經歷了突飛猛進的2020年和2021年之后，風電行業在2022年遇到一個小低潮。海上風電退補、大型化零部件供應緊張、裝機不及預期等因素，導致整個風電產業業績承壓。但進入2023年二季度，中國風電再度“御風前行”，朝向更遠、更大的方向發展。

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國內的“雙碳”政策為新能源產業的發展打開了廣闊的空間，從招標量和各地政府已經公布的風電產業規劃來看，風電產業將迎來又一個“爆發”的大年。從長期來看，近海乃至深遠海風電已經成為未來風電行業競爭的絕對重點。但海上風電退補讓海上風電的受關注度略有回落，陸上風電大基地建設、分布式風電的熱度卻逐漸走高。

與此同時，風電行業的困擾還在持續，招標“低價內卷”和原材料價格雙重擠壓著產業鏈各方，風機成本還能降到什么程度？而面對風電行業向深遠海逐漸拓展，產業鏈利益的再平衡、深遠海風電配套產業的再升級、新能源并網的消納問題等，都是亟待創新突破的難題。

產業回暖

去年，受到大宗商品價格走高、產業鏈供應擾動、補貼退坡后裝機節奏放緩等因素影響，風電行業整體業績承壓。

東海證券統計數據顯示，2022年風電板塊營收2404.89億元，同比下降3.25%；歸母凈利潤為172.68億元，同比下降21.62%。

不過，2023年以來，風電產業出現明顯回暖勢頭，需求向好、招標量持續增長，風電招標價格逐漸穩定下來，并帶動資本市場表現觸底回升。

國家能源局統計數據顯示，2023年一季度，全國風電新增并網容量1040萬千瓦，其中陸上風電989萬千瓦，海上風電51萬千瓦；從新增裝機分布來看，“三北”地區占全國新增裝機的67.7%。截至一季度末，全國風電累計裝機達到3.76億千瓦，同比增長11.8%，其中陸上風電3.45億千瓦，海上風電3089萬千瓦。一季度全國風電投資完成約249億元，同比增長15%。

2022年8月，一家能源央企與地方投資開發集團組成的中標聯合體，放棄了此前低價中標的海上風電項目，再度引發業內關于風電低價內卷的關注。持續的價格戰搶奪市場，已經令不少企業叫苦不迭。但在激烈的市場競爭當中，為了搶占更多的未來市場空間，行業競爭者誰都不肯主動喊停。

好消息是，一季度風電招標大幅增長，但價格戰在一季度沒有進一步加劇的跡象。據中銀證券不完全統計，截至2023年4月23日，年內新增公開市場風機預招標規模已經達到54.52GW，超越了2022年上半年51.1GW的新增招標量。在招標價格方面，價格戰暫時沒有進一步加劇的跡象。

中銀證券不完全統計數據顯示，截至2023年4月23日，年內新增公開市場風機預招標項目中，陸上風電含塔筒項目均價為2080元/kW，不含塔筒項目均價為1697元/kW，相比金風科技統計的2022年12月全市場風電整機商風電機組1814元/kW的投標均價并未出現明顯波動，具體對應的風電整機招標價格仍基本企穩。

資本市場上，風電上市公司“春江水暖鴨先知”。

截至5月18日，風電指數（866044.WI）收于1922.03點，較4月26日1802.49的近一年來最低點上漲6.6%。風電行業的東方電纜、天順風能、金風科技、電氣風電等公司的股價也結束了4月下旬的連續走低，開始企穩回升，其中東方電纜、天順風能自低點反彈已超過20%。

風電“大年”

海上風電搶裝潮使得2021年的風電裝機節奏加快，但2022年招標價格屢創新低使得裝機節奏顯著放緩，這成為2022年風電產業發展最顯著的特點之一。從一季度披露的數據和相關地區的政策規劃來看，不少機構都認為，2023年將是風電產業發展的又一個“大年”。

全球風能理事會（GWEC）今年4月發布的2023年全球風能報告顯示，2022年，全球風電新增裝機量77.6GW，同比下降17%。GWEC表示，2022年的風電新增裝機是過去三年里表現最差的一年，但仍是歷史上第三高的年份。

GWEC預計，2023年全球風電新增裝機將突破1億千瓦，刷新歷史最高紀錄；到2024年，全球陸上風電裝機將超過1億千瓦，海上風電裝機將在2025年首度超過2500萬千瓦，進一步創歷史新高。未來五年，全球風電新增裝機將從2023年的1.15億千瓦逐漸增長至2027年的1.57億千瓦。

中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖在2023年中國風能茶話會上預測，未來3年，中國風電新增裝機容量每年預計不低于7000萬千瓦。

隨著近年來陸上風電資源開發接近飽和，海上風電已經成為全球風電產業發展的絕對重點；而隨著近海風電資源變得越來越少，海上風電的離岸距離正越來越遠。國內海上風電資源豐富，具有發電利用小時數高，距離東部沿海用電需求負荷中心更近等特點。此外，海上風電投資規模大，經濟帶動效益明顯，未來有望成為地區經濟發展的重要推動力和增長極。

此前發布的《“十四五”可再生能源發展規劃》就明確提出加快推動海上風電集群化開發，重點建設山東半島、長三角、閩南、粵東和北部灣五大千萬千瓦級海上風電基地。

盡管中央層面對海上風電產業的補貼已經退坡，但沿海省份仍陸續出臺支持海上風電產業發展的政策，不同地區仍對海風有補貼政策。據華泰證券統計，目前沿海省份已經明確的“十四五”海上風電規劃裝機目標已經超過76 GW。在政策規劃下，疊加建設周期和補貼政策的影響，今明兩年海上風電裝機還將迎來快速增長。

在規模上，海上風電的大型化趨勢十分明顯。華泰期貨統計，近期海風招標項目中山東、浙江以8MW以上機型為主，廣東、福建以10MW以上機型為主，均高于國補時期的4-6MW主流機型。從近十幾年的數據來看，國內新增海上風電的平均單機容量也已經從不足3兆瓦提升至超過5兆瓦，2022年下線的新型海上風電機組的平均單機容量已經超過11兆瓦。

盡管目前海上風電尚未實現平價，但隨著海上風電機組大型化加速以及海風裝機規模的擴大，零部件成本和運營成本的攤薄效應將進一步顯現，推動海風成本的下行。邁向深遠海的過程中，風電產業與其他產業的融合發展成為一個新的趨勢，不少風電企業都在探索風電產業與儲能、制氫、海水淡化、海洋牧場等產業結合的路徑。

亟待破局

對于風電行業來說，低價競爭仍是產業面臨的一個主要問題之一。而想要實現向深遠海的進軍，一系列的技術難題和產業革新也有待攻克。

在補貼退坡的時代，更低的成本就意味著更高的競爭力。但逼近成本線的低價競爭，侵蝕了風電企業的利潤，還可能擾亂產業鏈的正常發展。風電機組價格下降固然是技術進步的體現，但部分為低價而低價、沒有技術沉淀和可靠平臺支撐的機組，希望用“未來研發時間”換“目前市場空間”，其中隱藏的風險不容小覷。

遠景能源高級副總裁田慶軍在接受21世紀經濟報道記者采訪時指出，通過技術創新持續降低度電成本是行業共同努力的方向，風機降價有利于這一目標的達成，也為風電做大做強打下基礎。在他看來，風電是一場“馬拉松”，相比短期收益，更要關注風電的可持續發展。

風機這兩年成本的下降主要依賴容量增加和輕量化設計，但塔筒、葉片、齒輪箱所用的材料、鋼材成本本身就構成了很高的地板價。據田慶軍計算，兩兆瓦時代，陸上風機單位兆瓦的價格是4000余元；七兆瓦時代，機組單位價格是1300余元。

田慶軍指出，風電機組邊際成本看似陡降，但一臺整機的價格仍維持在800萬-1000萬元，海上風機組亦是如此，大型化趨勢無法削減風機固定的制造成本。若不斷擠壓制造企業利潤空間，必然會降低研發投入，給風電全產業鏈形成破壞性沖擊。他建議均衡分配產業鏈利益，維持主機價格在合理區間，更有利于產業健康可持續發展。

供應鏈的風險也值得關注。GWEC首席執行官本·巴克維爾指出，全球風能市場將出現顯著變化，上至銅、稀土金屬等關鍵原材料，下至風電整機、電網設備、海上風電安裝船等，管理越高效、越具吸引力的市場環境將吸引更多相關投資。但隨著風電需求增長，供應側可能出現短缺，風能市場也可能從當前的買方市場進入賣方市場。

深遠海風電具有更大的資源儲量，但受其建設和運行成本制約還未大量應用，另外能源高輸送成本和低效率也是制約其發展的重要原因。

中信證券表示，海上風電在發展過程中逐漸向中遠海發展，目前已裝機項目平均離岸距離在30kM左右，而現有招標待裝項目平均離岸距離增至約40kM，預計2023年的主要招標項目平均離岸距離將繼續升至50km以上。長遠看，估計“十五五”期間國內海上風電項目有望向超過100km的離岸深遠海發展。隨著海上風電項目離岸越來越遠，項目的單體開發規模將逐漸增大，為產業鏈的發展帶來機遇和挑戰。

（文章來源：21世紀經濟報道）