风电招标持续指引需求向好，海风进入高增长兑现期;整机价格持稳、原材料价格松动有望修复产业链盈利。建议优先配置业绩增速有望匹配或超越行业需求增速的海风、国产化替代环节的龙头企业;维持行业强于大市评级。

支撑评级的要点

2022年装机节奏延后，2023年海风增速可期：受到疫情与大型化供应瓶颈的影响，2022年装机节奏有所延后，2022年1-11月我国风电新增并网容量为22.52GW，同比减少8.83%。但风电招标数据再创新高，指引明年需求向好。具体而言，2022年前三季度国内公开招标市场风电新增招标量76.30GW，同比增长82.10%;其中海上风电新增招标容量11.40GW，同比增长1040.00%，贡献较多增量。我们预计2022-2024年国内新增风电装机分别约48GW、70GW、85GW，同比增速分别约0.90%、45.83%、21.43%，若后续风电核准制大面积转为备案制，则项目审批效率有望提升，需求或将上修。

海风成长加速，海缆、桩基有望受益于当地需求提升，漂浮式风电打开长期成长空间：根据我们的不完全统计，截至2022年12月5日，国内海上风电已招标未并网项目容量已超过17GW，我们预计2022-2023年我国海上风电新增装机量有望分别达到5GW、10GW，2023年的新增装机容量增速或有望达到100%。从地区装机结构来看，“十四五”期间，海风开发重心或从江苏地区转向广东、山东地区，在当地提前布局产能的桩基、海缆企业有望凭借属地优势获取较多本土订单。此外，深远海漂浮式风电已经进入示范阶段，示范项目与海南万宁商业化项目的逐步落地有望为系泊链打开广阔市场空间，头部企业有望受益。

国产替代持续推进，轴承、滚子发展空间广阔：由于风电轴承尚未完成国产化替代且价值量占比较高，风机平价竞争时代，整机厂商具备较强国产化降本诉求。在海外轴承厂普遍涨价背景下，国内产品性价比优势或进一步凸显，掌握大兆瓦主轴轴承、齿轮箱轴承量产技术的国内企业有望领衔国产替代;此外，专业化第三方轴承厂或凭借规模化生产带来的成本优势与技术优势，逐渐提升自身市占率。

投资建议

风电招标量维持高位，整体需求景气持续验证，海上风电高增长进入兑现期。整机价格持稳有助于稳定产业链盈利中枢，大宗原材料价格松动有望修复中游盈利能力，产业链方面，建议优先配置业绩增速有望匹配或超越行业需求增速的海风、国产化替代环节的龙头企业。海风方面，海缆、桩基环节或受益于2023年海风需求同比翻倍式增长;此外，深远海化是海风长期发展的大方向，漂浮式风机项目逐步落地或带动锚链环节需求快速增长。国产替代方面，海外轴承厂涨价背景下，国内轴承性价比优势有望凸显，掌握大兆瓦主轴轴承量产技术的企业有望领衔国产替代，同时国内专业化第三方滚子厂商或凭借成本优势，提升市场份额。推荐东方电缆、汉缆股份、大金重工、海力风电、泰胜风能、天顺风能、五洲新春、新强联、恒润股份、金雷股份、日月股份、三一重能、运达股份、金风科技等，建议关注亨通光电、起帆电缆、宝胜股份、天能重工、长盛轴承、力星股份、明阳智能等。

评级面临的主要风险

价格竞争超预期;原材料价格出现不利波动;国际贸易摩擦风险;大型化降本不达预期;新能源政策风险;消纳风险;新冠疫情影响超预期。

报告正文

Part 1. 2022年装机节奏延后，2023年海风增速可期

受到疫情与大型化供应瓶颈的影响，2022年装机节奏有所延后：据国家能源局数据，2022年1-11月我国风电新增并网容量为22.52GW，同比减少8.83%，相比较2021年全年54.15GW的风电招标容量，今年1-11月风电实际开工与并网节奏较为缓慢。我们认为，上半年，由于风电施工本身存在季节性，同时疫情反复对供应链稳定性形成较大挑战，风电开工情况不容乐观;进入下半年，疫情影响减弱，但由于去年风机大型化进程明显提速，今年如叶片、铸件等零部件环节的大型化供应能力出现一定瓶颈，导致风电市场的交付仍然受到一定限制。

招标容量有望创新高，海风贡献主要增速：根据金风科技业绩材料，2022年前三季度国内公开招标市场风电新增招标量76.30GW，同比增长82.10%;而根据每日风电的不完全统计，2022年1-11月，风电已开标项目规模已经达到90.06GW。我们认为，2022年全年风电招标量或将达到100GW上下，指引后续需求向好。同时拆分招标容量结构来看，海上风电项目的招标增速较快，2022年前三季度海上风电新增招标容量11.40GW，同比增长1040.00%。长期来看，由于我国陆上风电可开发资源较为有限，海上风电项目预计将在“十四五”后期成为重要的风电装机补充。

风电项目有望由核准制转为备案制，国内装机有望快速增长：在风机价格超预期下降、陆上风电经济性充分显现的情况下，当前国内季度风电场新增招标量连续保持高位，指引后续装机需求增速提升，海上风电经济性加速体现则有望进一步增厚“十四五”中后期需求。此外，政策亦在积极简化风电项目审批手续，提高项目审批效率。5月30日国家发改委、国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出：要深化新能源领域“放管服”改革，推动风电项目由核准制调整为备案制。我们认为如风电项目按照备案制管理，风电开发周期有望明显缩短，有利于后续风电潜在需求落地，2023年国内风电装机需求或有望上修。整体而言，我们预计2022-2024年国内新增风电装机分别约48GW、70GW、85GW，同比增速分别约0.90%、45.83%、21.43%。

Part 2.海风成长加速，海缆、桩基有望受益于当地需求提升

“十四五”海风开发重心或转向广东山东，深远海化为长期发展方向

回顾历史，早期海上风电开发以水深较浅的江苏海域为主：根据中国风能协会(CWEA)的统计，截至2021年年底，中国海上风电累计装机容量达到25.35GW。其中，江苏省的滩涂型海岸、低风速风场可以在海风技术发展初期为产业提供适宜的开发环境，因此江苏海上风电起步较早，当地累计装机容量领跑全国，达到11.81GW，占国内海上风电累计装机容量的46.56%。其次，风资源较好的广东、福建、浙江等地区累计装机量占比亦分别达到24.61%、9.15%、7.45%。2021年新增海风装机量同样延续了类似趋势，全国新增14.48GW海风装机主要分布在江苏、广东、福建、浙江、辽宁、上海、山东7个地区。其中江苏、广东贡献主要增长量。

短期来看，海上风电已招标未并网容量充足，“十四五”中后期海上风电开发重心或转向广东、山东：根据我们的不完全统计，截至2022年12月15日，国内海上风电已招标未并网项目容量已超过17GW(不含国电投10.5GW招标框架)。其中，预计在2022-2024年内全容量并网的项目合计体量分别为4.38GW、8.36GW、4.40GW。考虑到部分项目可能提前并网或提前部分容量并网，我们预计2022-2023年我国海上风电新增装机量有望分别达到5GW、10GW，2023年的新增装机容量增速或有望达到100%。按省份进一步划分来看，广东省已招标未并网容量达8.90GW，山东省已招标未并网容量达4.86GW，分别占到总量的50.17%和27.41%，二者或有望成为中国未来短期海风发电最主要地区。除此之外，浙江、江苏、辽宁、福建等地预计在2022-2024年内亦有一定新增装机规模;海南省首个海风发电项目也于近期开始招标，或为海风发展贡献新的力量。

长期而言，海上风电基地列入“十四五”规划，福建、山东、广东等地蓝图宏伟：2022年6月1日，九部委印发《“十四五”可再生能源规划》，《规划》强调统筹推进陆上风电和光伏发电基地建设，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电太阳能发电基地，有序推进海上风电基地建设，重点建设新能源基地和海上风电基地集群。沿海各省、市也陆续出台海上风电“十四五”规划，根据我们的不完全统计，“十四五”期间各地出台海上风电项目规划容量已超过200GW，其中福建、山东、广东等地蓝图宏伟，分别提出了50GW、35GW、28GW的“十四五”规划量;此外，还有四个城市各自提出海风发展规划，分别为广东潮州43.3GW、福建漳州50GW、江苏盐城33GW、河北唐山13GW，我们认为，上述规划的提出有望长期支撑沿海各省市积极推进海上风电发展。

桩基环节：布局占优者有望受益，头部企业跨地区接单能力凸显

海上塔筒桩基整体供应仍较为宽松，提前布局海风新市场的企业有望受益于需求结构变化：根据当前项目招标情况，我们对2022-2023年的塔筒桩基需求进行测算。在2022-2023年我国海上风电新增装机量有望分别达到5GW、10GW的基础上，我们假设，随着单机容量的提升，单台风机塔筒桩基用量略有提升，但基本维持在2000吨/台的范围内，我们测算出2022-2023年，我国海上风电对应的塔筒桩基需求量分别为133万吨、235万吨，而根据我们对于7家塔筒桩基上市公司产能的不完全统计，2022-2023年，其海上塔筒桩基的合计名义产能或达到194万吨、362万吨，整体处于供大于求的状态。但按地理区位拆分产能来看，可以发现大部分产能仍然集中在海上风电开发起步较早的江苏、山东地区，根据我们对7家上市公司的不完全统计，2022年江苏、山东海上塔筒桩基产能占到全国的54.64%、30.93%;而以广东为代表的新兴海风主力市场中，本土产能供应仍较为有限。我们认为，伴随未来海风装机结构的变化，提前布局海风新市场的企业有望更多受益。

广东、山东海风塔筒桩基产能有望保持较高利用率：尽管海上塔筒桩基采用水路运输后，经济运输半径方面的限制相比陆上塔筒有所弱化，但由于塔筒桩基企业通常与产能所在地的政府与业主具备更加密切的合作关系，我们认为，在需求较好的地区具备产能布局的企业仍然拥有一定属地优势。因此，我们拆分梳理了各省项目招标情况与本土产能，并对比了各地区的本土产能供需情况，发现广东山东地区需求旺盛，当地海风塔筒桩基产能有望维持较高的开工率。具体来说，我们测算得到，福建和广东地区2022-2023年合计海上塔筒桩基的需求量分别约为27万吨、92万吨，对应约占7家塔筒桩基上市公司当地合计海风产能的133%、170%。山东地区2022-2023年合计海上塔筒桩基的需求量分别约为72万吨、51万吨，对应约占7家塔筒桩基上市公司当地合计海风产能的120%、46%;考虑到山东地区产能主要由大金重工的蓬莱基地贡献，而这一基地同时肩负大金重工出口产品的生产，实际供应山东本土的有效产能的利用率可能更高。

头部企业或凭借较强交付能力与资源获取能力，实现跨地区接单交付，保持较强竞争力：相比陆上塔筒，运输半径不再构成海上塔筒桩基的硬性门槛，因此头部企业若能够凭借与各地区海风开发业主良好的关系、自身较强的交付保障能力，跨省区获得订单，仍有望保持较强的竞争力与较高的出货量。以海力风电为例，尽管产能主要位于江苏省内，但公司2022年在山东地区中标“中国电建华东院山东能源渤中海上风电B场址工程总承包项目塔筒及其附件标段2采购项目”，该项目对应风电场容量399.5MW，单个项目就已大约占到2022年山东地区海上风电预计并网量的15%。

海缆环节：技术与业绩壁垒较高，一二线企业跑马圈地建立属地优势

海缆环节在风机大型化过程中具备较强“抗通缩”能力: 海上风电场所使用的海缆按照功能可划分为阵列海缆与送出海缆两类。阵列海缆主要应用于风电场场内，连接各台风机并将风机所发电量输送至海上升压站，通常选用35kV海缆，风电场内所选用的阵列海缆总容量需要匹配风电场容量，因此场内海缆的单位用量基本保持稳定。送出海缆则应用于风电场场外，负责连接升压站与陆控站，将电流从海上风电场输送至陆上电网，目前一般采用220kV交流海缆。场外电缆在容量方面同样需要匹配风电场容量，而风电场的离岸距离基本决定了送出电缆的敷设长度。伴随我国海上风电建设从近海逐步推向深远海，送出海缆的单兆瓦用量仍有提升空间。

技术与业绩壁垒较高，行业格局稳定：相比风电其他零部件环节，海缆环节对技术与质量的要求通常更高，这主要是因为：①海缆作为风电场与电网之间的电力输送通道，一旦发生故障往往会影响整个风电场的运行，其损失通常大于其他风机零部件出现故障导致的单台风机停运;同时由于海缆埋于海底，一旦出现故障，需要等待合适的海况条件才能出海进行维修工作，等待过程亦会为风电场带来额外的停运损失。②海缆的工作环境处于高盐、高湿度的水下，需要兼备防水、抗腐蚀等性能，对技术要求较高。出于以上原因，海缆在竞标的过程中通常不会刻意追求低价竞标，而是对技术质量有着较高要求。因此国内海缆招标时，通常会为投标人设置一定的业绩门槛，即要求投标人近期具备一定数量以上的海缆敷设工程业绩。在这种边界条件下，国内海缆行业目前形成了以东方电缆、中天科技为代表的头部企业聚集度较高的格局。

规划产能偏宽松的背景下，订单预计仍将集中在具备历史业绩的头部企业手中: 磷酸根据当前项目招标情况，我们对2022-2023年的海缆需求进行测算。在2022-2023年我国海上风电新增装机量有望分别达到5GW、10GW的基础上，我们假设海缆的单位价值量维持在20亿元/GW，据此可测算出2022-2023年，我国海上风电对应的海缆需求量分别为100亿元、200亿元，而根据我们对于7家海缆上市公司产能的不完全统计，2022-2023年，其海底电缆合计名义产能或达到207亿元、291亿元，产能供应仍然偏宽松。在此背景下，我们判断历史业绩或将成为海缆招投标过程中的重要壁垒，以220kV送出海缆为代表的高电压、高毛利、高价值量产品订单或仍将主要集中在有历史交付业绩的头部手中。

海缆具备较强属地属性，产能布局或成为头部企业间订单归属的重要影响因素：通常而言，海缆环节的准入门槛在于历史业绩，而对于同样具备历史业绩背书的头部企业，海缆的属地属性则较为凸显，产能布局更贴近需求的厂商在竞标中通常更具优势。我们比较了各省海风项目需求与海缆本土产能，发现2022-2023年广东、山东地区项目对应的海缆需求均超过了当地产能的供应能力。因此，我们认为，已经布局广东地区的中天科技，以及计划布局广东地区的东方电缆、亨通光电，已经布局山东地区的汉缆股份，以及计划布局山东地区的中天科技，未来都有望在相应地区的竞争中取得较大的份额。此外，也有部分二线海缆企业规划在尚未配备海缆产能的省份投资建厂，如起帆电缆、太阳电缆分别计划在广西、福建进行布局，伴随“十四五”后期各沿海省份的需求增长，上述前瞻性布局或将为相应公司带来一定成长机会。

锚链环节：深远海化为未来方向，漂浮式项目逐步落地打开锚链市场空间

深远海化是风资源开发的未来方向：我国海岸线辽阔，丰富的海上资源储备为我国海风产业链发展提供了较大空间，但随着海上风电开发进程的加快，近海风能资源的开发或将逐步趋于饱和，在漂浮式技术逐步成熟之后，深远海化的漂浮式风机或将成为海风发展大方向。一方面，我国深远海域的风资源通常优于近海地区，根据龙源电力，水深50m以上的海面风场风能密度通常约为近海区域的2-4倍，具有极高的开发价值;另一方面，在深远海化推进的过程中，海上风电场的可开发面积也将自然提升，根据风能资源普查成果，我国5-25m水深、50m高度海上风电开发潜力约200GW;而5-50m水深、70m高度海上风电开发潜力则约500GW。基于以上原因，我们认为，不受到水深、海底地质条件限制的漂浮式海上风电将成为远期海风发展的主要增量。

漂浮式风电示范项目陆续落地：目前，我国漂浮式风机技术已经进入了示范发展期，第一台单机容量5.5MW的三峡引领号漂浮式示范项目已于2021年并网，第二台单机容量6.2MW的海装扶摇号漂浮式示范项目已在广东湛江罗斗沙海域顺利完成安装，预计将于2022年并网。除此之外，2022年6月，中国电建提出计划投资225亿元，在万宁市东南部海域兴建1GW的漂浮式海上风电项目，标志着我国漂浮式海上风电已经开始逐步商业化。目前，根据我们的不完全统计，国内已经公开的漂浮式海上风电项目规划规模已经达到了 1,065MW，预计将在“十四五”、“十五五”期间陆续投入运行。

系泊系统通常占漂浮式风场总投资的20%-30%，未来系泊链市场空间广阔：根据CWEA数据，系泊系统价值量一般占到漂浮式风电场总投资20%-30%，以海南万宁项目一期50亿元的总投资规模进行测算，假设项目单机容量为10MW，则单套风机系泊系统的价值量约为5,000-7,500万元。而在整套系泊系统中，锚链又占据了大部分成本，以2021年6月亚星锚链中标海装扶摇号系泊链的总报价2,298万元为例，我们认为单台漂浮式风机所需的锚链价值量约为2,000-2,500万元。在单机容量10MW的假设前提下，仅考虑国内已规划的1,065MW漂浮式风电项目，“十五五”前海上漂浮式风电也可为锚链带来至少20亿的市场空间。

高强度系泊链技术壁垒较高，市场竞争格局稳定：系泊链是用在石油钻井平台、漂浮式海上风电 等海洋结构件上起固定作用的产品，通常需要满足良好的耐海水腐蚀、抗疲劳、耐磨损性能。行业通常按照抗拉强度划分锚链等级，从R1到R6锚链强度逐步增大。目前，高强度系泊链市场竞争格局稳定，能够批量供应R5等级及以上的系泊链供应商仅有我国的亚星锚链与西班牙的维西尼两家公司，具备供应能力的厂商预计可以直接受益于漂浮式风电带来的市场空间增长机遇。

Part 3.国产替代持续推进，轴承、滚子发展空间广阔

风机轴承价值量占比较大，平价时代轴承存在降本诉求

风机轴承尚未完成国产化替代：风力发电机轴承可分为主轴轴承、偏航变桨轴承、齿轮箱轴承三大类。其中，主轴轴承与齿轮箱轴承应用于风机传动链，需要同时承担多重载荷，技术指标要求与加工难度高，国内具备齿轮箱轴承、大兆瓦主轴轴承生产能力的企业依然有限;而偏航变桨轴承主要用于调整风机朝向及叶片桨距角，仅在风力风向发生变化时进行间歇性的转动调整，因此对轴承载荷承受强度要求较低，已经实现了较高的国产化率。

风机轴承价值量占比较大，存在降本诉求：整体而言，由于轴承属于风机零部件中的高技术壁垒环节，其价格与价值量占比均较高。根据我们的测算，主轴轴承与偏航变桨轴承合计价值量可以占到风力发电机价值量的约11%，而对于带齿轮箱的双馈式、半直驱式风力发电机，齿轮箱轴承还将占到风机整体价值量的约6%。由于风电轴承价值量较大，且存在国产化替代空间，这一环节的降本也是风电平价过程中备受关注的一部分。

轴承环节：国内厂商逐步突破大兆瓦技术，性价比优势凸显

海外轴承厂商计划涨价，国内产品性价比优势或进一步凸显：近期受能源危机和俄乌战争影响，海外轴承供应商面临经营成本上升的压力，并已开始向国内经销商发放涨价函，平均涨幅在5%-10%不等。其中，斯凯孚宣布10月1日开始的六个月内，欧洲制造的产品价格上调10%;舍弗勒宣布11月3日起，欧洲制造的产品价格上调6%-8%;铁姆肯宣布11月9日起，大中华区所有进口轴承商品价格上调5%-10%。我们认为，由于轴承头部供应商产能集中于欧洲地区，而欧洲供应商近期面临能源、原材料、运输成本上涨的挑战，短期产品销售价格出现明显上浮;但国内厂商供应链稳定，成本可控。在此情形下，国内轴承产品的性价比优势或将进一步凸显，或能够借此机会实现较快的国产化替代。

掌握大兆瓦主轴轴承、齿轮箱轴承量产技术的国内企业有望领衔国产替代：2016年以来，本土企业逐渐突破大功率风机主轴轴承技术，洛轴、瓦轴先后突破6MW主轴轴承技术并交付样品。 2021年起，伴随国内风机的快速大型化，大兆瓦国产主轴轴承的研发与量产也开始提速，目前，新强联已能够批量生产6.25MW主轴轴承并顺利下线12MW海风主轴轴承;洛轴则已与东方电气签订6.25MW主轴轴承供货协议并顺利下线16MW海风主轴轴承。与此同时，滑动轴承技术也有望凭借着更低的成本成为未来齿轮箱轴承和主轴轴承的迭代方向，当前长盛轴承6MW半直驱机型齿轮箱滑动轴承已完成台架测试，明后年有望逐步小批量应用于齿轮箱轴承领域。我们认为，拥有大兆瓦主轴轴承、齿轮箱轴承量产技术的头部国内企业有望受益于风机轴承的国产替代，实现高于行业平均的增速。

滚子环节：规模化第三方厂商具备较强成本优势

滚动体是轴承核心部件，占轴承价值量的10%-15%：轴承通常由外圈、内圈、保持架、滚动体四部分构成。其中，外圈固定在轴承座上，起到支撑滚动体的作用;内圈固定在轴颈上，与轴同步旋转;保持架将轴承中的滚动体均匀地相互隔开，保证滚动体正常滚动;滚动体则装置于内外圈之间，是决定轴承载荷承受能力、旋转精度、转速、寿命的核心零件，滚动体按形状可以划分为钢球和滚子两类， 滚子的加工难度通常大于钢球，根据五洲新春的公司公告，滚子一般占到轴承价值量的10%-15%。

专业化第三方厂商具备成本优势，市场份额或有望逐步提升：滚子市场中的主要参与玩家可以分为外资轴承厂、国内轴承厂、专业滚子厂、小型滚子厂四大类。头部国内外轴承厂商尽管掌握滚子制造技术，但其所生产的滚子主要供应自身使用，较难形成规模效应，同时由于缺乏同业间技术交流，产品生产迭代速度较为缓慢，成本相对较高，因此存在外采低价滚子的降本诉求。第三方滚子厂商中，小型滚子厂通常无法满足风电轴承要求的性能指标;而专业化第三方轴承厂商面对下游多家轴承客户进行出货，容易形成规模，同时由于需要及时响应下游差异化的需求，技术进步较快，综合竞争力较强。我们认为，专业化第三方厂商在技术、成本等方面具备优势，有望在市场竞争中逐步提升自身份额。截至2021年，以五洲新春、力星股份为代表的专业轴承厂商已在产品研发、客户合作方面取得了较多进展。

Part 4.投资建议

风电招标量维持高位，整体需求景气持续验证，海上风电高增长进入兑现期。整机价格持稳有助于稳定产业链盈利中枢，大宗原材料价格松动有望修复中游盈利能力，产业链方面，建议优先配置业绩增速有望匹配或超越行业需求增速的海风、国产化替代环节的龙头企业。海风方面，海缆、桩基环节或受益于2023年海风需求同比翻倍式增长;此外，深远海化是海风长期发展的大方向，漂浮式风机项目逐步落地或带动锚链环节需求快速增长。国产替代方面，海外轴承厂涨价背景下，国内轴承性价比优势有望凸显，掌握大兆瓦主轴轴承量产技术的企业有望领衔国产替代，同时国内专业化第三方滚子厂商或凭借成本优势，提升市场份额。

推荐东方电缆、汉缆股份、大金重工、海力风电、泰胜风能、天顺风能、五洲新春、新强联、恒润股份、金雷股份、日月股份、三一重能、运达股份、金风科技等，建议关注亨通光电、起帆电缆、宝胜股份、天能重工、长盛轴承、力星股份、明阳智能等。

Part 5.风险提示

价格竞争超预期：风电整机与部分零部件产品价格存在竞争超预期的风险，或对产业环节盈利能力造成不利影响。

原材料价格出现不利波动：大宗原材料成本对风电制造业的盈利能力影响权重较大，若原材料价格出现不利波动，将对各制造企业的盈利情况产生负面影响。

国际贸易摩擦风险：对海外市场的出口是部分风电零部件企业销售的主要组成部分，如后续国际贸易摩擦超预期升级，可能会对相关企业的销售规模和业绩产生不利影响。

大型化降本不达预期：风电制造业后续盈利能力在一定程度上依赖于机组大型化带来的制造成本下降，如大型化降本的幅度与速度不达预期，风电制造企业的盈利能力将受到负面影响。

新能源政策风险：目前风电行业整体景气度与行业政策的导向密切相关，如政策方面出现不利变动，可能影响行业整体需求，从而对制造产业链整体盈利能力造成压力。

消纳风险：随着我国光伏、风电装机容量的提升，其发电出力的不连续性对电网造成的消纳压力逐步增大，如电网企业限制后续新能源发电的新增消纳空间，将对新能源发电需求造成不利影响。

新冠疫情影响超预期：新型冠状病毒肺炎疫情尚未结束，如疫情持续或出现反弹，可能因人流、物流受限而影响风电装机需求，同时亦可能对企业研发投入造成负面影响，进而拖慢新技术研发生产进程。