风电叶片深度：提价逻辑顺畅，看好行业量利齐升

风电叶片在风机发电中承担捕获风能并将其转换为机械能的关键作用。从风机成本结构来看，叶片是风机零部件产品中价值量最高的产品，在风机成本中占比约20-30%。在2025年风电装机需求大幅增长的背景下，预计叶片环节将呈现供需紧平衡、结构性短缺的状态，我们认为叶片环节有望受益于良好的供需关系、相对稳定的行业格局以及原材料成本上升带来的提价逻辑，从而实现价格及盈利的修复。 行业供需紧平衡，短期叶片供给弹性较小。需求端，我们预计2025年国内风电需求115GW，同比+32%；供给端，根据GWEC统计，截至2024年，国内叶片产能约117GW，且由于叶片环节具备资本密集型、劳动密集型的特点，新增产能建设周期在一年左右，短期供给弹性较小，预计2025年国内叶片环节整体将呈现紧平衡的状态。 风电大型化趋势明显，大叶片结构性短缺驱动提价。受行业降本驱动，下游整机环节大型化趋势持续加速，据CWEA披露，2024年国内8MW及以上的大兆瓦风机吊装占比达15.7%，同比提升7pct，结合2024年行业招标情况及整机企业在手订单结构，预计2025年国内8MW及以上风机吊装占比将达到30%以上。8MW及以上的大风机叶片长度在百米以上，厂房大小及扩产周期限制下出现结构性短缺，头部企业大叶片产能稀缺性凸显。复盘2020年国内风电抢装历史，头部叶片企业中材叶片受益于供给紧缺净利率同比提升3.3pct至11.1%。 风机价格企稳回升，行业盈利重回上行通道，支撑叶片环节提价。受益于整机环节价格竞争情绪减弱及业主方修改招标规则，整机中标价格企稳回升，5-8MW主流机型及8MW及以上的大机型24Q4加权中标均价分别环比提升9%、8%，风电行业整体盈利有望重回上行通道。叶片作为供需偏紧且结构性短缺的重要零部件环节，有望在新一轮价格谈判中实现合理的价格上调，从而带来盈利能力的修复。 议价权提升、成本传导与结构优化，叶片厂商盈利进入回升通道。风电纱具备迭代快、生产和认证壁垒较高的特性，是一种专用于风电行业的电子级玻璃纤维纱，在风电领域应用中占比为14%。作为风电叶片走向大型化和轻量化的重要原材料，其在风电叶片成本占比中达21%。风电纱竞争格局相对集中，主要集中在三大家：中国巨石、泰山玻纤、国际复材，共占全国产能的约90%，并且新增产能的短期影响有限，有利于提价。目前风电纱企业陆续发布复价函，价格有望上涨15~20%，原材料涨价成本传导下，叠加叶片供需偏紧，将带来风电叶片企业盈利弹性上修。 我们认为叶片环节有望受益于良好的供需关系、相对稳定的行业格局以及原材料成本上升带来的提价逻辑，从而实现价格及盈利的修复，建议关注大叶片产能占比较高、且客户资源积累领先的第三方龙头叶片企业。 原材料价格大幅波动；行业需求不及预期；产品质量事故风险。 风电叶片在风机发电中承担捕获风能并将其转换为机械能的关键作用。从风机成本结构来看，叶片是风机零部件中价值量最高的产品，根据运达股份原材料采购结构估算，叶片在风机成本中占比大约20-30%。在2025年风电装机需求大幅增长，预计叶片环节将呈现供需紧平衡、结构性短缺的状态。我们认为叶片环节有望受益于较好的供需关系、相对稳定的行业格局以及原材料成本上升带来的提价逻辑，从而实现价格及盈利的修复。 图表1：零部件等直接材料占风机成本的92% 图表2：直接材料中叶片价值量最高，占比约20-30% 2.1行业供需紧平衡，短期叶片供给弹性较小 招标量指引高需求，2025年风电需求高景气。根据金风科技业绩演示材料及我们不完全统计，2024年国内新增风机招标规模约157GW，同比+93%。此外，据风芒能源统计，2024年国内各省下发风电指标超183GW，风电需求高景气趋势明确，我们预计2025年国内风电装机115GW，同比+32%。 图表3：2024年国内风机新增招标157GW，同比+93% 图表4：预计2025年国内风电装机115GW，同比+32% 供给端产能紧平衡，行业双寡头特征明显。据世界风能理事会（GWEC）统计，2024年国内叶片环节产能约117GW，与2025年风电需求基本持平，预计2025年叶片环节供需将呈现紧平衡状态。从供给格局来看，2023年头部两家叶片龙头合计市占率接近50%，行业双寡头特征明显。 图表5：预计2025年叶片环节供需紧平衡 图表6：头部两家叶片企业国内合计市占率接近50% 叶片行业扩产周期在一年左右，且具备资本密集型、劳动密集型的明显特征，短期新增供给弹性较小。叶片生产主要通过模具加工的方式，而一套模具从订货到投产需要3个月的时间，从投产达到稳定生产也需要3到6个月的时间，若考虑前期的场地批复及厂房建设时间，新增叶片产能扩产周期在一年左右。 资本密集型：叶片产能建设对用地面积要求较大，资本开支主要集中在用地成本及设备成本上，若企业需要自负用地成本，则对应单GW投资额约2-4亿元，若建设用地为政府招商引资提供或租赁，则对应单GW投资额在数千万元不等，对前期资本要求较高。 图表7：叶片单GW投资额在0.8-4亿元不等，自购用地 劳动密集型：叶片加工操作流程复杂，生产过程以手工操作为主，自动化程度不高，且需要高度的协同作业，是典型的技能型劳动密集型行业，新增产能需要招聘新员工并进行一段时间的培训，投产初期往往面临生产制造效率较低的问题。头部叶片生产企业依靠充足订单保证长期保持较强的人员培训投入以及较大规模的在职熟练工数量，从而在生产效率和快速交付反应上具备较强的优势。 2.2风电大型化趋势明显，大叶片结构性短缺支撑提价 风机大型化作为风电项目最重要的降本手段，自2021年风电行业全面实现平价上网以来，为实现更低的度电成本，行业大型化进度提速明显，据CWEA数据显示，2024年国内陆风平均吊装单机容量为5.9MW，海风平均吊装单机容量为10MW，较2020年吊装单机容量均实现翻倍增长。从结构上来看，5-7.9MW机型吊装占比接近80%，仍是国内风电装机的主力，但8MW及以上风机占比迅速提升，2024年国内8MW及以上风机吊装占比达15.7%，同比2023年提升7.0pct。 图表8：大型化趋势下国内风机单机容量持续提升（MW） 图表9：24年新增装机中8MW及以上机型占比同比+7pct 此外，从2024年行业招标情况及整机企业在手订单来看，风机大型化趋势有望持续加速。 根据运达股份公司公告，截止2024年三季度末，公司在手订单中8MW及以上机型占比达23.8%，分别较二季度末及一季度末提升1.5pct、13.8pct。行业招标方面，根据风电头条不完全统计，2024年整机厂中标订单中10MW及以上风机占比近20%，预计2025年装机占比有望进一步提升。结合行业中标情况及整机厂在手订单结构，我们预计2025年8MW及以上的大风机吊装占比在30%以上。 图表10：下游整机厂商在手订单大型化趋势明显 图表11：预计25年8MW及以上机型占比将提升至30% 在风机大型化持续推进背景下，为实现更大的扫风面积，叶片长度随着单机功率变大不断提升。从发电能力上来看，一般而言，风机叶片尺寸每增大10%，机组捕风能力及发电能力将提升约12%，目前国内陆风机组主流功率段集中在5-7MW水平，对应叶片长度在60-90米左右，8MW及以上的大兆瓦机型叶片长度则在80米甚至100米以上，而针对海上的16MW甚至20MW+机型，其叶片长度可达到120-150米。 图表12：为适配更大单机功率的风机，叶片长度持续提升 叶片生产场地大小决定产品尺寸的上限，短期存量产能难以向大叶片切换加剧结构性紧缺。风电叶片制造基地在建造设计之初会根据目标产品长度对各个车间进行适配规划，同时为提高土地资源利用率，预留的长度升级空间往往较小，以头部叶片企业2020年投建的射阳一期基地为例，现有的8条70-80米级叶片生产线，通过改建最大只能满足120米以内叶片生产线布置需求，无法满足大于120米海上超大型叶片订单的生产需求。在下游整机大型化趋势提速背景下，部分存量的以中小型叶片生产为目标的制造基地预计难以立即切换至大型叶片生产，进一步加剧大叶片产能的结构性紧缺。 图表13：叶片厂房工位按照目标叶型长度进行规划，产能升级/扩产需先改造厂房 复盘上一轮周期风电抢装，叶片行业受益于供需不平衡实现较为明显的超额收益。受风电平价上网政策影响，2020年行业需求迅速爆发，全年实现风电吊装54.4GW，同比提升103%，抢装潮下叶片受益于供给短缺带动价格上涨，头部叶片企业盈利能力实现大幅改善。我们认为这一轮风电周期或可类比2020-2021年风电抢装，叶片作为供需相对紧平衡的环节，有望复刻2020-2021年的价格上涨，实现较为明显的超额收益。 图表14：上一轮风电平价抢装周期中，叶片受益于供需不平衡关系实现明显超额收益 2.3风机价格企稳回升，行业盈利重回上行通道，支撑叶片环节提价 风机大型化降本效果显著,为风机提价提供空间，业主方关注重心有望重回产品质量。根据龙源设计院数据，假设采用当前应用最为广泛的5MW/6.25MW机型，当前国内地理条件较好的风电项目单位投资成本约在4-5元/W左右，若采用降本效果更好的10MW机型，项目的单位投资成本有望来到3-4元/W。 图表15：条件较好地区项目单位建设成本低至3-4元/W 图表16：风机成本占项目建设投资的30%-40% 即使考虑新能源项目入市带来的电价下降，当前项目建设成本下仍有风机价格上涨空间。 从2024年上半年部分运行现货市场的省份交易情况来看，尽管各省风电项目市场化交易均价普遍较当地煤电基准价更低，但大部分省份交易均价均落在0.30元/kWh以上。考虑到风电在一天内出力时间分布相对较为分散，我们认为后续风电项目入市比例进一步提升后大多数省份交易均价下跌空间有限，预计国内大部分省份交易均价仍能维持0.25元/kWh以上。在此假设基础上，根据龙源设计院测算，在项目年可利用小时数2000-3200h的前提下，若要满足开发商7%的内部资本金IRR水平，项目的最高单位投资分别为4233-7200元/kW，基本高于当前应用6MW及以上风机的项目建设成本，风机涨价具备合理前提。 图表17：2024年绝大多数参与现货交易的省份风电交易均价高于0.25元/kWh 图表18：0.25元/kWh电价假设情形下，大兆瓦机型仍能满足7%IRR的初始投资成本要求 行业招标标准改革进行时，整机价格有望向上。11月17日，CWEA主办的2024风能企业领导人座谈会在北京召开，会上相关代表提出优化招标方案及评标办法：通过设置更全面、合理的评价指标，综合评估整机企业的研发、制造、质量保证等能力；提高技术评分权重，细化技术指标评分；将项目后评估和项目运行数据作为技术和质量差异的评价标准。以更加科学合理的方式进行招投标，杜绝最低价中标。 在此背景下，11月22日开标的国家电投集团2024年第二批陆上风力发电机组规模化采购项目采用了更新的招投标评分标准，不再以最低价为评标基准价，而是以有效投标人评标价格的算术平均数再下浮5%作为评标基准价。以标段28-国家电投哈密十三间房100万千瓦风光储一体化项目采购为例，9家投标单位的平均投标价格为1550元/kW，对应投标基准价为1472元/kW，投标人B出价较最低价更高但仍为满分。在新机制下，投标单位过去的低价中标策略会出现失效，而报价合理的企业也有望获得中标。预计随着“五大六小”招标标准持续改革，有望促进整机行业价格修复。 图表19：国电投新评分标准下，非最低价也能在价格评价中拿到满分 整机中标价格企稳探涨，有望带动零部件企业盈利修复。2024年国内风机招投标价格基本企稳。根据我们不完全统计，2024年国内5-8MW机型（不含塔筒）中标价格在1400-1700元/kW左右波动，8MW及以上的大兆瓦机型（不含塔筒）中标价格则在1000-1300元/kW左右。2024年四季度，受益于行业自律合约签署及部分业主方修改招标规则，风机中标价格小幅抬升