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1、敬请参阅最后一页特别声明 1 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，短期叶片行业供需紧平衡，短期叶片供给弹性较小。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

2、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。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

3、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。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

4、。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。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 1520%，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

5、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。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 2 扫码获取更多服务 内容目录内容目录 一、风电叶片：提价逻辑顺畅，看好行业量利齐升.4 二、供需紧平衡、大叶片结构性稀缺有望驱动价格上涨.4 2.1 行业供需紧平衡，短期叶片供给弹性较小.4 2.2 风电大型化趋势明显，大叶片结构性短缺支撑提价.5 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.8 三、议价权提升、

6、成本传导与结构优化，叶片厂商盈利进入回升通道.10 3.1 风电纱供给集中、短期增量有限，看好玻纤复价弹性.10 3.2 原材料及叶片价格有望上涨，带来风电叶片盈利弹性.12 四、投资建议.13 五、风险提示.13 图表目录图表目录 图表 1：零部件等直接材料占风机成本的 92%.4 图表 2：直接材料中叶片价值量最高，占比约 20-30%.4 图表 3：2024 年国内风机新增招标 157GW，同比+93%.4 图表 4：预计 2025 年国内风电装机 115GW，同比+32%.4 图表 5：预计 2025 年叶片环节供需紧平衡.5 图表 6：头部两家叶片企业国内合计市占率接近 50%.5

7、图表 7：叶片单 GW 投资额在 0.8-4 亿元不等，自购用地.5 图表 8：大型化趋势下国内风机单机容量持续提升（MW）.6 图表 9：24 年新增装机中 8MW 及以上机型占比同比+7pct.6 图表 10：下游整机厂商在手订单大型化趋势明显.6 图表 11：预计 25 年 8MW 及以上机型占比将提升至 30%.6 图表 12：为适配更大单机功率的风机，叶片长度持续提升.7 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.7 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.8 图表 15：条件较好地区项目单位建设成本低至 3

8、-4 元/W.8 图表 16：风机成本占项目建设投资的 30%-40%.8 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.9 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.9 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.9 图表 20：4Q24 行业中标价格企稳探涨.10 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 3 扫码获取更多服务 图表 21：2023 年国内应用在风电领域的玻纤占比 14%.10 图表 22：2023 年风电高模纱在增强纱中占比达到 20%.10 图表

9、23：风电叶片主要材料成本占比高达 75%.11 图表 24：增强纤维在风电叶片成本占比中达 21%.11 图表 25：国内风电纱产能 Top3 占比约 90%.11 图表 26：短期玻纤产能释放影响有限.11 图表 27：风电玻纤需求量将受风电装机需求高增带动.12 图表 28：中国巨石玻纤报价走势（元/吨）.12 图表 29：风电叶片毛利率弹性敏感性测算.13 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 4 扫码获取更多服务 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

10、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。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。图表图表1 1：零部件等直接材料占风机成本的零部件等直接材料占风机成本的 92%92%图表图表2 2：直接材料中叶片价值量最高，占比约直接材料中叶片价值量最高，占比约 2020-30%30%来源：运达股份公司公告，国金证券研究所 来源：运达股份公司公告，

11、国金证券研究所；注：原材料采购占比 2.1 2.1 行业供需紧平衡，短期叶片供给弹性较小行业供需紧平衡，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%。图表图表3 3：20242024 年国内风机新增招标年国内风机新增招标 157GW157GW，同比，同比+93%+93%图表图表4 4：预计预计 20252025 年国内

12、风电装机年国内风电装机 115GW115GW，同比，同比+32%+32%来源：金风科技业绩演示材料、风电头条、央国企电子招标平台，国金证券研究所；注：2024 年前三季度为金风科技披露，四季度招标数据为国金电新统计 来源：CWEA，国金证券研究所预测；注：吊装口径 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。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 5 扫码

13、获取更多服务 图表图表5 5：预计预计 20252025 年叶片环节供需紧平衡年叶片环节供需紧平衡 图表图表6 6：头部两家头部两家叶片企业叶片企业国内合计市占率接近国内合计市占率接近 50%50%来源：GWEC，国金证券研究所预测 来源：中材科技公司公告、CWEA 等，国金证券研究所 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。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

14、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。图表图表7 7：叶片单叶片单 GWGW 投资额在投资额在 0.0.8 8-4 4 亿元不等，自购用地亿元不等，自购用地 企业（产能地点）企业（产能地点）总投资总投资 产能产能 叶片长度叶片长度 对应产能对应产能 中材科技（阳江）13 亿元 200 套 100-150m 3GW 三一重能（巴里坤）

15、10 亿元 400 套 95-136m 4GW 远景能源（巴彦淖尔）3 亿元 400 套 100m 以上 4GW 来源：中材科技环评材料、哈密零距离、巴彦淖尔经济技术开发区党建，国金证券研究所 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 2.2 风电大型化趋势明显，大叶片结构性短缺支撑提价风

16、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。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 6 扫码获取更多

17、服务 图表图表8 8：大型化趋势下国内风机单机容量持续提升（大型化趋势下国内风机单机容量持续提升（MWMW）图表图表9 9：2424 年新增装机中年新增装机中 8MW8MW 及以上机型占比同比及以上机型占比同比+7pct+7pct 来源：CWEA，国金证券研究所 来源：CWEA，国金证券研究所 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

18、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。图表图表1010：下游整机厂商在手订单大型化趋势明显下游整机厂商在手订单大型化趋势明显 图表图表1111：预计预计 2525 年年 8MW8MW 及以上机型占比将提升至及以上机型占比将提升至 30%30%来源：运达股份公司公告，国金证券研究所 来源：CWEA，国金证券研究所 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

19、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。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 7 扫码获取更多服务 图表图表1212：为适配更大单机功率的风机，叶片长度持续提升为适配更大单机功率的风机，叶片长度持续提升 来源：FT research、EcoPolitic，国金证券研究所 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

20、性紧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。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。图表图表1313：叶片厂房工位按照目标叶

21、型长度进行规划，产能升级叶片厂房工位按照目标叶型长度进行规划，产能升级/扩产需先改造厂房扩产需先改造厂房 来源：中材科技环境评价书，国金证券研究所 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，行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 8 扫码获取更多服务 有望复刻 2020-2021 年的价格上涨，实

22、现较为明显的超额收益。图表图表1414：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 来源：中材科技公司公告、CWEA，国金证券研究所 2.3 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。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

23、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。图表图表1515：条件较好地区项目单位建设成本低至条件较好地区项目单位建设成本低至 3 3-4 4 元元/W/W 图表图表1616：风机成本占项目建设投资的风机成本占项目建设投资的 30%30%-40%40%来源：龙源设计院，国金证券研究所；注：含配储成本，假设项目位于平原地区，规模设定为 200MW 来源：龙源设计院，国金证券研究所；注：含配储成本 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。即使考虑新能源项目入市带来的电价下降

24、，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

25、 6MW 及以上风机的项目建设成本，风机涨价具备合理前提。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 9 扫码获取更多服务 图表图表1717：20242024 年绝大多数参与现货交易的省份风电交易年绝大多数参与现货交易的省份风电交易均价高于均价高于 0.250.25 元元/kWh/kWh 图表图表1818：0.250.25 元元/kWh/kWh 电价假设情形下，大兆瓦机型仍能电价假设情形下，大兆瓦机型仍能满足满足 7%IRR7%IRR 的初始投资成本要求的初始投资成本要求 来源：兰木达电力现货，国金证券研究所 来源：龙源设计院、能源日参，国金证券研究所 行业招标标准改革进行时，整机价格有望向上。行

26、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

27、 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。图表图表1919：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 投标单位投标单位 风机投标均价（元风机投标均价（元/kW/kW）若按照旧评分规则打分若按照旧评分规则打分 新规则打分新规则打分 投

28、标人 D 1386 满分 满分 投标人 B 1405 扣分 满分 投标人 A 1508 扣分 扣分 投标人 G 1530 扣分 扣分 投标人 F 1550 扣分 扣分 投标人 C 1550 扣分 扣分 投标人 I 1605 扣分 扣分 投标人 E 1694 扣分 扣分 投标人 H 1720 扣分 扣分 来源：北极星风力发电网，国金证券研究所 整机中标价格企稳探涨，有望带动零部件企业盈利修复。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

29、，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。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 10 扫码获取更多服务 图表图表2020：4Q244Q24 行业中标价格企稳探涨行业中标价格企稳探涨 来源：风电头条，国金证券研究所；注：含塔筒订单按照塔筒价格 300 元/kW 处理为不含塔筒价格 新能源入市新政催化下，风电行业迎来新一轮抢装。2 月 9 日，国家发改委、国家能源局下发关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知，新能源存量项目、新投产项目以

30、2025 年 6 月 1 日为限新老区别执行，预计受 6 月 1 日新老政策划断影响，部分项目有望提前推进，带动行业上半年需求加速释放，在行业全年需求持续释放背景下，整机企业保供意愿强烈，叶片作为供需较好的环节，有望在价格谈判中取得一定优势，实现较为明显的盈利修复。3.1 3.1 风电纱供给集中、短期增量有限，看好玻纤复价弹性风电纱供给集中、短期增量有限，看好玻纤复价弹性 风电是玻璃纤维的主要应用领域之一，需采用高模纱。风电纱是一种专用于风电行业的电子级玻璃纤维纱，主要用于叶片部分，可加工成编织物或者拉挤板，与树脂复合使用。制造出来的风电叶片弹性模量愈高，玻璃纤维的刚度愈强，材料愈能抵抗弹性形

31、变。我国玻纤应用领域主要集中在建筑材料、交通运输、电子电气、风电、工业设备等领域，其中风电领域应用占比为 14%。据中国玻璃纤维工业协会统计，2023 年风电纱在我国玻璃纤维增强纱内占比约 20%。图表图表2121：20232023 年国内应用在风电领域的玻纤占比年国内应用在风电领域的玻纤占比 14%14%图表图表2222：20232023 年风电高模纱在增强纱中占比达到年风电高模纱在增强纱中占比达到 20%20%来源：中国巨石 2023 年年报、国金证券研究所 来源：中国玻璃纤维工业协会、国金证券研究所 玻璃纤维是风电叶片的重要原材料，支撑叶片走向大型化和轻量化。原材料占叶片成本的75%，而

32、在原材料成本中占比较大的主要是增强纤维、基体树脂、夹芯材料和结构胶。大型化、轻量化和低成本叶片是推动机组度电成本降低的最有效手段，为实现目标，复合材料成为风电叶片唯一可选材料。复合材料的增强纤维类别有很多，目前风电叶片大规模应34%16%21%14%15%建筑材料交通运输电子电气风电工业设备51%20%29%普通热固纱风电高模纱热塑纱行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 11 扫码获取更多服务 用的增强纤维主要为玻璃纤维，其成本在风电叶片成本占比中高达 21%。图表图表2323：风电叶片主要材料成本占比高达风电叶片主要材料成本占比高达 75%75%图表图表2424：增强纤维在风电叶片成本占比

33、中达增强纤维在风电叶片成本占比中达 21%21%来源：复合材料在大型风电叶片上的应用与发展、国金证券研究所 来源：复合材料在大型风电叶片上的应用与发展、国金证券研究所 风电纱竞争格局相对集中，新增产能短期影响有限。风电纱具备迭代快、生产和认证壁垒较高的特性，主要关注其高模、高强等性质。由于风电纱为增强高模纱，相对生产和认证壁垒较高，国内风电纱产能主要集中在三大家：中国巨石、泰山玻纤（中材科技子公司）、国际复材，合计产能份额占全国产能约 90%。2023 年国内风电高模纱产量为 114 万吨，随着风电新增装机的增长，需求量将会进一步提升。在建玻纤产能方面，长海股份和泰山玻纤近期点火项目均属于无碱

34、粗纱，与风电纱存在差异，产线定位为高模、高强玻纤的协合新能源、东方希望为行业新进入者，短期内行业供给影响有限。图表图表2525：国内风电纱产能国内风电纱产能 Top3Top3 占比约占比约 90%90%来源：华经情报网、国金证券研究所 图表图表2626：短期玻纤产能释放影响有限短期玻纤产能释放影响有限 省份省份 企业名称企业名称 基地基地 生产线生产线 年产能年产能 产品结构产品结构 最新动态最新动态 江苏 长海股份 常州 5 线 15 万吨 无碱粗纱 24Q3 点火，处于产能爬坡期 江西 中国巨石 九江 5 线 20 万吨 无碱粗纱 点火或延后，25 年 Q1 择机 山西 泰山玻纤 山西 1

35、 线 15 万吨 无碱粗纱 25Q1 已点火，处于产能爬坡期 吉林 协合新能源 白城 1 线 10 万吨 ECR 玻纤 2024 年 3 月开工 重庆 东方希望 丰都工业园 一期 30 万吨 ECR 高性能玻纤纱 一期项目建设中，2024 年开工 重庆 重庆国际 长寿 电子智能线 8.5 万吨 电子纱 2025 年 1 月开工 内蒙古 天皓玻纤 呼和浩特 二期 30 万吨 无碱粗纱 2023 年 10 月开工，预计 25Q1 点火 来源：公司公告、艾邦网、澎湃新闻网、国金证券研究所 75%7%13%2%3%原材料研发成本建造成本销售成本其他成本21%33%25%8%6%7%增强纤维基体树脂夹芯

36、材料结构胶金属及配件其他37%29%25%9%中国巨石泰山玻纤重庆国际其他行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 12 扫码获取更多服务 风机和叶片大型化将提升高性能玻纤的需求量，预计 2025 年风电纱需求有望增长 33%。玻纤主要应用部位在叶片，每 GW 风电机组需要用到约 1 万吨的玻璃纤维，115GW 风电机组装机量对应玻纤约 115 万吨，受益与风电装机需求高增，预计 2025 年风电领域的玻纤同比有望增长 33%。图表图表2727：风电玻纤需求量将受风电装机需求高增带动风电玻纤需求量将受风电装机需求高增带动 来源：CWEA、国金证券研究所 风电纱开启复价，价格有望上涨 1520%。

37、2024 年 3 月以来玻纤行业针对各类产品开启复价，但不包括原先已签订的长协订单。2024 年 11 月 27 日至 11 月 28 日，中国巨石、泰山玻纤、重庆国际、山东玻纤、四川威玻、长海股份、元源新材等玻纤企业陆续发布复价或调价函，涉及的产品种类有：风电纱、热塑短切产品、直接纱、合股纱、短切毡等，为2025 年的相关产品合约准备。具体看，中国巨石预计全系列风电纱复价 15%20%，复价的落地将带动玻纤的涨价，从而进一步强化叶片提价预期。风电长协比例约 70-80%，短切长协比例约 30-40%，预计在 25Q1 开始逐步落实。图表图表2828：中国巨石玻纤报价走势（元中国巨石玻纤报价走

38、势（元/吨）吨）来源：卓创资讯、国金证券研究所 3.2 3.2 原材料及叶片价格有望上涨，带来风电叶片盈利弹性原材料及叶片价格有望上涨，带来风电叶片盈利弹性 玻纤企业开启复价，叶片原材料有望上涨。11 月 27 日，中国巨石等玻纤企业接连发-20%0%20%40%60%80%100%120%0204060801001201402018201920202021202220232024E2025E风电纱需求（万吨）同比（%）3,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,00011,00019/0119/0419/0719/1020/0120/0420/0720/102

39、1/0121/0421/0721/1022/0122/0422/0722/1023/0123/0423/0723/1024/0124/0424/0724/1025/01巨石（成都）2400tex喷射合股粗纱巨石（成都）2400tex缠绕直接纱巨石（成都）2400texSMC合股粗纱行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 13 扫码获取更多服务 布复价函，对全系列风电纱复价 15%20%、热塑短切产品复价 10%15%、短切毡产品复价 300 元/吨，长协复价的落地将带来叶片原材料的成本上涨。叶片供需偏紧下，叶片价格有望上涨。风电叶片行业供需偏紧下，叶片厂商议价能力将提升，带来叶片价格的上涨。此

40、外，叠加产能利用率的提升，相关企业的盈利能力涨幅或超预期。叶片企业近几年为产能投入期和产品加速迭代期，叠加风电行业周期性的特点，部分工厂产能未得到有效释放，产品换型次数多，毛利率也相对偏低，未来在市场对大尺寸叶片需求逐步释放的情况下，叶片企业产能有望得到有效利用，带动盈利能力的改善。图表图表2929：风电叶片毛利率弹性敏感性测算风电叶片毛利率弹性敏感性测算 来源：国金证券研究所测算 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大、且客户资源积累领先的第三方龙头叶片企业中材科技 等。原材料价格大幅

41、波动：原材料价格大幅波动：叶片成本中原材料占比约 75%，若原材料价格出现较大幅度波动，对叶片企业成本将会产生不利影响，从而影响相关企业的盈利水平。行业需求不及预期：行业需求不及预期：叶片环节涨价建立在风电需求高景气的基础上，若风电需求因周期及政策等因素出现大幅下降，可能会对叶片价格及企业盈利产生不利影响。产品质量产品质量事故风险：事故风险：近年来部分风电场叶片出现断裂等质量事故，若事故发生率进一步提升，则可能导致叶片制造企业质保金费用大幅提升以及客户资源流失，从而对相关企业的业绩产生不利影响。2%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%0%0.00%0.88%1.74%2.59%3.4

42、3%4.25%5.06%5.85%6.63%7.40%8.16%2%-0.37%0.52%1.38%2.24%3.07%3.90%4.71%5.51%6.29%7.06%7.82%4%-0.73%0.15%1.02%1.88%2.72%3.55%4.36%5.16%5.95%6.72%7.48%6%-1.10%-0.21%0.67%1.52%2.37%3.20%4.01%4.82%5.61%6.38%7.15%8%-1.46%-0.57%0.31%1.17%2.02%2.85%3.67%4.47%5.27%6.05%6.81%10%-1.83%-0.93%-0.05%0.81%1.66%2.5

43、0%3.32%4.13%4.92%5.71%6.48%12%-2.19%-1.29%-0.41%0.46%1.31%2.15%2.97%3.78%4.58%5.37%6.14%14%-2.56%-1.66%-0.77%0.10%0.96%1.80%2.63%3.44%4.24%5.03%5.80%16%-2.92%-2.02%-1.13%-0.26%0.60%1.45%2.28%3.10%3.90%4.69%5.47%18%-3.29%-2.38%-1.49%-0.61%0.25%1.10%1.93%2.75%3.56%4.35%5.13%20%-3.65%-2.74%-1.85%-0.97%

44、-0.10%0.75%1.58%2.41%3.22%4.01%4.80%叶片价格涨幅风电纱价格涨幅行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 14 扫码获取更多服务 行业投资评级的说明：行业投资评级的说明：买入：预期未来 36 个月内该行业上涨幅度超过大盘在 15%以上；增持：预期未来 36 个月内该行业上涨幅度超过大盘在 5%15%；中性：预期未来 36 个月内该行业变动幅度相对大盘在-5%5%；减持：预期未来 36 个月内该行业下跌幅度超过大盘在 5%以上。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 15 扫码获取更多服务 特别声明：特别声明：国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具

45、备证券投资咨询业务资格。何形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告反映撰写研究人员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，国金证券不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他任何损失承担任何责任。且本报告中的资料、意见、预测均反映报

46、告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与国金证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。本报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知

47、识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。国金证券并不因收件人收到本报告而视其为国

48、金证券的客户。本报告对于收件人而言属高度机密，只有符合条件的收件人才能使用。根据证券期货投资者适当性管理办法，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于 C3 级(含 C3 级）的投资者使用；本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断。使用国金证券研究报告进行投资，遭受任何损失，国金证券不承担相关法律责任。若国金证券以外的任何机构或个人发送本报告，则由该机构或个人为此发送行为承担全部责任。本报告不构成国金证券向发送本报告机构或个人的收件人提供投资建议，国金证券不为此承担任何责任。此报告仅限于中国境内使用。国金证券版权所有，保留一切权利。上海上海 北京北京 深圳深圳 电话：021-80234211 邮箱： 邮编：201204 地址：上海浦东新区芳甸路 1088 号 紫竹国际大厦 5 楼 电话：010-85950438 邮箱： 邮编：100005 地址：北京市东城区建内大街 26 号 新闻大厦 8 层南侧 电话：0755-86695353 邮箱： 邮编：518000 地址：深圳市福田区金田路 2028 号皇岗商务中心 18 楼 1806