一、風電產業鏈介紹
（一）風機概述
風力發電機是將風能轉換為機械功的動力機械，又稱風車。以雙饋式風機為例，風推動 葉片旋轉，再通過傳動系統增速，達到發電機的轉速后驅動發電機發電，實現風能到電 能的轉化。依據目前的風車技術，大約 3m/s 的微風速度，就可以開始發電。風力發電機 由基座、塔筒、風機、葉片組成，其中：塔筒提升風機高度，并可以作為傳輸線路的通 道；機倉內有各種發電機組和其他控制設備；而葉片是風力發電機組的關鍵部件之一， 其設計、材料和工藝決定風力發電裝置的性能和功率。
（二）風電產業鏈梳理
風電產業鏈由三部分組成：上游原材料及零部件制造、中游風機總裝、下游風電場投資 運營。原材料和零部件廠商處于產業鏈的上游。風機的核心零部件包括齒輪箱、發電機、 軸承、葉片、輪轂等，這些零部件的生產專業性較強，國內企業技術較為成熟，一般由 風機制造企業向零部件企業定制采購。除個別關鍵軸承需要進口之外，風電設備的零部 件國內供應充足。風機制造企業處于行業中游，市場集中度較高，對于上游溢價能力總 體較強。風機制造企業的下游客戶是以大型國有發電集團為代表的投資商，這些發電集 團在進行電力投資時，必須配比一定比例的風電等清潔能源，除受個別年份投資進度波 動影響以外，總體需求穩定增長。
產業鏈利潤分配情況（毛利率）：下游投資運營商>上游零部件制造商>中游整機商。風 電產業鏈的制造端，零部件中的主軸、軸承、法蘭、電纜、變流器毛利率較高，塔筒、 葉片其次，整機環節處于制造端最低，約為 16%左右。
（三）系統成本和整機成本拆分
海上風電的平均投資成本高。海上風電的平均投資成本約為陸上風電的 2 倍左右，當下 海風建設成本在 15000-17000 元/KW，陸風建設成本在 5000-7000 元/KW。分別拆分陸上 和海上建設成本發現：陸風的風電機組與塔筒占比高，風電機組占比 60%，塔筒及其他 設備占比 15%，其他方面的費用占比相對較少；海風的施工成本相對較高，以廣東省海 上風電成本構成為例，風電機組與塔筒成本占比合計不超過 50%，而風機基礎及安裝成 本占比為 25%，在海上吊裝船比較緊張的時候，該項成本還會進一步上升。
風力發電的成本：包括風電項目前期建設時的投資成本，和生命周期內的運行維護成本 和財務費用。
風力發電的投資成本：投資成本是指風電項目開發和建設期間的資本投入所形成的成本， 主要包括：設備購置費用、建筑工程費用、安裝工程費用、前期開發與土地征用等費用， 以及項目建設期利息、在項目運行壽命期內固定資產的折舊。風力發電站的建造成本非 常高，海上風電由于施工條件復雜，因而比陸上風電的建造成本更高。據國網能源研究 院統計，海上風電的平均投資成本約為陸上風電的 2 倍。
陸風建造成本：當下陸上風電系統成本在 5100 元-6500 元/kw，根據施工條件（地形復 雜程度）的不同，施工條件較好（地形平坦）的西北部地區，建設成本在 5100 元/kw 以 上，東部的山東、河北、山西等地，成本在 5600 元/kw 左右，南部的湖南、云貴川等地 由于丘陵地形較多，風電系統成本在 6500 元/kw 左右。陸風的風機價格在 2000-3000 元 /kw 左右，占風電建設總成本的 50%以下。
海風成本：海上風電建設成本在 15000 元-17000 元/kw 左右，其中海上風機價格在 6000-7000 元/kw 左右，風機成本占風電建設總成本的 40%左右。以廣東為例，2020 年底 海上風電典型造價約為 17600 元/千瓦，其中，機本體及塔筒、樁基礎、海纜環節占初始 投資的 45%、27%和 19%；運維成本、貸款利息成本、稅收成本占運營成本的 48%、30%和 22%。
葉片、齒輪箱、發電機是風電整機中價值量最大的零部件，成本占比最高。以雙饋式風 電機組為例，成本占比結構中葉片占比最高為 23.58%，其次為齒輪箱和發電機分別占比 12.66%與 8.65%。直驅式發電機組與雙饋式發電機組的差異在于沒有齒輪箱，不過其發 電機成本占比會更高。半直驅兼具兩者的特點，從結構上看同樣含有齒輪箱。
（四）風電行業發展情況
歷史上風電裝機量根據政策呈現周期波動，截至 2020 年累計裝機規模已達 282GW。風 電新增裝機在 2015 年和 2020 年分別達到了兩次高峰，主要是由于補貼政策的調整所致。 從歷史裝機看，在補貼政策的變動下，風電裝機量呈現出比較明顯的周期性。在 2020 年陸上風電補貼退出后，風電行業進入了全新的發展階段。
補貼額度變化帶來風電行業周期，2021 年過后風電將有望平價上網。從 2009 年風電行 業開始大規模產業化以來，國家就對陸上風電進行了相關的補貼。并且于 2014 年開始 對海上風電進行補貼。2020 年是陸上風電補貼的最后一年，導致陸風搶裝，2021 年也 可能會是海上風電補貼的最后一年，將迎來海風搶裝。此后，風電行業將有望全面進入 按照燃煤標準價上網的時代。
“十四五”期間風電行業裝機有望保持高成長，預計 2021 年風電新增裝機 30GW+，其 中海風搶裝帶來 7.5GW 裝機預期。風電有望進入“退補-行業爭相降本-刺激需求-行業競 爭加劇-降本”的正向循環，進入高速成長期，疊加碳中和的國家戰略目標，陸上風電以 及消納問題更容易得到解決的海上風電有望在“十四五”期間實現高速增長。
（五）風電度電成本：風電低于光伏
全球范圍內，在海風、陸風、光伏中，陸上風電的 LCOE 最低，達到 0.25 元/KWh。根 據國際可再生能源署（IRENA）公布的全球平準化度電成本數據，海上風電、陸上風電、 光伏在 2010-2020 年間分別下降了 48%、56%、85%，截至 2020 年，海上風電、陸上 風電、光伏的度電成本約在 0.54 元/KWh、0.25 元/KWh、0.37 元/KWh。相較于光伏的 下降空間來看，陸上風電仍有較大進步空間。
全球范圍內，風電的 LCOE 越來越接近 0.04 美元/KWh（0.26 元/KWh），甚至有低于 0.03 美元/KWh（0.19 元/KWh）的項目出現。具有競爭力的低于 0.05 美元/KWh（0.32 元/KWh）LCOE 的國家越來越多：亞洲（中國、印度）、歐洲（芬蘭、瑞典）、非洲（埃 及）、北美（美國）、南美（阿根廷、巴西）。
全球平均水平來看，陸上風電的 LCOE 低于光伏；中國陸上風電平均 LCOE 位于世界前 列，2020 年為 0.24 元/KWh。
運維成本的下降比風機成本的下降對于 LCOE 的下降更重要。度電成本簡單來說就是發 電項目每千瓦時上網電量所發生的成本。陸上風電的度電成本是由總的建設成本、運營 成本、項目的發電周期、財務成本決定的。盡管所有的因素在決定過一個項目的度電成 本時都是重要的，但是某些因素有更大的影響。比如，風機在一個陸上風電項目的建設 成本中是占比最大的構成要素。在大多數 2020 年的陸上風電項目中，運維成本占度電 成本的比重在 10%-30%不等。由于風機成本的絕對值下降空間變小，運維成本的下降已 經比風機成本的下降對于 LCOE 的下降有更明顯的影響。因此，運維成本的下降排在更 首要的位置。
降本因素包括：（1）風機技術提升：隨著風機功率提升、葉片加長、葉片掃風面積的提 升，風機出力提升。因此帶來發電量提升，單位千瓦的運營成本下降，因此降低了度電 成本。（2）規模效應：規模效應帶來制造成本、建造成本（隨著機組功率提升，一個項 目需要的風機數量下降）、運維成本下降。（3）運維成本：隨著數據分析和自動監測能 力的提升，風機運行穩定性的提升，運維人員經驗的積累，運維成本不斷下降，因而帶 來了 LCOE 的下降。（4）競爭力提升：從補貼支撐到競爭競價的轉變，無論在本國還 是全球，都導致了更長久的成本下降。制造商不斷提高在供應鏈中的競爭力，運維成本 也不斷在下降過程中。對于風機制造企業，為了提高競爭力，也會不斷地減少人工成本、 運輸成本。
（六）風電行業未來發展趨勢：大功率，高塔筒，長葉片
風機大型化降低通量成本。對于一個項目容量為 100MW 的陸風項目，使用大功率機組 能夠顯著降低靜態投資額和度電成本，提高 IRR。風電大型化能夠顯著提升風電項目的 經濟性，刺激風電裝機需求。風電大型化主要體現在三個方向：
（1）風電機組發電功率增大：土地資源的短缺使風力發電朝著大容量的方向發展。
（2）高塔筒：隨著低風速地區的開發，以及土地資源短缺的影響，高塔筒成了未來風電 機組的發展方向。
（3）葉片大型化：隨著低風速地區的開發，對于發電量提高了要求，葉片大型化是未來 風機的發展方向。
二、風電整機
（一）風電整機競爭格局
龍頭地位穩固，市場集中度穩步上升。國內風電整機環節頭部企業的地位比較穩定，近 兩年的國內新增吊裝裝機量前三名地位穩固，依次為金風科技、遠景能源和明陽智能。 同時在 2016-2019 年間 CR5 與 CR10 的市占率穩步上升，2020 年因為搶裝市場需求量 出現極大的擴張，導致 CR5 與 CR10 的市占率有所下滑。風電整機行業的集中度整體上 升。
海上風電新起，電氣風電市占率最高。在海上風電累計裝機量方面，電氣風電在 2019 年累計裝機量為 2.9GW，市占率為 41%，為國內第一。與陸上風電不同，海上風電因為 其對技術要求更高，所以有如 GE 和 Simens Gamesa 等海外競爭對手的挑戰，電氣風 電市占率高原因也在于他的技術多來源于西門子。
中國企業大多立足國內，海外業務占比少。相比海外企業能夠憑借技術優勢能夠在海上 風電等技術要求更高的場景占有市場，國內企業業務大多集中于國內，除金風科技有少 量海外業務占比外，其余整機企業的海外占比較少。
風電整機盈利相對零部件環節偏低。風電整機企業的毛利率大多在 20%以下，相比于主 軸、軸承、葉片等零部件環節，其毛利率相對較低。主要原因在于國內風電整機環節下 游客戶多為“五大四小”等發電集團議價能力相對較弱，同時行業整體競爭相較于零部 件環節更加激烈，導致了行業整體的盈利能力相對較弱。
（二）風電整機技術路徑
風電整機環節的企業選擇的技術路線大致可以分為異步雙饋、直驅永磁和半直驅三種， 國內外主要整機企業產品都涵蓋了陸上和海上風電機組，其中海上機組多為大功率產品。
（三）風機招標價格變化
補貼期間風機價格變化小。風機價格在 2010-2020 年的“十二五”與“十三五”期間幾 乎沒有變化，維持在 4000 元/kW 左右，高補貼下行業發展動力小。
退補第一年，大型化降本趨勢顯著。陸風項目退補后的第一年，風電行業的風機價格相 較于以往就出現了顯著的下滑，行業降本直接顯現。同時從金風科技的產品來看，2S 以 上的大型機組占比出現了十分顯著的提升，機組大型化的趨勢顯著。
（四）整機環節的核心競爭力
整機環節有多個零部件組成，強調整機廠商的供應鏈管理能力與成本管控能力。整機環 節需要的零部件包括葉片、發電機、齒輪箱、輪轂等鑄件、主軸及多種軸承。對于整機 廠商的供應鏈管理能力和資金能力要求比較高，在資金和管理能力上存在比較高的門檻。
零部件自制能力。是否具備葉片、鑄件等零部件的自制能力也是整機廠商在競爭取得領 先的關鍵因素之一。以明陽智能為例，公司能夠自主生產發電機、齒輪箱、電控系統等 部件，自主配套率在 2019 年達到了 60%。
大功率、輕量化、高可靠為行業發展趨勢。根據 CWEA 統計，2.0MW 功率以上的機組 占比由 2014 年的 52%上升到了 2018 年的 96%，風電機組的平均功率由 0.8MW 上升到了 2.2MW。風機大功率化能夠直接降低單位功率質量節省運輸費用，降低投資成本。同 時海上風電的大規模運用對于風電機組的壽命和可靠性要求也正在提升。
三、零部件：軸承
軸承為發電機組核心零部件。風電發電機用軸承包括：偏航軸承、變槳軸承、主軸軸承、 變速箱軸承、發電機軸承。每臺風力發電機組用偏航軸承 1 套、變槳軸承 3 套、發電機 軸承 3 套、主軸軸承 2 套，共計 9 套。軸承在發電機組中屬于核心零部件，特別是主軸 承需要承擔整個風機的巨大震動沖擊，在海上風電機組中還需要具有防腐防潮功能，對 壽命同樣存在要求，所以其技術復雜度較高，存在比較高的技術壁壘。
（一） 軸承行業競爭格局
主軸承呈現壟斷競爭格局，國內企業市占率低。目前主流的軸承企業幾乎涵蓋了包括了 主軸承、偏航軸承、變槳軸承在內的所有風機軸承。不過其中技術難度最高的主軸承市 場呈現壟斷競爭格局，國內企業只有洛軸（洛陽）和瓦軸（哈爾濱）分別占據了 4%的市 場，其余市場幾乎被 SKF、舍弗勒、NTN、TIMKEN 等跨國集團所壟斷。
（二） 軸承盈利情況
技術壁壘帶來優勢盈利，軸承價格逐漸走高。風電軸承具有定制化的特性，通過對比不 同風電零部件企業的毛利率可知，軸承環節的毛利率在產業鏈中相對較高，其銷售均價 自 2010 年來也在持續走高，2019 年中國風電軸承的銷售均價達到了 91.27 萬元/機組。
（三） 軸承行業核心競爭力
制造環節 know-how 很深。軸承生產作為典型的制造業以實用為主，大量的技術專利是 在企業長期的生產實踐中獲得的，需要大量的經驗積累和反復試驗，軸承環節的技術壁 壘深厚。
可靠性帶來客戶粘性。風電機組由于長時間運行、難維修的特點，對軸承的可靠性要求 很高，對于軸承企業而言一旦進入整機廠商的供應鏈并且產品質量得到認可后客戶會產 生一定的粘性，所以行業有比較堅實的客戶壁壘，新進入者需要經過比較長的認證時間， 有很強的客戶粘性。
（四） 軸承行業發展趨勢：主軸軸承替代進口，大型化帶來漲價
國產主軸承風起，國產替代空間大。在進出口軸承單價對比上可知，國內對于風電軸承 等高端軸承依舊存在比較嚴重的依賴，進口軸承溢價比較嚴重。國產小兆瓦主軸承的市 占率不到 30%，大兆瓦不足 20%。在風機降本和供應鏈安全的大趨勢下，主軸承國產化 是不可或缺的一環。目前瓦軸已經開發出 1.5MW、2.0MW、3.0MW、5.0MW、6.0MW、 7.0MW 等系列風機配套軸承，瓦軸和洛軸是國產軸承的主要廠家。
風機大型化帶來軸承銷售單價進一步提升。風機大型化趨勢下，軸承單價穩步提升。通 過比較不同功率的軸承單價可以發現，大功率整機用軸承存在明顯的溢價。
四、零部件：塔筒
風機塔筒是風力發電機的支撐結構，同時吸收風電機組震動。作為風電機組和基礎環（或 樁基、導管架）間的連接構建，傳遞上部數百噸重的風電機組重量，也是實現風電機組 維護、輸變電等功能所需重要部件。其內部有爬梯、電纜梯、平臺等內部結構，以供風 電機組的運營及維護使用。
（一） 塔筒概述
潛在市場空間巨大：據測算，2019-2027 年間，全球風機供應鏈潛在市場價值高達 5400 億美元，其中，葉片和塔筒的市場潛力最大，分別超過 1000 億美元。
技術路線：業內主流的高塔技術解決方案包括柔性鋼塔（柔塔）、混凝土塔筒（混塔）、 桁架結構塔架、斜拉索結構塔架等。相比混塔施工質量的不確定性，柔塔因其經濟性優 勢突出、制造周期短、退役拆解方便等優勢受到國內風電廠商的青睞。
核心競爭力：（1）產品質量和履約能力：塔筒屬于電力系統的基礎裝備，常年野外運行， 環境較為惡劣，運行 風險較大，要求可靠使用壽命在 20 年以上；（2）技術壁壘：法蘭 平面度要求、法蘭的內傾量要求、焊縫的棱角要求、錯邊量控制、厚板焊接和防腐要求 等方面。
（二） 塔筒競爭格局
進入門檻低+龍頭企業優勢明顯，市場集中度將逐步提升。近幾年，隨著風電產業國家規 劃和扶持政策的出臺，風電塔筒生產工藝在產業鏈中相對簡單，進入門檻低，使我國塔 筒企業短期劇增。未來在大功率、高塔筒趨勢下，對塔筒性能要求更高，大規模制造企 業工藝控制能力強、生產工藝較為先進、產品質量較高，預計未來市場集中度進一步提 升。
天順風能穩踞龍頭。天順風能營收久居行業第一，2020 年營收達 50.53 億元，市占率達 10%；2020 年產量達 62 萬噸，目前產能 70 萬噸，但海上風電項目仍在建設中。
（三） 塔筒盈利情況
鋼板價格高企，塔筒承壓招標價提高。塔筒成本中，原材料占比 81.95%，原材料以鋼材 為主；2021 年初以來，鋼板價格高企，塔筒企業成本增加，但同時塔筒招標價也一路上 漲，由 2020 年的均價 8139.6 元/噸漲至 6 月 30 日招標報價 10300 元/噸。 龍頭企業一方面利用規模優勢與鋼企達成合作減少價格波動帶來的影響，另一方面有足 夠的話語權對下游提價，抵消原材料價格上漲的影響，預計市場集中度將逐步上升。
（四） 塔筒行業發展趨勢一：高塔架
高切變下，高度增加風速顯著提升。由于風切變的存在，高度增加風速增大，以 0.3 的 風切變為例，塔架高度從 100m 增至 140m，平均風速由 5.0m/s 提升至 5.53m/s，風力發 電功率與風速的三次方成正比（P=0.5ρAv³ ），據 CWEA 測算，某 131-2.2 機組的年等 效滿發小時數可從 1991h 增加到 2396h，提升了 20.34%。
低風速地區的切變風資源：我國江蘇、安徽、河南、山東、湖北、河北等低風速區域均 有豐富的高切變風資源，在這些地區增加塔架高度，風輪被托舉到風速更高的區域，從 而捕獲更多的風能，提高機組發電量。
高塔技術不是簡單的提高塔架高度，而要涉及機組控制、運輸等一系列技術問題。如， 柔性高塔架鋼塔在運行過程中需要控制塔頂擺幅、解決渦激振動的問題，目前主要通過 塔架加阻、吊裝階段給上段塔架附加擾流條工裝、安裝阻尼器工裝等方式解決。
（五） 塔筒行業發展趨勢二：海上風電
海上風電快速建設。根據主要海上風電開發省市已公布的海上風電建設規劃，“十四五” 期間預計新增海上風電超過 40GW，系累計裝機容量的 3-4 倍，風電塔筒、樁基的市場 需求超過 1,000 億。
海上風電塔筒短期緊張，長期供需可達平衡。海上風電塔筒、樁基因在吊裝出運設備、 焊接疲勞強度控制、材料無損探傷檢測、工程設計經驗儲備均要求更高，能生產大兆瓦 海上風電塔筒、樁基的生產廠商較少，短期內市場供給相對緊張。2020 年海上風電機組 平均單機規模為 6.5W，預計未來進一步提升。以金風科技 8MW 直驅式海上風電機組為 例，4 段塔筒重量共計 495t，則單位 MW 海上風電機組需 61.875t 塔筒，預計 2021 年中 國海上新增裝機 7.5GW，需塔筒約 46.4 萬噸，目前主要塔筒上市公司規劃海上產能可以 滿足 2021 年海上搶裝需求。
五、零部件：葉片
葉片為發電機組關鍵零部件。由于風電建設項目招標時塔筒一般單獨招標，風機則包括 葉輪和機艙兩部分。葉片的尺寸、形狀直接決定了能量轉化效率，也直接決定了機組功 率和性能，因此風電葉片在風機設計中處于核心地位。
（一）葉片行業競爭格局
全球風電葉片呈現多寡頭競爭格局，國內企業市占率低。葉片是整機中最貴，也是最重 要的零部件，因此供應鏈策略對于整機廠來說顯得非常重要。對于風電行業來說，像其 他制造業一樣，垂直整合和外采是兩個重要供應鏈采購模式。從歷史經驗來說，單一的 垂直整合或完全自己生產都不是最優方式，最優的方式是對兩種模式進行平衡。葉片供 應策略的選擇對于整機廠商來說是重要的，因為它會影響整機企業的競爭力、成本、差 異化，最終會影響整機企業的市場占有率。
全球葉片供應鏈模式：獨立第三方葉片廠商為主流。葉片供應策略的選擇對于整機廠商 來說是重要的，因為它會影響整機企業的競爭力、成本、差異化，最終會影響整機企業 的市場占有率。從歷史經驗來說，單一的垂直整合或完全自己生產都不是最優方式，最 優的方式是對兩種模式進行平衡。葉片制造企業分為兩種：獨立第三方、整機廠的葉片 部門。在風電行業興起之前，市場上主流的情況是將葉片生產作為整機廠的一個部門。 在過去的某個時點，幾乎所有的頭部整機供應商采取向上游采購葉片的供應鏈配套模式， 所以從 2006 年開始整個市場上的一體化葉片制造占比開始下降，到 2019 年該占比已經 小于 50%，這一變化可以從幾方面來解釋：
（1）2011-2014 年期間的市場波動，迫使整機廠商剝離或者關閉不穩定或者利用率低的 葉片部門。（2）不少歐洲的整機企業如維斯塔斯、Enercon、SGRE 縮減了一體化策略， 采取外購和自建相結合的供應方式。這種策略使得公司資產更輕、更靈活、更能適應市 場的變化，在競價的背景下，采用這種方式的整機廠更有成本競爭力。（3）隨著全球各 地風電的興起，以及新產品推出頻率的增加，通過外采葉片來控制資本支出、縮短跟進 市場的時間，對于整機廠商來說更經濟。（4）產業鏈不斷成熟，在不同地區都有足夠好 的獨立第三方葉片供應商出現，整機廠商外采葉片的意愿提高。（5）新興市場出現的大 型獨立葉片企業對于整機廠滿足當地要求來說在成本上是經濟的。（6）來自亞太地區的 新興整機供應商更愿意使用原本已經在海外市場和海上風電領域領先的葉片獨立供應商。
歐洲的獨立第三方葉片企業：歐洲是現代風機技術和葉片設計的起源地。許多歐洲葉片企業不僅生產和銷售葉片，還向新型市場提供“建造打印”的設計和許可。截至目前， 隨著歐洲以外地區風電市場的迅速發展，以及不斷涌現的來源于削減成本、物流等方面 的挑戰，葉片企業從歐洲不斷擴散到北美、拉丁美洲、亞洲，甚至印度和中東。歐洲現 存的獨立第三方葉片企業從十年前的 10 多家，減少至 2020 年的 4 家，其中有 2 家位于 意大利的葉片企業專門生產匹配 kW 級風機的葉片，另外 1 家位于英國企業是專門制造 海上風機葉片的企業。歐洲葉片企業數量減少的本質原因在于市場的整合，中小型企業 無力在成本、研發投入、全球化進展方面擁有競爭力。
美洲的獨立第三方葉片企業：美國原本有 5 家著名的第三方葉片企業，3 家在美國，2 家在巴西，但在 2015 年，一家 2008 年在美國密歇根成立的企業 Energetx Composites 申請了破產保護，目前僅剩 4 家：TPI、MFG、Tecsis、Aeris。TPI 在美國一直以來都 是最領先的龍頭企業，并且和世界領先的葉片企業 LM 保持著持續的競爭節奏。在 LM 被 GE 收購后，TPI 就成為了真正唯一的具有全球基地的獨立第三方葉片企業。截至目 前，TPI 在 5 個國家共擁有 13 個生產基地，這家美國的上市公司順應近期新興市場的發 展和整機企業葉片外包的趨勢，不斷擴大全球版圖，2016 至 2019 年間公司的營收增長 了 87%。
亞洲的獨立第三方葉片企業：幾乎所有的葉片企業都來自中國和印度。中國不僅僅是全 球最大的整機制造基地，還是世界最大的葉片制造中心。2008 年，在中國有超過 50 家 的處于不同經營階段的葉片供應商，但是 2011-2013 期間，市場情況發生了極大的變化， 這些葉片企業都面臨著產能過剩、需求銳減、支付延期、毛利率低下的問題。在經歷了 接近 10 年的發展后，目前中國僅有 10 家第三方葉片企業存在，而前 3 家企業控制了市 場 2/3 的本地市場。以金風科技為主要客戶，中材科技現在已經成為葉片領域的領導者。 這家國有葉片制造企業在 2020 年有 10GW 產能，這大概是中國本地需求的 1/3。株洲時 代新材是中國第二大的葉片供應商，2020 年出貨 3,000 套葉片。上海艾郎科技也有 3,000 套的葉片產能，但是部分是用做出口?？偟膩碚f，中國的葉片企業當下秉持“走出去和 海上風電”的發展方向，向海風和海外發展。
整機廠內部的葉片部門。截至 2020 年底，全球共有 15 家整機廠仍然有葉片產能。在 2016-2020 年間，全球有 4 家整機廠停止了葉片生產，主要原因是公司間的合并。比如， 2017 年西門子風電收購歌美颯等。在亞太地區，中國的三一集團在國內市場于 2018 年 復蘇后就恢復了自己的葉片生產。遠景能源也在江陰的葉片生產基地開始了幾個產品線 的生產來支持中國市場的搶裝。在印度，風電市場還處于轉型的中期，仍有一些問題沒 有被解決，4 家本地的整機企業關停了自己的葉片生產線。
隨著標桿電價、競價政策、招標采購等政府對于新能源新政策的實施，成本對于整機廠 商來說變成了排在首位需要考慮的因素，因此整機企業對于葉片的供應模式發生了動態 調正。
（二）整機廠與葉片廠關系的動態變化
隨著標桿電價、競價政策、招標采購等政府對于新能源新政策的實施，成本對于整機廠 商來說變成了排在首位需要考慮的因素，因此整機企業對于葉片的供應模式發生了動態 調正。特別是西方的大型整機廠在過去幾年中的葉片供應策略發生了巨大的變化。
全球前十大風電整機廠中，除了金風科技和運達股份，都有葉片制造產能。目前只有 LM 和 TPI 有過與 5 個前十大整機廠合作的經歷。中材科技和時代新材也和全球前十大中的 部分企業建立了合作關系。
（三）全球風電葉片產能分布
截至 2020 年，全球范圍內，整機廠的葉片產能共 39.02GW。
截至 2020 年，全球范圍內，獨立葉片廠的葉片產能超過 95GW。
（四）葉片長度變化情況
受到降低 LCOE、低風速地區開發和海上風電開發的影響，葉片長度在過去 5 年中不斷 變長，當下主流葉輪直徑在 121m-140m。2014 年，91m-110m 直徑的葉輪是裝機占比 最高的產品，占了當年全球市場的 49.5%。然而，到 2019 年，這個長度的市占率下降 到了 10.7%，121m-140m 直徑的葉輪成為了主流產品，占據了全球市場的 52.5%。葉 輪直徑邊長主要由以下幾方面所致：
（1）受到降低 LCOE 的壓力，整機廠設計的陸風整機葉片長度不斷加長；
（2）低風速地區在主流市場中的加速開發，如中國和德國；
（3）超過 150m 直徑葉輪的海上風電項目在部分市場增多，如中國和歐洲。
下一個階段海上風電和路上風電的葉片長度還將不斷增長。在未來 5 年中，150m-170m 的葉輪直徑將是 4-6MW 陸上風電整機的主流長度，185m-220m 的葉輪直徑將是 10MW 以上的海上風電整機的主流長度。
（五）葉片供需情況
根據 GWEC 預測，在 2020-2024 年間全球葉片供應充足，較難出現供不應求的情況。 截至 2020 年全球葉片供給超過 120GW，根據 GWEC 數據顯示，截至 2020 年底的全 球葉片產能實際上遠多于 2020-2024 年預計的需求，但是產能過剩的情況不會出現的原 因是：
（1）總產能中包括了即將退出市場的短于 45m 長度的葉片產能；
（2）2020 年的新冠疫情打斷了全球風機項目的建設進度；
（3）大葉片產線升級，導致產能利用率不會百分百滿產；
（4）未來 5 年內，超過 150m 的葉輪直徑將成為主流，仍會有新建產能需求。
