2023年风电展望：景气兑现，行业产值重回增长

展望2023年，我们预计中国风电行业装机量有望在此前三年相对稳定的50-55GW基础上实现超过40%的增长，达到70-80GW。更为重要的是，2023年随着机组大型化速度趋缓和海上风电需求起量，国内风电行业产值有望重回增长，景气兑现确定性较高。

行业即将步入建设加速期

2023年行业产值重回增长

1. 强劲招标需求支撑+建设节奏逐步恢复正常，国内风电行业开始步入景气上行周期

风电行业招标创历史新高，2023有望兑现较高装机规模。根据金风科技统计，1-3Q22行业公开招标容量达到76GW，我们统计今年10-11月行业招标量达12.5GW，即2022年1-11月行业整体公开招标量已经达到89GW。我们预计2022年全年行业招标量有望接近100GW，其中海上项目招标在15-20GW之间，均将创下历史新高且大幅超出此前年份。在行业饱满招标量支撑下，我们预计2023年有望较此前三年相对稳定的50-55GW装机量基础上实现相当幅度的增长，我们预计2023年行业装机量将达到70-80GW（其中海风装机10-12GW左右），较2022年同比增长超过40%。

2. 国内陆上风电：建设节奏正在逐步恢复正常，最晚有望自2Q23开始加速

2H22起行业逐步恢复正常生产交付秩序，项目建设最晚有望自2Q23开始加速。受陆风项目建设手续不健全、疫情等因素耽误开工进度，1-3Q22国内风电电源工程投资完成额数据表现较差，累计建设投资额达1,037亿元，同比下降26.8%。2H22起伴随行业逐步恢复正常生产交付建设节奏，3Q22风电电源工程投资额同比降幅已经实现进一步缩窄，其中9月单月实现209亿元新增投资完成额，同比已实现由降转增15.5%。不过4Q22开始受疫情影响，行业仍未能达到饱满的建设进度，我们预计随着国内疫情影响逐步缓解，风电项目建设有望最晚自2Q23开始加速，考虑到每年下半年才是项目集中建设周期，2023年风电行业建设规模兑现可能性较大。

3. 国内海上风电：饱满储备项目持续推进，海风起量带来结构性盈利改善

沿海省份“十四五”海上风电规划饱满，现有规划已可支撑2022-2025年均新增11GW装机规模。目前主要海上风电开发省份均已发布正式版本的“十四五”海上风电发展规划，“十四五”期间整体规划海上风电新增并网规模超过55GW。剔除2021年部分省份已完成建设并网的海上风电项目容量，我们测算2022-2025年国内累计新增海上风电规划容量达45GW，已经可支撑后续四年国内年均新增11GW左右海上风电并网的规模。

平价海风项目推进顺利，2022年全年海风整机环节招标量有望达到15-20GW。截至2022年11月底，我们已经从采招网及主要省份能源局官网上统计到超24GW明确并网时间的海风平价项目和另外46GW左右已经明确项目名称和投资主体但尚处于建设前期手续阶段的平价海风项目。上述24GW已经明确并网时间的项目中，我们统计到分别约15GW/10GW项目完成了风机/海缆招标。

海上制造环节盈利能力较陆上相对更优，2023年海风起量有望进一步带来盈利结构性改善。自2021 年国内海上风电抢装结束，主要制造环节产品的盈利能力为适应海风平价均呈现一定下降，但海上制造环节相较陆上更优的竞争格局仍使得海上相较陆上产品具备一定盈利溢价。对比金风科技1H22机型毛利率数据，平价后的海风机组在依然为公司全品类风机中盈利性最高的机型。从海上风电中标情况来看，目前平价海风项目整机中标价格相对稳定，不含塔筒海上风机价格基本稳定在3,500元/kW左右。塔筒桩基环节，目前海上塔筒及桩基产品也存在一定盈利溢价，单吨净利较陆上产品高出200-500元左右不等。我们预计在较强的海上风电新增装机需求支撑下，2023年国内海风制造产品仍有望保持相对可观的盈利水平。对于具备先进产能优势的头部企业而言，2023年国内海上风电起量有望进一步发挥其大兆瓦产能优势，高盈利的海上风电制造业务占比提高有望为企业带来可观的盈利结构性改善。

国内制造环节产值空间：机组大型化速度趋缓+海上风电需求起量，有望推动行业2023年重回产值增长。

2022年国内风电行业制造环节产值出现同比大幅下滑。2022年受风电项目建设办理手续延误、疫情影响施工建设进度等制约，虽然风电装机量同比下滑幅度不大，但由于1）陆风单机功率快速提升至4.5MW以上和2）海风装机量受抢装后行业进入平价项目的准备期影响装机量较2021年下滑约10GW，带来制造环节产值空间的大幅压缩。综合我们预测，2022年国内风机吊装台数较2021年下降约33%，风机（不含塔筒）的市场规模较2021年同比下降38%，塔筒和风机基础环节用量规模较2021年下降40%，整体国内风电产业链受此影响收入端压力较大。

陆上风电机组大型化速度趋缓+海上风电需求起量，2023年行业制造环节有望重回产值增长。从今年风机招标市场情况来看，陆上风机投标机型基本稳定在5-6MW水平，我们预计2023年国内陆上风电实现装机交付的主力机型有望落在5-6MW功率段范围，机组大型化提升速度较2022年略微放缓。同时，装机结构方面，2023年高单位价值量的海上风电装机需求起量有望进一步贡献增量产值空间。综合我们预测，2023年国内风机吊装台数较2022年增长约21%，风机（不含塔筒）的市场规模较2022年同比增长34%，塔筒和风机基础环节用量规模较2022年同比增长56%，海缆环节产值规模同比2022年提高175%。整体来看，2023年国内行业产值规模有望重回增长。

海外市场：2023年行业需求或整体偏淡，海上风电有望在2025年前提前招标起量。

2023年海外风电市场表现或整体偏淡。展望2023年：1）在陆上风电环节，美洲市场需求受美国、墨西哥等国能源政策调整而有所下滑，欧洲市场受供应链扰乱影响装机节奏也受到影响，海外其他区域陆上风电市场需求波动相对较为平稳；2）海上风电环节，海外特别是欧洲的海上风电项目获批及建设速度相对较慢，新项目并网节奏普遍较为平稳。此外，受原材料价格上行以及疫情对制造供应链的扰动，头部外资整机企业今年以来盈利能力进一步恶化，或对明年出货造成一定压力。整体来看，我们预计2023年整体较难看到海外风电市场的需求增长。

多国海上风电发展规划持续加码，海外海上环节中长期增长确定性较强。受能源危机及近期海外地缘政治等因素影响，2022年以来欧洲各国陆续出台新一轮海上风电发展规划，截至2022年11月底，欧洲主要国家及地区2030年海上风电累计装机规划目标已接近150GW，远超此前2020年欧盟制定的60GW目标。根据现有政府规划目标，欧洲2022-2030年海上风电年均新增装机有望达到13-14GW左右水平，较历史年份欧洲年均新增3GW左右海上风电装机体量明显提升。

欧洲海上风电新增装机有望自2025年起量增长，招标端或将前置反应并网端景气度。从时间节奏上来看，欧洲海上风电项目用海审批进度及项目施工建设进度相对较慢。以英国为例，当地海上风电场项目从竞标前活动到实际投运并网往往需要11-13年周期，其中项目建设施工周期多在3年左右。根据GWEC预测，海外海上风电市场整体有望自2025年起开始迈入规模化起量增长阶段，2022-2024年海外海上风电年均新增6.2GW，2025-2031年可达到年均新增海上装机28.4GW水平。进一步地，考虑到欧洲海上风电项目建设端进度相对较慢，我们预计海上风电项目设备招标端起量增长的时间启动节点可能较2025年有所提前反应。

2023年风电行业三大关注点

2023年我们认为风电行业有三大关注点：

1） 国内风机步入低价交付周期，市场担忧产业链将迎来低价订单带来的盈利压力。我们认为，整机企业有新能源电站业务支撑盈利表现，零部件能够受益于原材料降价得到利润率的修复，同时整机低价竞争将不会再加剧，激烈竞争将带来格局的进一步优化。

2） 国内专属经济区范围的海上风电开发尚在前期阶段，海上风电在专属经济区的发展是长期趋势，如果后续专属经济区相关的海上风电开始推动，我们认为将大幅打开海上风电长期资源空间，“十四五”后期就有望实现小批量专属经济区内的项目并网，也有望为“十五五”开始的海风建设做好资源储备。

3） 国内风电产业链在出口市场有望迎来机遇。一方面国内外风机价差持续走阔，伴随国内风机大型化产品经过一定时间验证后，有望持续在发展中国家进一步提升市占率，也有望在欧美成熟市场实现突破和出货；另一方面，伴随海外海上风电结构性需求存在大幅提升的趋势下，国产制造链有望凭借饱满产能供应、稳定交付能力和成本优势进一步承接海外需求的增长。

1、关注点一：国内风机步入低价交付周期，产业链压力可控

技术进步、竞争激烈、商业模式变化，多方因素共同拉低整机价格。

快速技术进步是风机价格自2021年初至今不断走低的重要原因。根据运达股份和三一重能披露的2021年不同功率段风机成本数据，4MW和5MW风机成本已经分别降至1800元/千瓦和1600元/千瓦附近，较2MW和2.5MW的风机平台在功率提升一倍后单位成本降幅达30-40%。历史上2015年-2020年为2-3MW风机平台的应用期，2021年开始行业招标的主流机型中快速切换至4MW以上风机平台，并更快速在2021年下半年和2022年初分别切换至5MW和6MW平台机型，大功率风机成本的大幅下降，是风机价格随之不断走低的重要原因。

除了技术进步带来的成本下降之外，整机价格下降还有多方原因共同作用：

下游整机等设备的招标采购过程中，报价仍然是中标与否的主要影响因素，行业投标方则不断以低价报价来获取订单；

“双碳”规划提出后，在拓展了风电行业发展空间的同时，也使市场参与者更有诉求在行业中获取更好发展前景，进而通过短期盈利换取市场份额；

虽然抢装后2021年开始风电招标规模十分景气，但由于项目建设受到审批手续不够健全、疫情等因素影响，实际短期的交付需求并未明显提升，而且受到风机大型化后带来的风机交付台数在2021-2022年呈现下降，整机厂在订单上的诉求更加强烈，以保证自身的市场份额和维持上游供应链的稳定性；

风机整机企业除了设备制造外，也纷纷将电站业务作为重要的盈利贡献来源，即整机企业不仅提供整机销售，而是通过发电或者直接将电站作为产品直接销售给下游电力公司来实现盈利，因此也给整机制造业务带来了间接的压力。

整机低价竞争将不会再加剧，激烈竞争将带来格局的进一步优化

陆风风机功率提升可能阶段性见顶。从陆上风电的风机功率提升空间来看，我们认为目前行业已经在技术层面具备10MW级别陆上风机的生产能力。但受制于叶片运输和吊装的瓶颈，以及继续大型化后兼顾降本的难度提升，我们预计陆上风机大批量生产的功率上限可能在6-7MW为主，因此行业继续由于风机功率提升带来成本下降的空间可能不大。

近期风机中标价格基本企稳。受今年上半年投标机型快速切换至6MW左右机型带来成本下降影响，行业风机中标均价持续下行。今年5月以来，伴随大兆瓦投标机型占比在经历快速提高后逐步稳定下来以及行业竞争趋于理性，除个别大容量低价订单中标对行业平均风机价格造成短期冲击外，风机价格整体基本持稳。目前风机（含塔筒）中标价格基本保持在2,100元/千瓦以上，纯风机中标价格在1,700元/千瓦附近。

我们认为激烈的竞争最终会导致行业格局的再优化。2020-2021年由于陆上风电抢装带来的订单外溢，中国整机企业风机出货量CR3下降至不到50%。2021年开始的平价时代，整机企业头部集中趋势开始确立，2021年全年和2022年1-10月在招标中的订单量CR3和CR5分别达到50%和70%以上，我们预计如果考虑头部厂商更好的交付能力，可能最终出货量集中度会更高。

整机步入低价交付周期，整机企业有新能源电站业务支撑盈利表现，零部件受益于原材料降价。

饱满的新能源电站规模有望支撑整机企业总体盈利表现。头部整机企业已经连续多年在新能源电站业务上做了布局，以金风科技为例，截至3Q22公司累计并网新能源电站规模接近7GW，持有风电电站规模在国内电力企业中排名第10名左右。同时，截至3Q22金风科技、明阳智能、运达股份、三一重能等风电整机公司也有不小体量的新能源电站在建，无论是建成后发电或是直接出售，我们预计均能够支撑整机企业在制造业务利润率不佳状态下的整体盈利表现。

风电上游原材料价格持续下行，有望在2023年保持相对低位。黑色系原材料价格自2022年6月起快速下跌，截至2022年11月末废钢、铸造生铁、中厚板等材料较年内高点价格降幅达25%以上，较1H22均价下降20%左右，其他如叶片的原材料环氧树脂、玻纤等也有一定程度的降价。展望2023年，根据中金大宗商品组的预测，2023年全年铁矿石均价或回落于85美元/吨左右，国内螺纹钢价格中枢在3500-3600元/吨，即风电上游原材料价格可能保持相对低位。

整机利润率压力下，我们预计2023年风机零部件价格整体以稳定为主，盈利能力持续受益于原材料下降。历史来看，风机零部件环节历史多年调价幅度较小，最近一轮涨价发生在2019-2020年陆上风电抢装引发的供需不平衡，涨幅在10%附近，但2021年随着抢装结束，零部件售价下降至抢装前的水平。2022年在前期原材料价格大幅上涨的背景下零部件价格未能有效提升，主要是由于行业实际需求在2022年不饱和。展望2023年我们预计风机零部件的价格整体以稳定为主，原材料价格从高点的回落一定程度上修复了零部件环节当前较差的盈利水平，但截至2022年11月底原材料尚未降价到2021年原材料涨价前的水平，因此我们判断零部件售价将近期原材料降价的收益传导给整机厂的可能性较小，不过也由于整体下游存在利润率压力，零部件提价的可能性也不大。

2、关注点二：国内海上风电在专属经济区有望开始推进，打开远期资源空间

专属经济区的利用是海上风电发展的长期趋势，海外已经有成熟实践案例。

专属经济区（Exclusive Economic Zone，EEZ），又称经济海域。根据1982年签订的《联合国海洋法公约》，沿海国在其专属经济区拥有“利用海水、海流和风力生产能源等的主权权利”。随着海上风电建设规模增加，专属经济区的海风资源利用是海上风电发展的必然趋势。

海外专属经济区海上风电的实践案例已经较为成熟。德国是世界上第一个制定行政规划对所辖专属经济区进行管理的国家，对于专属经济区内海上风电的开发与建设制定了十分完善的管理制度。由于拥有多个距离较近的海上邻国，较易发生跨界环境影响，英国形成了完善的海上风电场的跨界海洋环评制度。此外，波兰等国也通过专属经济区的方式进行海上风电管理。

德国[1]：2009年，德国分别制定了北海、波罗的海专属经济区空间规划，规定所有海上风电场均应建在专属经济区内，并在统筹考虑已有航线和渔区分布的基础上，划定风能开发优先用海区域，且区域内禁止从事与风能开发不相容的用海活动。德国对于专属经济区海上风电开发的规划不断扩张，2020年修订了海上风能法案，将2030年海上风电规模由原先规划的15GW提升至20GW，2021年进一步将装机容量目标由2030年20GW、2040年30GW增加到2030年至少30GW、2035年40GW、2045年达到70GW。

英国[2]：2017年，英国出台了《基础设施(环境影响评价)条例》，对海上风电场跨界环评包括启动、信息交换、协商和结果告知在内的各项流程做出了详细规定，从而有效规避在专属经济区建设海上风电场可能造成跨界环境影响所带来的法律风险。英国也在不断加大海风开发力度，2022年4月，将2030年海上风电发展目标从40GW提高到50GW。

波兰[3]：波兰政府规定所有海上风电场只能建设在专门规划的专属经济区范围内，目前规划用于海风的区域面积约2500平方公里，根据政府最新规划，波兰计划在2027年前实现10.9GW海上风电开发目标。

国内专属经济区范围的海上风电开发尚在前期阶段，推进后有望打开海风远期资源空间。

我国拥有开发海上专属经济区风力资源的主权权利。根据《中华人民共和国专属经济区和大陆架法》，我国的专属经济区范围为“中华人民共和国领海以外并邻接领海的区域，从测算领海宽度的基线量起延至二百海里（约为370.4公里）”。根据1982年签订的《联合国海洋法公约》，沿海国在其专属经济区拥有“利用海水、海流和风力生产能源等的主权权利”；根据《中华人民共和国专属经济区和大陆架法》，我国“在专属经济区进行其他经济性开发和勘查，如利用海水、海流和风力生产等活动，行使主权权利”。

专属经济区范围的海风开发需要出台专门管理办法。根据国家海洋局、国家能源局联合出台的《海上风电开发建设管理办法》，海上风电项目建设单位在“申请核准前，应向海洋行政主管部门提出用海预审申请，按规定程序和要求审查后，由海洋行政主管部门出具项目用海预审意见”、“核准后，应按照程序及时向海洋行政主管部门提出海域使用申请，依法取得海域使用权后方可开工建设”，即获得用海预审和海域使用权是在目前我国的海上风电管理体系下建设海上风电项目所必需的审批事项。我国的《海域使用管理法》的适用范围是“在中华人民共和国内水、领海持续使用特定海域三个月以上的排他性用海活动”，即对于领海以外的专属经济区的使用许可不在现有的海域使用权的管辖范围之内。后续随着我国海上风电逐步向远海发展，进入专属经济区范围后需要出台专门的管理办法。

我国已有多个省市出台了深远海的海上风电发展规划。根据我们的不完全统计，截至2022年11月，已有山东、福建、广东、河北、上海、江苏、浙江、广西等多个省份及下属城市出台了涉及专属经济区海域或国管海域的海上风电发展规划，将深远海的海上风电作为中长期发展的重点，大力支持专属经济区海域的海上风电项目启动开发。目前各省的规划主要集中于前期工作，缺少更为具体的实施方案和推进计划，仍需要政策予以支持。

海上风电项目在专属经济区内推进后，将打开海上风电长期资源空间。根据中国电建华东勘测设计研究院的统计，“十四五”期间各沿海主要省份已经披露了约67.8GW专属经济区内项目的开工目标，目前基本处于相对前期的规划阶段。如果后续专属经济区相关的海上风电项目开始推动，我们认为将大幅打开海上风电长期资源空间，“十四五”后期就有望实现小批量专属经济区内的项目并网，也有望为“十五五”开始的海风建设做好资源储备。

3、关注点三：国内风电产业链出口的挑战与机遇并存

国内风电制造产业链出海尚面临多方面挑战，不同环节出口能力存在较大差异。

从海外风电产品的采购模式来看，整机、桩基及海缆产品一般由运营商或EPC承包商采购，风机内零部件及塔筒一般由整机企业直接采购。以欧洲风电市场为例，项目运营商和EPC承包商主要为本土企业，如?rsted、Boskalis等，产品采购有较为明显的本地化特征，整机企业主要为西门子歌美飒、维斯塔斯等全球头部整机企业，相应风机零部件及塔筒产品采购具备较为明显的全球化配置特征。国产风电制造产业链出海在本地化配套服务能力、历史经营业绩、出口国反倾销制裁、海运费等方面尚存在一定挑战，目前国内部分风机零部件以及塔筒产能出口能力相对较强，风电整机出口体量相对较少，海缆及桩基环节尚处于海外订单获取阶段。

本地化配套服务能力：相较其他制造环节，风机及海缆产品对于企业配套本地化服务能力要求较高。风机环节，国内整机制造商出海需要同步布局海外运维渠道以负责海外销售风机后续的运维服务跟进。海缆环节，海外业主多倾向于交钥匙式工程，对于海缆制造企业本地化安装敷设能力存在一定偏好性，Nexans、Prysmian等头部外资海缆企业均通过搭建船队的方式布局有海缆安装敷设能力。

海外历史经营业绩：1）风机内零部件以及塔筒产品下游客户为风电整机企业，国内供应商需要进入外资整机企业合格供应商库方可实现产品出口，外资整机企业一般有较为规范严格的供应商准入筛选流程，国产厂商需要通过试样、小批量供货等环节测试方可进入合格供应商库；2）相较海外整机企业采购零部件，海外项目运营商或EPC承包商主要为当地本土企业，对于整机、海缆及桩基产品供应商多要求具备相关产品的海外历史经营业绩。目前国产风机年度出口仅在3GW左右规模，且欧美等海外主流风电市场出口规模更低，海缆及桩基环节尚处于海外订单获取阶段。

出口国反倾销制裁：国内风电设备出海或存在一定反倾销制裁风险，其中塔筒环节尤为明显。欧盟、美国、墨西哥等国家及区域均对国内塔筒产品出口实施过反倾销制裁，以欧洲市场为例，2021年12月欧盟正式裁定对中国风电塔筒产品出口施加反倾销关税，天顺风能、泰胜风能、大金重工反倾销税率分别裁定为14.4%、11.2%和7.2%[4]。

海运费：2021年以来海运费波动幅度加剧，BDI指数先后经历两轮较大幅度上行，高位海运费成本对国内风电设备制造的成本优势构成明显负向抵消影响。

4、国内饱满产能供应有望承接海外需求增长，国产制造成本优势进一步强化

国内外风机价差持续走阔，海外头部整机企业盈利承压，国产风机有望迎来出口加速期。受海外原材料价格上行及供应链扰动影响，外资风机产品售价持续提升。根据维斯塔斯公告披露，3Q22公司陆上风机新增订单价格折合人民币达7,303元/kW，而国内市场目前陆上风机中标价格（不含塔筒）基本在1,700-1,800元/kW，国内外风机价差呈现持续走阔趋势。盈利端来看，今年以来头部外资整机企业风机制造板块盈利承压，西门子歌美飒及维斯塔斯3Q22风机制造业务均录得亏损。展望后续，我们认为国内风机制造企业的研发制造技术在经历国内本轮快速机组大型化后，后续再通过一段时间验证，并搭建自身海外全流程服务团队后，有望接近外资风机厂商的水平，同时成本优势进一步强化。

国产制造链有望凭借饱满产能供应及稳定交付能力承接海外需求快速增长。展望后续海外风电市场的发展趋势，我们预计海外陆上风电需求整体增长相对平稳，以欧洲市场为主要驱动的海上风电有望带动海外装机需求快速增长。历史维度上2015-2021年期间欧洲每年新增海上风电装机基本稳定在2-3GW左右，供给端海上桩基及海缆产品需求基本由欧洲本地产能满足。展望2025-2031年，根据GWEC预测欧洲年均新增海上风电装机规模有望达到18GW+规模，需求端较历史年份存在倍数级别增长。考虑欧洲海上风电项目建设推进进度相对较慢，实际设备招标环节较装机并网环节的起量时间节点更早出现，本地已有产能及潜在的扩产释放可能较难满足当地需求端的快速扩大。国内海上风电制造产业链多数环节已基本完成新一轮制造产能投产，且现有国内在建的增量海上制造产能也多数将于2023-2024年陆续完成投产，我们预计国内风电制造产业链有望凭借相对充沛的产能供应以及供应链交付稳定性而有效承接欧洲海上需求外溢。

国内外钢材价差走阔进一步强化成本优势。风电产业链主要环节的成本构成中原材料占比普遍在50%以上，具体原材料多为钢材等大宗商品。受近期海外经济环境存在一定波动性影响，国内钢材价格较欧美地区维持相对稳定，国内外钢板价差进一步走阔。根据CS Wind公告披露，3Q22公司中国区域采购厚板单吨成本为5,587元人民币/吨，美国区域采购厚板单吨成本为12,166元人民币/吨，中美单吨钢板成本价差达6,578元人民币/吨，较2021年公司中美两地单吨厚板采购价差提高2,460元人民币/吨。受益于国内外钢板价差走阔，我们预计铸锻件及塔筒等已具备充分出口能力的制造环节有望进一步发挥国产产品出海的成本优势，桩基环节有望在海外饱满需求支撑以及产品相对成本优势进一步强化的基础上实现产品出口突破。