2）美國——根據測算，美國風力發電在2007年之前占比較低（不到1%），自2007年左右起占比快速增加，2019年風力發電占總發電量的比重在7.29%左右。

對比下來，國內風電還存在較大的發展空間，但需要注意的是，增長空間的天花板究竟在哪里，到底是對標占比較高的歐洲，還是占比較為接近的美國？

1.3 國內風電增長空間

對于國內風電來說，其實無論哪種對標都不太合適，主要原因是風電場對場址的選擇比較敏感，需要在風能資源較為豐富的區域建設，而不同國家的風能稟賦并不相同，難以通過簡單對標來考慮增長空間。因此，主要從國內風能資源量上來預測后期增長天花板。

受氣候影響，我國的風能資源分布較為廣泛，其中比較豐富的地區包括三北（東北、華北、西北，包括內蒙古、新疆等地）地區、東南沿海以及附近島嶼（山東、江蘇、上海等地）。

根據國際可再生能源機構（IRENA）的預測，到2050年國內陸上風電裝機可達到2150GW，2150GW（占國內潛在風電裝機量的24%，潛在裝機量為8800GW），而2018年國內陸上裝機為205GW，該預測潛在的復合增速為7.62%。

此外，該機構預測我國海上潛在裝機量為3860GW（水深小于20米的裝機為496GW、水深在20米至50米之間的為1127GW、水深在50米至100米之間的為2237GW），到2050年，僅有10%，即386GW可以被使用，2018年海上風電累計裝機量為4.44GW，復合增速為14.97%

不過，上面給出的增速，是從可利用資源的邏輯出發，并沒有考慮國內電力供給情況，因而邏輯上存在缺陷，只能作為參考。

因此，這里再用另一種方式測算——風電、光伏等清潔能源將長期替代火電的邏輯。

假定后期不再新增火電機組、以及現有火電機組35年后，也就是2055年全部退役（參考大唐發電機組的折舊年限35年）、火電機組需要由風電、光伏等新能源替代，按照此種方法測算后期風電的裝機空間，具體計算公式如下：

風電所需裝機容量=火電裝機容量*火電利用小時/風電利用小時數。

目前火電機組的裝機容量為：1190.55GW、利用小時數為4293小時（年），風電的裝機容量為210GW、利用小時數為2082小時（年）。

按照此公式，計算出的2055年風電所需裝機容量為2454.87GW二手吊車，年復合增速為7.28%。暫這個方式計算下來的增速，已經是非常樂觀了——隱含假設是火電全部由風電替代，如果假設僅有50%的火電被風電替代，則年復合增速僅有5.17%。

注：上述測算較為簡單粗略，單從風電對火電的替代測算，并未考慮到全社會用電量的增長和風電在整體能源結構中的比重變化。

根據國家發改委能源研究所研究員王斯成的觀點，他認為影響新能源發展的主要障礙，是因為可再生能源和傳統能源屬于頂替和被頂替的關系，兩者之間存在“利益”之爭。

所以，火電被替代的過程，究竟需要多少年，目前還很難說。因而，以上“替代火電”方法測算的數據，也存在不確定性。不過，這樣的測算市場容量的方法，和前面的“以可開發潛力來測算”的邏輯結合在一起，得出的結論能夠印證。

另外，這個市場目前的熱點是：海上風電。不過，雖然前景更好，但目前仍處于起步階段，目前存在技術（比如風電設備的設計、制造、安裝技術仍不夠成熟）、高額投資成本（海上風電的度電成本為0.5元/千瓦時的制約，其份額快速提升的可能性較小。

各類能源的度電成本，來對比一下：光伏、煤電、水電、核電的度電成本分別為0.44元/千瓦時、0.36元/千瓦時、0.26元/千瓦時、0.34元/千瓦時。

因此，盡管風電可開發容量很大，但如果從替換火電角度考慮，風電的增長速度并沒有想象的高（行業年化增長大約5%到7%左右）。

遠期增長大致了解后，接著來看近期增長的幾個主要因素。

1.4 風電周期

行業高頻指標方面，可以看新增裝機容量。從上圖可以看出，風電的發展大致經歷了兩個周期：

1）2005年-2012年，2008年之前增速較高主要是風電裝機基數較低，2009年增速超過100%，主要是當年出臺政策制定陸上風電標桿上網電價，刺激風電發展；2011年開始新增裝機出現下滑，主要和前期發展過快導致風電消納出現困難、風電質量事故頻發有關。

2）2013年-2017年，2014年、2015年新增裝機大幅增加，主要原因是監管層出臺政策下調補貼，帶動行業出現搶裝；2016年開始，新增裝機再次下滑，主要原因是前期增長過快導致棄風現象再次嚴重、政府限制內蒙古、黑龍江等北方六省的新增裝機。

綜上，可以看出，前期風電裝機和政策（主要驅動）、風電消納情況有關：政策出臺——裝機量大幅上升——產能過剩（棄風率上升）——裝機量大幅下滑（棄風率改善）。

2019年5月，監管層再次發布下調補貼的政策，要求2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網的，國家不再補貼；2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。

簡單總結一下，一是之前積壓的核準項目，必須在2020年或者2021年底建設完畢，否則不能享受補貼；二是從2021年開始，陸上風電項目全面取消補貼。

因此，可以確定，2019年-2021年是搶裝時點，新增裝機量會大幅增加。目前，受公共衛生事件影響，2020年一季度裝機量出現下滑（50.63%），預計從2020年4月開始逐漸恢復，累計增速較上月上升15個百分點，但增速仍未負（35.45%）。

當前，風電因搶裝處于景氣度較高的階段，那么，這樣的景氣度能延續到什么時候？需要看另一個高頻指標——棄風率。

1.5 棄風率

首先，電力系統是一個發電、輸電、用電同時進行的系統，每分每秒都必須保證發電與用電一致。用電負荷可以準確預測，準確度可達99%，而水電、火電等常規可控電源必須配合難以準確預測的風電、光伏發電進行電力平衡。

圖：平衡是電力系統的基本屬性，電網就是一座天秤

當水電、火電（火電存在最小技術出力，出力范圍一般在50%~100%）調節空間不足時，新能源也就沒有了消納空間。

棄風，指的是由于電網消納不足等原因，導致風能資源浪費的現象，描述這種浪費程度的指標就是棄風率。

在缺少補貼的時代，影響風電裝機的首要因素就是棄風率——棄風率高、反映風電消納不足，后期新增裝機規模會受限。

從上圖可以看出，歷史棄風率和新增裝機呈現明顯的負相關關系——比如2012年，受前期新增裝機影響，棄風率達到高點（17%左右），當年新增裝機出現大幅下滑；2016年受前兩年搶裝影響，棄風率再次高企（17%左右）同時新增裝機增速大幅放緩。

看上圖，雖然棄風率之前有波動，但未來，大概率會維持在一個比較低的水平，較難再上升。主要原因是監管層通過政策嚴格限制棄風率，比如2020年國家電網設定的棄風率為低于5%，南方電網要求不棄風。

不棄風，并不代表后期風電新增裝機會大幅放量，主要原因是提升風電，就意味著火電消納的減少，而在火電機組還能使用的情況下，火電消納難以快速下降（利益博弈）。如果此時大幅提高風電、光伏等新能源的裝機，可能會影響其消納，進而使得棄風棄光率上揚。

因此，從行業邏輯來看，和在宏觀研究中得出的結論相印證，搶裝是短期業績增長邏輯，這個邏輯結束后，風電的增長速度可能并不樂觀。綜上，可以看出，目前短期增長較為確定，但2021年之后增速大概率會回落（低速增長，甚至受如全社會用電量增長放緩、風電成本下降不及預期、風電消納能力惡化等因素的影響，負增長都有可能）。

那么風電周期是否會一直存在下去嗎？可以參考一下風電最發達的歐洲地區的風電發展進程。

不同于國內裝機主要以路上風電為主，歐洲國家因為受國土面積因素的影響，主要以發展海上風電為主。

歐洲海上風電市場經過30年的努力發展已經實現平價上網。取得這樣的成就與政策支持、技術創新、供應鏈建設的貢獻密不可分，過去10年歐洲海上風電產業無論從技術、產能還是裝機規模均取得長足進步。2019年歐洲海上風電新增并網容量3.6GW，截至2019年底，歐洲海上風電累計裝機22GW。

在2010年歐洲國家的海上風電度電補貼均遠高于中國，經過10年的規模化發展，新項目電價自2017年以來就接近平價，2019年英國新項目中標電價甚至低至0.35元/千瓦時。

1991-2011：歐洲海上風電處于探索示范階段：

1991-2001年的第一個10年間，丹麥、荷蘭、英國等合計建設了9個海上風電項目，其中5個項目容量低于10MW。這一階段主要關注海上風電技術的可行性，在不計單位成本投入時控制建設規模，小步快跑迭代技術和建設經驗。

經過10年的探索論證，以丹麥、英國、德國為首的西歐國家逐步認可海上風電的可行性和資源潛力，形成堅定的政策支持。從2002年-2011年，歐洲市場進入商業化開發階段，通過加大單體項目開發規模來降低成本。

海上風電最先在西歐發展的主要因素有三點：

西歐國家處于能源安全和低碳發展的考慮支持海上風電技術作為可再生能源的探索發展；

歐洲陸上風電發展的土地資源有限；

海上風電可以很好地利用海上石油開發及運營經驗，隨著北海油田的衰落，當地石油產業轉型發展海上風電以維持增長和就業崗位。

2012-2019：商業化規模化、平價、遠海前行：

進入2012年以來，歐洲海上風電開發迅速向商業化、大規模、零補貼模式靠攏，2007年英國批準了愛爾蘭海域450MW的Walney風電場，全球首個應用輕型高壓直流（HVDClight）的德國BardOffshore1（400MW）也提上開發日程。由于水深和離岸距離的增加，2016年之前單千瓦資本開支并非線性下降，而是先抑后揚，2016年左右穩定在人民幣2.4萬元，水深和離岸距離較小的項目單位造價可降至1.8萬元人民幣。

圖：歐洲海上風電容量越來越大，平均單機功率越來越高，水深和離岸距離也不斷增長

經過持續的政策支持、技術創新、供應鏈建設，歐洲海上風電在過去的10年取得長足發展。2019年，歐洲海上風電新增并網容量3.6GW，其中英國刷新最高紀錄達到1.8GW，德國新投運1.1GW，同比增長13%；丹麥新增374MW。

葡萄牙的WindfloatAtlanticPhase1漂浮式項目使用半潛式平臺安裝3臺V164-8.4MW風電機組，目前其中一臺機組已完成并網，該機組也成為世界上最大的漂浮式風電機組。該項目屬于試商用規模，同時也是全球第一個獲得銀行商業金融支持的漂浮式海上風電項目。

截至2019年底，歐洲海上風電累計裝機22GW，合計5047臺海上風機分布于12個國家。累計裝機容量排名前五的國家所占份額達99%，分別是英國（45%）、德國（34%）、丹麥（8%）、比利時（7%）和荷蘭（5%）。

隨著度電成本的快速下降，過去五年歐洲海上風電的上網電價快速下降。英國海上風電的招標電價已經下降至0.35元/千瓦時，德國也實現了零補貼。目前計劃在2023-2025年投運的歐洲項目多數電價在0.4元以下。

未來全球海上風電仍有成本優化空間，隨著漂浮式風電進入商業化階段（風場規模更大）、使用更大的風機、技術進步、供應鏈的成熟，漂浮式風電的度電成本將大幅下降（采用這種設計的初衷，其實也很務實二手吊車，就是要降低海上風電的成本。因為當水深超過50-60米后，安裝水下基礎的價格就變得極為昂貴，所以采用浮式風機將會極大的節省成本），不僅有能力與固定基礎海上風電項目競爭，甚至與陸上風電相比也有很強的競爭力。

圖：漂浮式風電

歐盟委員會在2019年11月提出2050年歐洲海上風電裝機達到450GW的宏偉目標，該目標報告由10個與歐盟共同協調海上風能方面工作的“北海”國家的能源部提交，預期2050年歐盟僅需開發3%的海域面積，獲得30%的所需能源。

歐洲主要國家裝機量和棄風率

圖表：歐洲歷史風電新增裝機（MW）

2018年歐洲新增裝機12.11GW，同降24%風電備件招標，主要原因是英國（可再生能源義務證書政策的終結）和德國（不利的招標設計機制和審批問題）下滑，展望未來歐洲發展動力主要來自于“2030年氣候與能源政策框架”，可再生能源占比提升至27%。

意大利：2009~2012年，意大利的棄風率分別是10.7%、5.8%、2.7%、1.2%，棄風原因包括火電機組最小出力限制、保證備用量以及輸電阻塞。

德國：截至2014年年底，風電裝機容量38115兆瓦，而棄風率卻不到1%，如此高的消納利用率，得益于各個輸網公司對其控制區域內風電相對精確的預測。

歐洲棄風率低的原因：

（1）輸送距離短，電源接在負荷側

首先看我國風電分布情況：

顏色深的地方代表新能源裝機多。我們可以看到，新疆、甘肅、寧夏、內蒙古這些顏色深的區域，自己是用不了這么多電的，而需要用清潔電的東部地區裝機容量少。所以，在我國想要大規模使用新能源，只能長距離輸送。因此，國家電網公司建設了多個特高壓輸電工程，就是為了把清潔電送得更遠、更多。

舉個例子：

酒泉—湖南±800千伏特高壓工程線路全長2383千米。

再看看這張圖——可再生能源非常發達的北歐地區，包括瑞典、挪威以及丹麥、德國北部。白色的斯堪的納維亞半島長1850千米，大約比酒泉—湖南特高壓線路還要短533千米。

與我國更為不同的是，歐洲地區的可再生能源大多是分布式接入，并且接入在負荷側，相當于風機就建在用電多的地區。再簡單粗暴地類比一下呢，相當于把內蒙古的大風機直接裝在江蘇一樣，傳輸距離短，即發即用，清潔能源消納更容易。

即便歐洲有傳輸距離短的優勢，但和我們一樣，歐洲也正在大力建設輸電網架，實現清潔能源在大范圍內的優化配置。

（2）靈活調節電源比例大，電力系統更靈活

從這張2015年的數據圖可以看到，我國“三北”地區火電占比達到71.1%（很高），抽蓄、常規水電等靈活調節電源占比不足8%（很低）。

而美國和西班牙的靈活調節電源（水電、燃油燃氣、抽蓄）則分別達到新能源電源裝機的8.5倍和1.5倍。

再舉個例子：

2015年7月25日，德國太陽能、風能和其他可再生能源的發電量創下占該國當日總用電量78%的紀錄。

主要調節的其他電源當天在7個小時內由1443萬千瓦降至309萬千瓦，這樣大的波動對電網靈活性和堅強性的考驗很大。

丹麥的風電資源非常豐富，2015年第1周就有34個小時的全國負荷由風電提供。在這周，丹麥全國五分之一的電都是清潔風電。丹麥的風電通過與挪威水電相配合調度，減少了調峰的成本。

對比國內，國內也有這樣的“風水互濟”模式——甘肅與湖南。酒泉—湖南±800千伏特高壓直流輸電工程正式投運后，甘肅的風電就可以和湖南的水電配合調度。（當然，這距離可比丹麥到挪威遠得多。）

（3）精準預測

可再生能源特別是風電，光伏等發電受氣候與天氣影響較大，在一天內可能波動幅度巨大，其不穩定性與不可靠性是造成其無法大規模消納的重要因素。如果能提前相對精確預測出可再生能源特別是風電光伏的當日發電功率曲線與用電負荷曲線，那么就可以根據預測曲線提前安排火電等傳統化石能源發電廠的發電計劃，以達到最大幅度消納新能源的目的。

在德國四個大輸電區域中，由相應的輸網公司負責維持電網穩定。廠網分離之后輸電公司必須向調頻市場購買平衡電力，以平衡計劃與實際之差。目前一次，二次，三次調頻能量可以按需拍賣，其中除一次調頻由于無法計量而按功率收取費用外，其余兩種調頻皆按功率與電量進行二元計費。由輸網公司向相應的調節商支付。同時由于德國存在四大輸電網區，各個輸電區域之間也會在進行一些平衡。

同時，每個大輸電區又由許多平衡基團組成，每個區域100個到200個不等。平衡基團是德國電網調節中虛擬的基本單元，在此單元中，所有的終端用戶消耗電量、產電商發電量以及輸入輸出電量必須達到平衡。單元內發電量，耗電量，流入流出電量都由平衡基團責任方負責預測與經營，并且受到區域輸電網公司的管理。平衡基團可大可小，在德國任何一個參與電力交易的能源公司，必須擁有至少一個平衡基團，所以平衡基團責任方可以是單純一家發電廠，也可以是負責給一片小區供電的能源公司。平衡基團責任方必須每天預測自身區域內流入與流出的電量，并制成計劃上交給輸網公司，而輸網公司會根據這些表格在內部平衡之后做出全區域的計劃。

每當實際流入流出平衡基團的電量與計劃表發生偏差，平衡基團責任方就必須向其所在輸電區域的輸電公司購買平衡電力，而價格由輸電公司在二次調頻與三次調頻中的投入計算得出。在德國無論是正向平衡電力，還是逆向平衡電力的費用是一樣的，都按照平衡電力的電量價格的加權平均值計算得出。而這個值，往往遠大于在歐洲電力交易市場中的交易電價。

由此可見，一個平衡基團責任方的預測準確與否，會直接影響到其在電力交易中的盈利。同時輸網公司的盈利也一定程度上與之相關，當大輸電區的整體偏差較大時，會使輸網公司在一次調頻上的投入增大，對于這一部分支出，輸網公司不能從與下面的平衡基團責任方的交易中得到補償，這就驅使輸網公司對其管理的平衡基團責任方加強管理。由此，精準預測負荷與發電量，尤其是不穩定的新能源的發電功率，成為輸網公司與平衡基團責任方的利益訴求，大大提高了二者預測的積極性。提高了預測精度后便可以大大減少擁堵的可能性，增加新能源的消納。

（4）開放的電力市場&靈活的電價機制

在歐盟統一電力市場的建設目標的指導下，歐盟各國市場間相互開放，逐步向統一電力市場發展，促進了新能源的消納。葡萄牙和西班牙同屬伊比利亞電力市場MIBEL，德國屬于EPEX電力市場，包括MIBEL、EPEX在內的歐洲7個主要市場已經實現了日前和日內市場聯合出清，與跨國雙邊交易共同構成了歐洲統一電力市場。

另外，歐美國家還實施了綠色證書交易。綠色證書交易是在強制性可再生能源配額制基礎上引入的一種市場化機制，促進可再生能源配額制的實施，增強配額任務的靈活性，降低可再生能源實施成本。今年，我國也會開始實施這項政策。

但是，新能源發電的綜合成本高，發展新能源勢必帶來整體發電成本的上漲，最終體現在終端銷售電價中風電備件招標，由每一位用戶承擔。

雖然使用清潔電讓電費變貴了，但是歐洲居民還是在熱情地用錢包支持新能源事業。英國卡迪夫大學的一項民意調查顯示，太陽能發電、風電、水電等清潔能源廣受好評，石油、煤電、核電等傳統能源成為了“不受歡迎的能源”。

縱觀歐洲的風電發展歷程，可以看出：

（1）規模化發展是歐洲海上風電降本的核心驅動力

（2）從補貼到平價是新能源發展的必經之路

對比2010年歐洲主要國家與中國的海上風電度電補貼可以看出，在2010年歐洲海上風電項目均享受遠超中國的高補貼，但正是由于2012年開始進入規模化商業化開發，歐洲海上風電的成本和招標電價快速下降。

德國海上風電招標電價自2017年開始已經實現了零補貼，2017年招標的GodeWind3招標電價甚至低至0.46元/千瓦時，接近我國東南沿海省份的火電燃煤標桿電價。

英國海上風電的招標電價從2013年的1.43元/千瓦時已下降至0.35元/千瓦時，5年內累計降幅達到76%。

從歐洲的風電發展歷史來看，從最開始的探索示范階段，再到商業化規模化平價階段，政府補貼和政策支持是必不可少的推動力量，在產業發展初期起到了舉足輕重的力量。

（3）補貼退出，平價上網之后，風電周期會繼續存在

從歐洲17年風電基本實現平價上網后可以看出，平價上網后，裝機量沒有出現明顯的增長，18年反而出現了下滑，所以當補貼退出風電實現平價上網之后，補貼和搶裝將不會再是風電周期的主導因素，宏觀上的國家產業結構的變化，對未來能源結構的規劃，社會總用電量的增長，電網消納能力的提升，微觀上的行業供需，市場競爭格局等將變成影響風電周期的主導因素。未來怎樣讓新能源更多消納，怎樣讓新能源更便宜，怎樣讓新能源更安全，才是行業內的各個參與者應該為之努力的方向，對平價上網后，補貼和政策不再占據主導地位的這種風電周期我們暫且稱它為“新風電周期”。

二、風電行業上下游代表企業基本面

通過上圖，可以發現幾點：

1）風電行業上中游環節收入增長速度較高一些，主要原因是2019年5月政策落地，平價前下游運營商開始搶裝，帶動中上游收入上漲，而下游由于需要電站并網才能產生收入，收入增長時點晚于中上游，所以其收入增長不明顯；

2）整體看，上游龍頭收入增速要高于中游，主要的原因是收入體量不同，導致平價搶裝刺激的影響也不同。中游企業的收入體量在100億元以上（金風科技在380億元左右），而上游除葉片環節收入體量在100億元以上外，其余賽道收入體量較小，導致平價對其刺激更大，收入波動更大。

政策對中上游的影響要先于下游（2016年裝機大幅下滑，同年中上游收入增速開始轉負，而下游電站運營商收入未受影響）、上游由于體量問題增速變動比中游明顯。

再來看各環節道回報情況。

2.1 風電行業上下游企業回報情況

這里重點來看中上游企業回報情況。從回報層面來看，上游零部件環節的回報要明顯好于中游整機環節。

從歷史十年的回報來看，上游的回報也確實好于中游。此外，各環節的回報波動比較大，主要和風電裝機周期有關，比如2014年、2015年為周期高點，各環節回報也較高，2016年、2017年行業進入下行周期，回報也開始走低。

從利潤率水平來看，上游的毛（凈）利率水平要高于中游：

1）上游幾大回報較高的零配件環節，挨個來看：

機艙罩，雙一科技毛利率相對較高，主要原因是其在定價時會將運輸費用包含在銷售價格里，而實際發生的運輸費用在銷售費用中核算。這個環節集中度較低，龍頭市占率在10%左右。

鑄件（日月股份）、主軸（金雷股份）環節的毛利率較高，主要是其競爭格局較好（鑄件CR5為81%，主軸CR2超過50%），具備一定定價權。

塔筒集中度較低，天順風能的市占率在10%左右。

另外，出口邏輯也需要考慮，出口多，意味著增長空間更大。

從海外收入占總收入的比重來看，機艙罩（34.5%）、主軸（54%）、塔筒（34.5%）的海外收入占比較高，葉片、鑄件在15%左右。整體來看，機艙罩、主軸、塔筒的出口邏輯更強。

2）整機中的龍頭金風科技毛利率較低，主要是因為其下游為大型央企，話語權強，導致其定價權較低，另一個原因是2019年結算的是2018年及以前市場競爭積累的低價訂單。

從周轉率水平來看，應收賬款周轉率較為接近，但上游的周轉率略高于中游，主要原因是下游電站運營商多為大型央企，話語權較強。固定資產周轉率差異較大，但并無明顯規律，可能是企業的其他業務導致，比如金風科技的固定資產周轉率偏低，主要是其還運營風電場，導致固定資產較高，拉低周轉率。

而從資產負債表結構來看，固定資產是該賽道的核心資產，以一單位核心資產所帶來的收益能力來看，日月股份的綜合能力較高，能達到3.11元的收入、0.45元的凈利潤及0.76的現金流。其次，是雙一科技、金雷股份。

綜上，可以發現風電環節的上游回報要高于中游，主要原因是其競爭格局較好，擁有定價權，而中游整機雖然同樣格局較好，但由于其下游為大型央企，其定價權較小，導致其回報、周轉率較低。

研究完以上信息，總結一下這條產業鏈的基本面：

1、增長空間：風電陸上、海上潛在裝機量可以達到8800GW、3860GW，不過實際替代火電所需裝機量（目前火電機組的裝機容量為：1190.55GW）顯著小于該潛在裝機量，根據測算，2055年替換火電所需裝機容量為2454.87GW，年復合增速為7.28%；

2、風電行業的前瞻指標：風電賽道主要關注指標包括裝機量、棄風率，但這兩個指標前瞻性不強；

3、回報情況：整體來看，上游回報好于中游，主要是上游環節鑄件、主軸等環節競爭格局較好，而中游整機環節受上下游擠壓，回報偏低；

4、增長情況：2019年-2021年在2019年政策刺激下，存在一輪搶裝時間，但長期增長需要考慮火電機組退出情況；

5、估值情況：由于各細分賽道龍頭公司和其可比公司差異過大。總體來看，估值水平為下游