.80亿元，海上风电类订单10.16亿元；国内订单34.72亿元，海外订单13.74亿元。
公司业绩表现稳健，海上风电蓄势待发。2020-2023H1营收分别为36.0、38.5、31.3、16.7亿元，同比增长62.4%、6.9%、-18.8%、30.6%；2020-2023H1年分别实现归母净利润3.5、2.6、2.8、1.2亿元，分别同比增长127%、-26%、6%、18%。2023H1公司塔筒收入占营业收入比重为19.3%，21年受益于抢装潮实现了较高收入，22年后业绩相对平淡，23年上半年由于塔筒出货占比较高和海风规模效应差的原因而盈利能力稍有下滑。
5.5新强联：轴承国产化替代先行者，研发量产大兆瓦轴承
公司已实现部分风电产品的国产化替代，大功率风机轴承产品也取得重要进展。公司布局风电轴承、盾构机轴承、海工装备轴承、工程机械轴承等领域。风电方面，公司产品涵盖主轴轴承、偏航轴承、变桨轴承以及机组零部件等风电机组器件。公司研制的1.5-16MW变桨和偏航轴承、大功率风电偏航变桨轴承实现进口替代；2-5MW三排圆柱滚子主轴轴承、3-6.25MW无软带双列圆锥滚子主轴轴承并实现量产；3-13MW单列圆锥滚子轴承并实现量产；公司研制生产12MW海上抗台风型主轴轴承，攻克国内大功率风力发电机组轴承技术难题并成功装机；公司研发调心滚子轴承并小批量生产。
风电类产品占比较高，收入规模近年较为稳定。2023H1风电类产品收入占主营收入比重为65.4%，占比较高；2021-2023H1风电类产品收入分别为21.3、19.9、7.9亿元，毛利率分别为31.6%、28.8%、25.1%，收入规模较为稳定，毛利率略有下滑。整体业绩上，2021-2023H1公司营业收入分别为24.8、26.5、12.1亿元，同比增长20.0%、7.1%、-3.8%，归母净利润5.1、3.2、1.0亿元，同比增长21.1%、-38.5%、-58.5%。
5.6中材科技：叶片领域龙头公司，碳纤维叶片开发持续突破
叶片领域龙头企业，收购中复连众增强生产能力。公司的子公司中材叶片以技术创新为先导，拥有完全独立自主设计研发能力，为客户提供定制化的风电叶片设计和技术服务，目前拥有37-123米叶片成功设计开发经验，全系列百余款产品，适用于高低温、高海拔、低风速、沿海、海上等不同运行环境，可匹配1.0MW至15MW+平台；2023年上半年收购中复连众100%股权。收购完成后，中材叶片共拥有江苏阜宁、江西萍乡、江苏连云港等15个生产基地，产品覆盖中国、澳大利亚、巴基斯坦、智利、巴西等39个国家及地区，成为国内风电叶片行业绝对龙头企业。
碳纤维产品正在完成国产化开发，大型化技术持续突破。2023年上半年完成国产碳纤维拉挤产品的开发及应用，百米级柔性风电叶片核心技术攻关取得阶段性进展；建成SI110.5、SI122m等5条叶片示范生产线，SI122产品通过静力测试，顺利通过首套验收；中复连众123米全球最长风电叶片完成吊装。
公司业绩平稳增长，叶片业务销量可观。2021-2023H1公司营业收入分别为203.0、221.1、123.8亿元，同比增长8.5%、8.9%、24.8%，归母净利润33.7、35.1、13.9亿元，同比增长64.4%、4.1%、-25.6%。其中叶片业务在2023H1收入为43.0亿元，占比为34.7%，近年销量有较大幅度提升，2018年销量仅为5.6GW，2022和2023H1销量分别达到14.4GW和9.6GW。
六、风险因素
海上风电装机不及预期：海上风电发展涉及较多行政审批，受到政策影响较强，若政策支持力度下降，则海上风电装机量将不及预期。
海外扩张不及预期风险：除中国市场外，仍有其他亚洲国家、欧洲、美洲等多地区和国家有风电需求，若海外市场出现国际贸易保护现象，则产业链相关公司的海外拓展将遭遇困难，业绩将不及预期。
新技术应用不及预期风险：海上风电正面临大型化和深远海化等趋势，产业链面临一定程度上的技术革新，若产业链各环节新技术降本困难，创新较慢，则可能出现新技术应用不及预期的情况。
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