（报告出品方/作者：财信证券，袁玮志）
1、年总结及年展望
1.1、年：装机小年+招标大年，招标价和成本端双降
年为风电装机小年。年1-10月份，国内新增风电装机21.14GW，同比增长10.2％，同比增加万千瓦；新增光伏装机万千瓦，同比增长98.6％，同比增加万千瓦。截至10月底，中国累计发电装机容量约25.0亿千瓦，同比增长8.3%。其中，风电装机容量约3.5亿千瓦，同比增长16.6%；光伏装机容量约3.6亿千瓦，同比增长29.2%。与同是新能源的光伏相比，今年以来风电新增装机增速明显放缓，主要是由于多地疫情散发、尤其是大量风电零部件比较集中的江浙沪等地全年疫情不断，导致产业链交付节奏受到明显影响。
年为风电招标大年。根据金风科技和明阳智能等统计的风电公开招标量，年1-9月份风电累计招标规模已达76.3GW，同比增82.1%，其中陆风64.9GW，同比增加58.7%，海风11.4GW，同比增加%。分季度来看：1）一季度风电招标24.7GW，其中海风5.4GW，陆风19.3GW；2）二季度风电招标25.8GW，创历史单季度新高。其中海风3.7GW，陆风22.1GW；3）三季度风电招标24.01GW，同比提升.87%，环比下降9.19%；招标量作为风电发展的前瞻指标，可作为下一年装机量的预测依据。根据前三季度的招标节奏，我们预计全年风机招标规模在GW左右，按照历史经验数据，一般招标量的70-80%可转化为下一年度的装机量，预计年全国风电装机有望达到70-80GW。
平价后风机降价趋势明显，22年进入低价企稳阶段。根据金风科技披露数据，年以来不同机型的招标价格不断降低，其中2.5MW机型在一年内由元/KW下降至元/KW，降幅21.28%；3.0MW机型从年1月元/KW下降至年9月达到历史最低价元/KW，降幅40.35%；4MW机型从年9月元/KW下降至年9月达到历史最低价元/KW，降幅26.46%。年以来风机价格逐渐进入低价企稳阶段：
1）陆风主流价格区间为-元/kw，比如11月30日，华能长南沟岔等5个风电项目共计MW风机采购中标候选公示，项目共分为两个标段，标段一MW（含塔筒）中标候选人为远景能源，投标报价为7.3亿元，折合单价为元/kW。标段二MW标候选人为运达股份，投标报价为8.3亿元，折合单价为元/kW。2）海风主流价格区间为3-元/kw，比如11月29日华能山东半岛北BW场址海上风电项目风力发电机组（含塔筒）采购（预招标）中标候选人公示，明阳智能预中标，投标报价万元，折算含塔筒报价元/kW。11月18日，龙源电力江苏海上龙源风力发电有限公司射阳万千瓦海上风电项目风力发电机组设备采购(含塔筒)公开招标中标候选人公示，远景能源预中标，投标报价37.06亿元，折算含塔筒报价元/kW。
“料重工轻”属性下，原材料价格进入下行通道有望改善风电设备的盈利空间。风电基础支撑结构主要是塔筒和法兰，海上风电的基础支撑结构还包括单桩和导管架，均为钢铁用量占比较大的大部件；风机中主轴、轴承、轮毂、铸锻件和齿轮箱等也属于钢铁原材料占比较大的小部件；海风还需要送出缆和集电缆，其原材料中铜的占比较大。此外，叶片在风机造价中占比较大，其主要原材料包括玻璃纤维、碳纤维和巴沙木。从年的情况来看，上述风机主要部件的原材料较年初均有不同程度的下降，考虑到23年下游装机的高景气度、大兆瓦零部件产能相对紧缺、-年装机相对低迷导致部分产能出清后市场竞争格局有所改善，我们认为整体上原材料价格的改善有望部分留存在上游设备生产环节，明年风电设备有望整体迎来盈利改善。
1.2、年：装机大年+海风放量，“十四五”稳量增长新周期
脉冲式发展结束，开启稳量增长新周期。过去风电开发的典型脉冲式周期发展如下：补贴电价阶梯式下降→补贴到期前一年抢装，短期内装机大幅提升→弃风率提升→政策限制装机（红色预警区）→装机量下滑（也有非抢装年份自然下滑的原因）→弃风率下降→解除装机限制、新一轮补贴电价的阶梯式下降→抢装→···。但在补贴电价结束后，上述脉冲式发展周期的原动力已经消失。年和年分别是陆风和海风抢装的最后一年，未来风电有望开启稳量增长新周期。年陆风抢装最后一年，陆风新增装机高达69GW；年海风抢装最后一年，海风新增装机高达16.9GW。
随着平价风电时代的到来，风电有望开启稳量增长新周期。风电各产业链也有望迎来更好的预期发展，可有效避免抢装潮前后的产能阶段性紧缺和恶性价格战。我们预计“十四五”期间国内年均新增风电装机超70GW，具体来看：1）21-25年陆风新增：31、40、65、75、85GW，合计GW；2）21-25年海风新增：16.9、4.5、12、15、18GW，合计66.4GW。年前10月国内海风招标近13GW，其中10月招标1.37GW，环比上升.5%。3）21-25年风电累积新增.4GW，年均新增72.5GW；4）受年低基数的影响，年风电装机有望超过75GW，同比增长50%以上，其中陆风新增装机同比增长超60%，海风新增装机同比增长%左右。
短期来看，沿海各省陆续出台“十四五”海风规划，海风迎来确定性高增长期。相比于陆风，海风具有发电效率高、消纳条件好、土地资源占用小的优点。此外，受制于非水可再生能源消纳责任权重的硬性要求，以及缺少土地资源发展大规模陆风和地面光伏电站，大力发展海风也因此成为了沿海省份的共识。今年以来，我国沿海各省陆续出台了“十四五”海上风电发展规划，其中“十三五”期间海风发展较为成熟的广东、江苏、浙江和福建等省依然提出了较高的发展目标，而海南、山东、广西等新兴海风市场的规划目标也不容小觑。
中长期来看，国内海风开发潜力巨大。我国海上风能资源丰富，是全球海上风电开发潜力最大的国家，资源集中在广东、浙江、江苏等发达地区，距离负荷中心近，消纳问题少。根据风能资源普查结果，我国水深5m-25m、50m高度海上风电开发潜力约GW；水深5m-50m、70m高度海上风电开发潜力约GW，潜在海风资源丰富。根据IRENA报告，我国水深20m以内海风可开发潜力约GW，20-50m可开发潜力约GW，50-m以上可开发潜力约GW。
根据世界银行集团能源部门报告，我国海上风电潜在可供开发资源接近GW，其中50米水深以内的固定式海风资源GW，漂浮式海风资源1GW。中国风能协会则评估中远期我国海上风资源技术开发潜力超过3GW，且靠近东南部电力负荷中心区域，拥有极大发展空间。由于测算口径和方式的区别，不同机构测算的开发空间有所差异，但相比现有装机来看，我们可以清晰的看到未来海风具有巨大发展潜力。截止年底，国内海风累计装机26.38GW，按照中国风能协会给出的3GW开发潜力计算，目前开发量不足1%。
未来海风存在超预期的可能性。11月初，在海口举行的年全球海上风电大会发布了《全球海上风电大会倡议》，其中提到：年9月，由国际可再生能源署、丹麦政府及全球风能理事会联合发起的全球海上风电联盟提出，为实现1.5℃目标，年全球海上风电累计装机容量至少需要达到20亿千瓦。综合目前的发展现状和实现碳达峰碳中和目标的需求，到“十四五”末中国海上风电累计装机容量将达到1亿千瓦左右，到年将超过2亿千瓦，到年至少达到10亿千瓦。其中，“十四五”末中国海上风电累计装机容量达到1亿千瓦的表述远超市场现有的规划预期。截止年底，国内海风累计装机26.38GW，按照海风大会设定的目标，22-25年海风新增装机接近74GW，假设22年新增海风装机4.5GW，意味着“十四五”期间的23-25年年均新增海风装机23GW。
1.3、国外：“能源安全+碳中和”加速欧洲海风发展，出口逻辑有望逐步兑现
欧洲海风起步早，市场和技术均比较成熟。欧洲海上风电起步早、规模大，率先步入平价时代，多年来一直稳居全球海上风电霸主地位。年，欧洲新增风电装机17.4GW，同比增长17.57%；其中陆风14.0GW，占比80.46%，同比增长18.64%；海风3.3GW，占比18.97%，同比增长13.79%。截止年底，欧洲累计风电装机GW，同比增长7.76%；其中陆风累计装机GW，占比87.71%同比增长6.70%；海风累计装机28GW，占比11.86%，同比增长12.00%。年中国海风抢装高达16.9GW，也使得中国超过了欧洲成为全球最大单一海上风电市场。但欧洲海风市场较国内更为成熟，增长趋势更为稳定，未来几年仍是海上风电发展的主力军。
“能源安全+碳中和”背景下，欧洲迫切希望加速海风的开发。年，俄乌冲突加速了欧洲能源安全自主的诉求，加速发展海风成为欧洲各国的共识：1）年10月21日，法国总统马克龙在爱丽舍宫正式公布“法国”投资计划，根据该计划，法国未来将投入3亿欧元专项资金用于发展漂浮式海上风电，并制定海上风电可用容量分别于年和年达到18吉瓦和40吉瓦的目标。根据目前的计划，到年法国将有8.75GW的海上风电装机容量进行招标；到年底，法国已投运或在建的固定式及漂浮式海上风电将达约12.4GW。2）年初，美国能源部发布《海上风能战略》，规划到、年海上风电累计装机规模将达30GW、GW。根据GWEC数据，预计-年，美国海上风电累计新增装机容量为35.03GW，年均新增超3.50GW。
3）年4月7月，英国政府网站正式公布新的能源安全战略，海上风电成为新战略中的重点。到年，英国海上风电装机容量的目标从之前的40GW，提高到50GW。年，英国海上风电装机为11GW。4）年5月18日，丹麦、德国、比利时与荷兰的政府首脑在“北海海上风电峰会”上共同签署一份联合声明文件，旨在将北海打造成欧洲的“绿电中心”。上述四个欧盟国家承诺，到年将四国的海上风电装机增加10倍，从目前的16GW提高至GW；在年，海上风电装机总量将达到65GW。
5）年8月30日，包括丹麦、爱沙尼亚、芬兰、德国、拉脱维亚、立陶宛、波兰和瑞典在内的8个波罗的海沿岸国家在丹麦首相官邸马林堡召开波罗的海能源峰会，并签署了“马林堡宣言”。八国元首在会议上一致同意，计划在年将波罗的海地区海上风电装机容量从目前的2.8吉瓦提高至19.6吉瓦。6）荷兰政府计划到年安装50吉瓦海风，年海风装机达到70吉瓦。在宣布此次海上风电计划前，荷兰与北海能源合作组织（NSEC）的其他八个成员在年9月16日同意到年至少安装GW的海上风电容量，到年将占欧盟GW总体目标的85%以上。
2、大兆瓦+国替+出口+海风+升级，风电设备迎来确定性高景气度
2.1、分析框架：趋势→逻辑→业绩
风电行业的发展趋势主要包括大兆瓦、高电压、大基地和远距离，细分环节的投资逻辑主要从“升级大兆瓦+国产替代+出口+海风+技术进步”等五个方面去筛选。落实到个股，主要从量和价两个方面判断其未来的市场空间。
零部件升级大兆瓦是机组大型化背景下抗通缩的关键。假设单机容量从5MW提升至10MW，那么1GW零部件价值=台*5MW*单台用量*单位价值=台*10MW*单台用量*单位价值。由于风机台数从台下降至台，因此我们希望找到的零部件环节是单台用量和单位价值尽量不下降太多，持平甚至增加最好，以此抵消风机台数下降的影响。相比而言，单台风机的零部件用量更容易因为机组大型化被摊薄，因此零部件的单位价值就是重点考虑的，零部件升级大兆瓦后通过单价来抗通缩的可能性包括：1）大兆瓦机组对零部件的技术要求更高，因此单位价格更贵；2）产品实现国产替代，可以享受更高的单价；3）相同的产品出口到海外，海外的单价更贵；4）相同的产品，用在海风机组上价格更贵；5）同一类产品技术升级后产品质量更优、价格更贵。
2.2、发展趋势：大兆瓦+高电压+大基地+远距离
一、大兆瓦趋势明显加快，欧洲风电发展较早，大型化趋势明显。年，欧洲新增海风机组的平均单机容量为8.5MW，比年的8.3MW有所提升。其中，英国新增海风机组的平均单机容量最高，为9.3MW。根据最新数据，年欧洲海风采购订单的平均单机容量达到11.2MW。我国风机大型化趋势加快，海风大型化加速趋势尤为明显。-年，我国陆风新增机组的平均单机容量在1.8~2.1MW之间，海风在3.6~3.9MW之间。年以来，风电降本需求愈加迫切，带动风机加速向大型化迭代。CEWA数据显示，年我国新增陆风平均单机容量达到3.1MW，较年提升了.67%；新增海风平均单机容量达到5.6MW，较年提升了.38%。
年新增装机中，陆风以3MW以上为主，海风以6MW以上为主。根据GWEA统计，年国内新增风电装机容量中，40%为3.0-3.9MW级别，3.0MW以上的新增装机占比接近77%。其中，陆风新增装机容量有73.10%在3MW以上，占比最大的为3.0-3.9MW级别，为54.1%；海风新增装机容量有58%在6MW以上，占比最大的为6.0-6.9MW级别，为45.9%。
二、高电压趋势主要针对海缆，柔直成为未来趋势。kv送出缆+35kv集电缆组合仍为主流，但kv送出缆+65kv集电缆的高压送出组合在最新的招标中已经开始体现。从近期海缆中标的不完全统计来看，kv送出缆+35kv集电缆组合仍为主流，比如浙江和山东等地的项目。但在广东的青州项目上，今年开始kv送出缆+65kv集电缆的高压送出组合已经成为主流。高电压往往伴随着远距离，对海缆个股的最直接影响就是单GW的海缆价值量明显提升。
三、GW级大基地成为主流，共用设施可进一步摊薄非设备成本和运维成本。作为成熟海风市场，欧洲新增风场规模扩大趋势明显。年欧洲新建海上风场的平均装机规模达到了MW，相较于年的MW增长了近27%。今年九月，约克郡海岸89公里处拥有MW装机规模的Hornsea2项目正式投入运营，从1.2吉瓦的Hornsea1手中夺得世界最大海上风场的宝座；而2.4吉瓦级的Hornsea3也于年12月获得开发许可。而位于英国东北海岸以外公里处的DoggerBank，分三期建设，建成后装机容量3.6GW，计划于年、年、年投运。
中国海上风电项目大型化也在持续推进。7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；年12月，总装机容量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。
四、海风项目离岸距离增加，远距离还伴随着深海，对海风基础也提出新的要求。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，年欧洲在建海上风电项目平均水深36m，较年增加了2m，其中葡萄牙WindfloatAtlantic浮式项目水深m，英国Kincardine浮式项目水深67m。年欧洲在建海上风场平均离岸距离44公里，其中英国DoggerBank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，离岸距离至公里。
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，年中标的三峡新能源阳西沙扒二期(MW)海上风电项目离岸距离为21km，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。一般而言，单桩在-1吨/台，超大单桩在0-吨/台，导管架在-0吨/台，漂浮式基础结构则更重，我国首个漂浮式风机示范性项目三峡引领号的主体钢结构重量达到吨。
2.3、投资逻辑：大兆瓦+国产替代+出口+海风+技术升级
一、零部件升级大兆瓦。除了抗通缩以外，零部件升级大兆瓦的作用实际上类似于供给侧的出清，尤其是在持续两年的市场需求低迷情况下，更加利好敢于逆市扩张大兆瓦产能的龙头企业。一方面，相对于年的行业高景气度，和年风电装机量整体疲软，市场需求持续两年的不景气迫使部分实力较弱的企业出清，利好抗风险能力强的龙头。另一方面，下游对大兆瓦机组的需求明显加快，但零部件扩产需要一定周期，部分环节的大兆瓦产能无法通过生产线技改实现，只能通过购置新设备和新生产线来实现，在一定时间内大兆瓦零部件可能会紧缺，利好市场需求低迷时敢于逆势扩张大兆瓦产能的企业。
二、国产替代：最大单一市场奠定国产替代基础。中国已成为全球最大的风电市场，新增装机和累计装机均领跑全球，我国风力发电起步虽然晚于其他发达国家，但随着近年来的努力赶超，装机量在全球的规模占比呈显著的增长趋势，现已成为全球最大的风电市场。陆风方面，年我国陆风新增装机68.61GW，远超其他国家，占全球总新增装机量的77.58%。年受补贴到期的影响，陆风新增装机虽然有所减少，但仍牢牢占据全球第一的位置，累计装机量占全球的46.16%。海风方面，年我国海风发展表现在全球尤为亮眼。数据显示，年全球新增海风装机量21.1GW，其中中国就贡献了16.9GW，占比高达80.07%，并首次超越英国成为全球海上风电累计装机最多的国家。
国内足够大的市场规模和空间是风电设备实现技术进步、形成类似我国光伏产业全球领先和主导地位的必要条件之一。根据WoodMackenzie的数据，截止年我国风电核心部件中，塔筒国产化率为%、发电机国产化率为93%、机舱国产化率89%、齿轮箱国产化率80%、变流器国产化率75%、叶片国产化率73%，但轴承环节国产化进度相对较低，其中变桨偏航轴承国产化率为50%，主轴轴承的国产化率为33%。
三、出口：
