2022年，整个风电行业实际上经历了不太好的一年。这一年，风机中标价格屡破新低，与行业人士交流下来发现，基本上已经是接近极限位置了；这一年，因为种种原因，风电行业的装机量是萎缩的，前十一个月差不多同比降了10%，刚刚过去的12月，因为众所周知的原因，就算能够有比较好的表现，可能也不会太好。

好在，行业的低潮期已经差不多过去了，2022年一些比较明显的信号和趋势，特别是一些利多因子将会延续到2023年。我们认为，这些利好因素会驱动风电行业整体的估值上升，也会让行业里优质的整机公司走出不错的表现。

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2022年，风电行业在曲折中前行

1、2022复盘：风电板块业绩兑现低于预期，板块大幅回调

2020-2022年风电板块连续三年跑输电力设备行业整体涨幅。2020-2022年申万风电设备板块累计涨幅为71%，跑输电力设备板块43%，在各个子板块中排名倒数第三，仅优于电网设备和电机板块。分年度来看，无论是在电力设备行业大幅上涨的2020-2021年还是整体回调的2022年，风电设备板块表现均难言出色，2021/2022年风电板块整体涨幅为+39.8%/-25.5%，分别跑输同期电力设备板块8.1%/0.1%，在各个子板块中排名倒数第一/倒数第二。

业绩兑现度低是导致风电板块走势偏弱的重要原因。复盘近三年风电板块的走势，我们认为业绩预期的持续落空是导致风电板块涨幅落后的主要原因，2021年后板块已经历了两轮“业绩预期上移-业绩兑现落空”导致的大幅波动。自2020年的抢装时期的业绩高点后，2021年起风电板块营收及归母净利润同比增速呈逐季下滑趋势，2022前三季度板块整体收入/归母净利润分别同比下滑13%/20%，为电力设备行业中唯一业绩下滑的子版块。

目前风电板块估值处于过去五年均值水平附近，2023年板块有望同时实现业绩兑现与估值上修。截至2022年底，风电板块整体PE（TTM）约为24.5倍，位于2017-2022年均值水平（25倍）附近。虽然表观上看板块估值并无明显吸引力，但我们认为当前估值是建立在较低的业绩基数上，若板块2023年业绩得到较好兑现，行业整体估值水平仍有较大提升空间。因此，随着行业逐步走出2021-2022年“阵痛期”，我们看好风电板块2023年的投资机会，“EPS提升+估值上移”的双击逻辑或可期待。

2、短期阵痛：2022年海内外风电项目推进偏慢，板块大幅回调

风电项目开发建设周期长，2021-2022年国内风电行业尚处于抢装过渡期，终端装机需求启动速度偏慢。风电项目从前期选址、测风、核准到后期招标、建设、并网通常需要2-3年左右的开发周期，2020/2021年陆上/海上风电抢装期间大量成熟项目集中并网，而新的平价项目大多仍处于前期开发阶段，因此2021-2022年国内风电装机存在一定的“真空期”。根据国家能源局的统计，2022年1-11月国内新增风电装机仅为22.5GW，同比下滑近9%，低于此前预期。

疫情、供应链等因素进一步拖累2022年海内外风电项目建设进度。就国内而言，“十四五”期间陆上风电主要集中在三北大型清洁能源基地，2022年前三季度西北、东北、华北地区合计新增风电装机占比达到75%，而2022年下半年起新疆、内蒙古等风电装机大省疫情形势较为严峻，导致运输、安装进度普遍受到影响。海外市场方面，2022年俄乌冲突导致能源价格大幅上行，风电供应链成本随之明显上涨，同样对设备交付与项目建设造成较大冲击，2022年前三季度海外风机厂商交付量普遍同比下滑20%以上。

原材料价格上涨侵蚀产业链利润空间，2022年风电产业链盈利普遍承压。在装机滞后的同时，2021-2022H1高企的原材料价格进一步压缩了风电产业链整体的利润空间，以成本占比较高的钢材为例，2020-2021年北美/欧洲/亚洲钢铁价格指数分别上涨138%/80%/31%。2022年上半年国内钢材价格虽较2021Q2的峰值有所回落，但整体仍处于较高区间，欧美钢材价格则由于俄乌冲突进一步冲高，直到2022年下半年才步入明显的下行通道。因此，在原材料成本的冲击下，2021年下半年起风电产业链盈利持续承压，风电零部件板块毛利率逐季下滑，直到2022Q3才触底企稳。

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风电将迎来增长期

差不多在2017年2018年的时候，国内的整机厂商跟国外比还是有比较明显的差距，特别是整机的功率并不高，但这几年大型化的趋势之下，国内厂商进步飞快，和国外的差距已经不明显了。

从最新机型情况来看，陆上风机最大已至8.5MW，叶轮直径最长已超过200m。部分3.XMW机组也配备170m以上叶轮直径叶片。海上风机不久前有16.5MW的国产风机，甚至还有更高一些的风机出现。

大型化的趋势背后，是风电产业链整体的国产化率进步。在2020年的时候跟行业人士交流，还会听到担心海外供应链对国内风机生产造成负面影响，但在2022年这种声音已经基本不存在了。

国产化+大型化带来的结果，是风电的招标价格断崖式下降。2022年一季度开始，陆上风机最低中标价格达到1408元/kW。第二、三季度，整机价格趋于平稳，三北地区6MW以上风机基本稳定在1400-1700元/kW。10月，陆上风机含塔筒中标价格1582元/kW达到全年最低。海上风电市场竞争同样激烈，价格屡刷新低，全年最低价格为含塔筒3282元/kW。

这种降幅就是我们所定义的“跨越式进步”，它给风机带来了成本上的巨大优势，整个行业放量的第一个条件已经具备——更便宜。

而行业放量的第二个条件，就是需求的集中释放。

先看规划。据统计，全国“十四五”的规划里，风电新增装机容量约3.1亿千瓦，而过去的两年风电新增装机其实大概率不太会超过9000万千瓦，这就意味着之后每年需要新增7000万千瓦才能完成规划。

再看招标。房地产的增长神话破灭之后，某种程度上新能源成为了地方政府拉动经济的一个很好的抓手；另外，国资委在调整了央企领导的考核方式之后，绿电装机和绿电电量，都成为了所有能源央企共同的考核指标。

于是，招标量在2022年释放得非常高。2022年中国风电市场共计启动累计近9000万千瓦的风机招标，同比增长达到50%，其中以央企为主。招标一般被视为一个相对前置的指标，这个数字将会给2023年的风电装机放量提供机会。

因此，我们认为2023年的市场行情，将会由低毛利率+高装机量共同构成，不排除价格进一步下降的可能，而装机量的上升将会是高概率事件。综合判断下来，行业企业的业绩相比2022年会更好一些。

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GW 级大基地成为主流

作为成熟海风市场，欧洲新增风场规模扩大趋势明显。2020 年欧洲新建海上风场的平均装机规模达到了 788MW，相较于 2019 年的 621MW 增长了近 27%。今年九月，约克郡海岸 89 公里处拥有 1386MW 装机规模的 Hornsea 2 项目正式投入运营，从 1.2 吉瓦的 Hornsea 1 手中夺得世界最大海上风场的宝座；而 2.4 吉瓦级的 Hornsea3 也于 2020 年12 月获得开发许可。而位于英国东北海岸以外 130 公里处的 Dogger Bank，分三期建设，建成后装机容量 3.6GW，计划于 2023 年、2024 年、2026 年投运。

中国海上风电项目大型化也在持续推进。2007 年，我国首个海上风电项目也是当时亚洲第一座大型海上风电场——上海市东海大桥 10 万千瓦风电场揭标；2021 年 12 月，总装机容量 170 万千瓦的三峡阳江沙扒海上风电项目宣布实现全容量并网发电，标志着我国海风基地建设迈进“百万千瓦级”，十几年之间实现了一个数量级的突破。GW 级大基地可有效降低风电场的初始建设和后期运维成本。GW 级大基地一般采取统一规划、分片区开发的模式，通过统一招标可以有效提升项目业主的议价能力，同时部分设施比如海上升压站还可以共用，在海工环节也可以统一安排施工，避免抢装时期的临时安排，有效摊薄建设过程中的固定成本。

根据 IRENA，使用寿命约为 20 年的陆上风电项目，运营与维护成本占其平准化电力成本（LCOE）比重大约为 15%-25%，海上风电可占比20%-30%。且由于海风需要通过专门的运维船运送工具和人员进行维修，同时还会受到气候、海况等因素影响，维修难度较大，因此大基地的集中统一运维也可以提高运维效率，有效摊薄运维成本。

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海风项目离岸距离增加

欧洲海上风电深远化趋势明显。海上分电场按水深不同可以分为潮间带和潮下带滩涂风电场、近海风电场和深海风电场，其中潮间带和潮下带滩涂风电场水深 5m 以下，近海风电场水深 5~50m，远海风电场水深 50m 以上。据统计，2020 年欧洲在建海上风电项目平均水深36m，较2019年增加了2m，其中葡萄牙Windfloat Atlantic 浮式项目水深100m，英国 Kincardine 浮式项目水深 67m。2020 年欧洲在建海上风场平均离岸距离 44 公里，其中英国 Dogger Bank 海上风电场是目前在建的全球最大规模的海上风电场项目，离岸距离 130 至 200 公里。

中国海上风电项目也在加速离岸化。随着我国海上风电技术的日益成熟以及参考欧洲深远海化经验，我国海上风电也在加速离岸化。以我国广东省阳江市的海上风电项目为例，2019 年中标的三峡新能源阳西沙扒二期(400MW)海上风电项目离岸距离为 21km，2020 年开工的三峡新能源阳西沙扒三、四、五期海上风电项目离岸距离为 16-26km，而2022 年的粤电阳江青州一、二海上风电场项目的离岸距离分别增加至 50km 和 55km，青洲五和青洲七项目的离岸距离达到了 71km 和 85km，此外还有待招标的汕头南澎一、二、三海上风电场项目的离岸距离更是高达 93.5km，均表明我国海上风电正加速朝远海发展。

远距离不仅意味着需要高电压输送，对海缆环节有直接利好；远距离还意味着深海化，对海风的基础支撑结构有更高的要求。远距离对海缆环节的利好逻辑已经在前文的高电压趋势中一起分析，此处不再赘述；远距离还意味着水深的进一步提升，带来的直接影响就是单台机组所需要的基础支撑结构重量明显提升。尤其是单桩→超大单桩→导管架→漂浮式结构的趋势下，重量提升趋势十分明显。

最后

根据国际能源署（IEA）最新的《世界能源展望2022》，为实现2050年净零排放的目标，2050年全球可再生能源装机占比需超过80%，其中光伏与风电将贡献主要增量。根据IEA的测算模型，2030/2050年全球累计风电装机规模将达到3072/7795GW，对应2021-2030年年均装机超过230GW，而2021年全球新增风电装机规模仅为94GW，行业长期成长空间巨大。

“至暗时刻”已过，2023年风电行业否极泰来。如前所述，无论是从“量”的角度还是“利”的角度，2022年风电行业均面临较大压力，但站在当前的时间节点，我们认为行业最艰难的时刻已经过去，2023年景气度有望明显提升。一方面，经过2021-2022年的铺垫，2023年起全球风电装机将重回上升轨道，其中国内启动速度快于海外；另一方面，随着大型化的持续推进以及大宗商品价格的回落，当前全球陆上/海上风电的经济性已较为突出，2023年风机零部件环节盈利有望迎来修复，风电场开发则有望成为国内风机厂重要的盈利来源。

文章来源： 嘿嘿能源heypower， 躺平指数， 电新风云汇