经历了突飞猛进的2020年和2021年之后，风电行业在2022年遇到一个小低潮。海上风电退补、大型化零部件供应紧张、装机不及预期等因素，导致整个风电产业业绩承压。但进入2023年二季度，中国风电再度“御风前行”，朝向更远、更大的方向发展。

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国内的“双碳”政策为新能源产业的发展打开了广阔的空间，从招标量和各地政府已经公布的风电产业规划来看，风电产业将迎来又一个“爆发”的大年。从长期来看，近海乃至深远海风电已经成为未来风电行业竞争的绝对重点。但海上风电退补让海上风电的受关注度略有回落，陆上风电大基地建设、分布式风电的热度却逐渐走高。

与此同时，风电行业的困扰还在持续，招标“低价内卷”和原材料价格双重挤压着产业链各方，风机成本还能降到什么程度？而面对风电行业向深远海逐渐拓展，产业链利益的再平衡、深远海风电配套产业的再升级、新能源并网的消纳问题等，都是亟待创新突破的难题。

去年，受到大宗商品价格走高、产业链供应扰动、补贴退坡后装机节奏放缓等因素影响，风电行业整体业绩承压。

东海证券统计数据显示，2022年风电板块营收2404.89亿元，同比下降3.25%；归母净利润为172.68亿元，同比下降21.62%。

不过，2023年以来，风电产业出现明显回暖势头，需求向好、招标量持续增长，风电招标价格逐渐稳定下来，并带动资本市场表现触底回升。

国家能源局统计数据显示，2023年一季度，全国风电新增并网容量1040万千瓦，其中陆上风电989万千瓦，海上风电51万千瓦；从新增装机分布来看，“三北”地区占全国新增装机的67.7%。截至一季度末，全国风电累计装机达到3.76亿千瓦，同比增长11.8%，其中陆上风电3.45亿千瓦，海上风电3089万千瓦。一季度全国风电投资完成约249亿元，同比增长15%。

2022年8月，一家能源央企与地方投资开发集团组成的中标联合体，放弃了此前低价中标的海上风电项目，再度引发业内关于风电低价内卷的关注。持续的价格战抢夺市场，已经令不少企业叫苦不迭。但在激烈的市场竞争当中，为了抢占更多的未来市场空间，行业竞争者谁都不肯主动喊停。

好消息是，一季度风电招标大幅增长，但价格战在一季度没有进一步加剧的迹象。据中银证券不完全统计，截至2023年4月23日，年内新增公开市场风机预招标规模已经达到54.52GW，超越了2022年上半年51.1GW的新增招标量。在招标价格方面，价格战暂时没有进一步加剧的迹象。

中银证券不完全统计数据显示，截至2023年4月23日，年内新增公开市场风机预招标项目中，陆上风电含塔筒项目均价为2080元/kW，不含塔筒项目均价为1697元/kW，相比金风科技统计的2022年12月全市场风电整机商风电机组1814元/kW的投标均价并未出现明显波动，具体对应的风电整机招标价格仍基本企稳。

资本市场上，风电上市公司“春江水暖鸭先知”。

截至5月18日，Wind风电指数（866044.WI）收于1922.03点，较4月26日1802.49的近一年来最低点上涨6.6%。风电行业的东方电缆、天顺风能、金风科技、电气风电等公司的股价也结束了4月下旬的连续走低，开始企稳回升，其中东方电缆、天顺风能自低点反弹已超过20%。

海上风电抢装潮使得2021年的风电装机节奏加快，但2022年招标价格屡创新低使得装机节奏显著放缓，这成为2022年风电产业发展最显著的特点之一。从一季度披露的数据和相关地区的政策规划来看，不少机构都认为，2023年将是风电产业发展的又一个“大年”。

全球风能理事会（GWEC）今年4月发布的2023年全球风能报告显示，2022年，全球风电新增装机量77.6GW，同比下降17%。GWEC表示，2022年的风电新增装机是过去三年里表现最差的一年，但仍是历史上第三高的年份。

GWEC预计，2023年全球风电新增装机将突破1亿千瓦，刷新历史最高纪录；到2024年，全球陆上风电装机将超过1亿千瓦，海上风电装机将在2025年首度超过2500万千瓦，进一步创历史新高。未来五年，全球风电新增装机将从2023年的1.15亿千瓦逐渐增长至2027年的1.57亿千瓦。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在2023年中国风能茶话会上预测，未来3年，中国风电新增装机容量每年预计不低于7000万千瓦。

随着近年来陆上风电资源开发接近饱和，海上风电已经成为全球风电产业发展的绝对重点；而随着近海风电资源变得越来越少，海上风电的离岸距离正越来越远。国内海上风电资源丰富，具有发电利用小时数高，距离东部沿海用电需求负荷中心更近等特点。此外，海上风电投资规模大，经济带动效益明显，未来有望成为地区经济发展的重要推动力和增长极。

此前发布的《“十四五”可再生能源发展规划》就明确提出加快推动海上风电集群化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大千万千瓦级海上风电基地。

尽管中央层面对海上风电产业的补贴已经退坡，但沿海省份仍陆续出台支持海上风电产业发展的政策，不同地区仍对海风有补贴政策。据华泰证券统计，目前沿海省份已经明确的“十四五”海上风电规划装机目标已经超过76 GW。在政策规划下，叠加建设周期和补贴政策的影响，今明两年海上风电装机还将迎来快速增长。

在规模上，海上风电的大型化趋势十分明显。华泰期货统计，近期海风招标项目中山东、浙江以8MW以上机型为主，广东、福建以10MW以上机型为主，均高于国补时期的4-6MW主流机型。从近十几年的数据来看，国内新增海上风电的平均单机容量也已经从不足3兆瓦提升至超过5兆瓦，2022年下线的新型海上风电机组的平均单机容量已经超过11兆瓦。

尽管目前海上风电尚未实现平价，但随着海上风电机组大型化加速以及海风装机规模的扩大，零部件成本和运营成本的摊薄效应将进一步显现，推动海风成本的下行。迈向深远海的过程中，风电产业与其他产业的融合发展成为一个新的趋势，不少风电企业都在探索风电产业与储能、制氢、海水淡化、海洋牧场等产业结合的路径。

对于风电行业来说，低价竞争仍是产业面临的一个主要问题之一。而想要实现向深远海的进军，一系列的技术难题和产业革新也有待攻克。

在补贴退坡的时代，更低的成本就意味着更高的竞争力。但逼近成本线的低价竞争，侵蚀了风电企业的利润，还可能扰乱产业链的正常发展。风电机组价格下降固然是技术进步的体现，但部分为低价而低价、没有技术沉淀和可靠平台支撑的机组，希望用“未来研发时间”换“目前市场空间”，其中隐藏的风险不容小觑。

远景能源高级副总裁田庆军在接受21世纪经济报道记者采访时指出，通过技术创新持续降低度电成本是行业共同努力的方向，风机降价有利于这一目标的达成，也为风电做大做强打下基础。在他看来，风电是一场“马拉松”，相比短期收益，更要关注风电的可持续发展。

风机这两年成本的下降主要依赖容量增加和轻量化设计，但塔筒、叶片、齿轮箱所用的材料、钢材成本本身就构成了很高的地板价。据田庆军计算，两兆瓦时代，陆上风机单位兆瓦的价格是4000余元；七兆瓦时代，机组单位价格是1300余元。

田庆军指出，风电机组边际成本看似陡降，但一台整机的价格仍维持在800万-1000万元，海上风机组亦是如此，大型化趋势无法削减风机固定的制造成本。若不断挤压制造企业利润空间，必然会降低研发投入，给风电全产业链形成破坏性冲击。他建议均衡分配产业链利益，维持主机价格在合理区间，更有利于产业健康可持续发展。

供应链的风险也值得关注。GWEC首席执行官本·巴克维尔指出，全球风能市场将出现显著变化，上至铜、稀土金属等关键原材料，下至风电整机、电网设备、海上风电安装船等，管理越高效、越具吸引力的市场环境将吸引更多相关投资。但随着风电需求增长，供应侧可能出现短缺，风能市场也可能从当前的买方市场进入卖方市场。

深远海风电具有更大的资源储量，但受其建设和运行成本制约还未大量应用，另外能源高输送成本和低效率也是制约其发展的重要原因。

中信证券表示，海上风电在发展过程中逐渐向中远海发展，目前已装机项目平均离岸距离在30kM左右，而现有招标待装项目平均离岸距离增至约40kM，预计2023年的主要招标项目平均离岸距离将继续升至50km以上。长远看，估计“十五五”期间国内海上风电项目有望向超过100km的离岸深远海发展。随着海上风电项目离岸越来越远，项目的单体开发规模将逐渐增大，为产业链的发展带来机遇和挑战。