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第一批风光大基地：2021 年 12 月，国家发改委、国家能源局发布《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，第一批风光大基地项目总规模 97.05GW。2021 年底已有 75GW 项目开工建设，其余项目在 2022 年一季度陆续开工，其中明确要求在 2022 年底前投产有超过45GW 风光大基地项目，有超 52GW 风光大基地项目明确要求在 2023 前投产。
第二批风光大基地：2022 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《以
第三批风光大基地：2023 年 4 月 7 日，国家发改委、国家能源局下发《关于印发第三批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，各省针对第三批风光大基地项目的申报已经陆续启动，多个省份已下发项目申报文件。随着第三批风光大基地的落地，将进一步保证中长期陆上风电高景气度。
老旧风电场：我国早期风电场电机组单机容量较低，大多机型落后，或者机组已老化，发电能力明显落后于当前新装机组水平。同时，早期投运风电场风资源好、电价高，处于负荷中心，早期的老旧风场拥有着 7-8 米/秒以上的风资源，但平均发电量小时数却在 2000 小时以下。以现有的技术，7 米/秒以上的风资源基本可以发到 3500 小时以上，发电量相差至少一倍。当前老旧风电场改造和增容紧迫性强。到 2022 年底，全国陆上风电累计装机达 3.6 亿千瓦，其中2MW 以下风机占比达到 25.5%，2-3MW 风机占比达到 41.8%，3MW 以下风机占比达 67.3%，3MW 以下风机累计容量达到 245.7GW。
《风电场改造升级和退役管理办法》落地。老旧风电场改造和增容，可以充分用好优质风能资源，提升利用小时数、降低土地成本、利用于资源节约，降低运维成本等，助力风电场经济性提升，改造后单位容量征地面积降低，节省土地成本。2023 年 6 月 13 日，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过 15 年或单台机组容量小于 1.5 兆瓦的风电场开展改造升级；风电场改造升级原并网容量不占用新增消纳空间，鼓励新增并网容量通过市场化方式并网；风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行，其它电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策，为风电场改造升级和退役管理提供政策依据。
分散式风电情况：与集中式风电相比，分散式风电单体规模往往相对较小，建设周期短，开发方式更为灵活。2017 年，国家能源局发布《加快推进分散式接入风电项目建设有关要求》，正式明确分散式风电不占用年度建设实施方案，即不与集中式共同竞争招标，成为行业纯增量。我国中东南部低风速区域有望成为分散式风电的主要市场。我国中东南部是低风速区，资源分布不连续，土地资源稀缺，充分利用风资源的需求下，分散式在中东南部地区成为集中式的重要补充。中东南部为我国电力负荷中心，消纳能力较强，无弃风无线损，能够减少能源损耗和输送成本，有利于提高项目收益率。2021 年，中国分散式风电新增装机容量 802.7 万千瓦，同比大幅增长 702%，截至 2021 年年底，中国分散式风电累计装机容量接近 1000 万千瓦，同比增长 414.6%。
风电项目备案制落地，进一步简化审批流程，分散式风电建设提速，十四五期间有望达到 40-50GW。2022 年 5 月 30 日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》：积极推进乡村分散式风电开发，在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分散式风电，推动风电项目由核准制调整为备案制；2022 年 6 月 1 日，九部委联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》：在工业园区、经济开发区、油气矿区及周边地区，积极推进风电分散式开发，因地制宜推进中东南部风电就地就近开发，实施“千乡万村驭风行动”，以县域为单元大力推动乡村风电建设，推动 100 个左右的县、10000 个左右的行政村乡村风电开发。各省对于分散式风电的关注度提升，包括内蒙古、山西、浙江、北京等在内的多个省（市）已经将发展分散式风电列为该地区“十四五”能源发展的重点规划。
分散式风电电网接入进一步放宽。2023 年 5 月 25 日，国家能源局综合司发布“关于公开征求《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理有关事项的通知（征求意见稿）》意见的通知，文件指出：豁免部分分散式风电项目电力业务许可，在现有许可豁免政策基础上，将全国范围内接入 35kV 及以下电压等级电网的分散式风电项目纳入许可豁免范围，不再要求取得电力业务许可证。审批流程繁琐以及并网难是影响我国分散式风电发展的一大因素，此次电力业务许可审批上的放宽，将促进分散式风电项目的落地。
海上风电情况：海风向集群化和深远海发展。2022 年 6 月《“十四五”可再生能源规划》指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、粤东和北部湾五大海上风电基地，推进一批百万千瓦级的重点项目集中连片开发；完善深远海海上风电开发建设管理，推动一批百万千瓦级深远海海上风电示范工程开工建设。“十四五”各省海上风电并网规划奠定了海风装机基础。“十四五”期间,我国沿海省市海上风电规划陆续出台，包括广东、山东、浙江、海南、江苏、广西等地区，目前我国各沿海省份发布的“十四五”期间海上风电规划并网规模超 65GW，开工规模超 85GW。
海上风电 2021 年国补结束，正式进入平价时代。2021 年 6 月 7 日，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》指出 2021 年起，新备案的陆上风电项目中央财政不再补贴，实行平价上网；新核准（备案）的海上风电项目，上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。目前广东、山东、浙江、上海已发布明确的海上风电地方补贴政策，随着海上风机价格不断下探及施工成本逐步降低，海上风电有望成为我国风电行业快速发展的重要驱动力。
我国海上风电经过十多年的发展，在勘探设计、设备研发制造和工程建设运营经验的逐步积累提升情况下，造价逐步下降，江苏省平均建造成本为 14400-16300 元/kw，广东省海上风电平均造价为 16200-17600 元/kw，福建省海上风电平均造价为 17300-18500 元/kw。由于沿海各省风资源条件、海床地质条件以及施工条件不同，导致各省海上风电实现平价所要求的发电量水平以及单千瓦造价不同，江苏省、山东省、浙江省南部海风平价要求的单千瓦造价范围在 1 万元左右，广东省东部和福建省海风平价所要求的单千瓦造价范围在 1.4万元左右，未来江苏省凭借更优的海床建设条件、广东省凭借更高的上网电价、福建省凭借更高的利用小时数有望率先实现平价。
海风竞配情况：2022 年海南、广西、山东等前期海风存量项目较少省份海风项目竞配及招标进展推进迅速，2023 年广东、福建相继启动新一轮海上风电项目竞配，其中广东省启东省管海域项目 7GW，国管海域项目 16GW（遴选出 8GW 项目作为前期示范项目），福建省启动 2GW 竞配，均为原十四五各省并网规划以外新增量，截至目前，各省待建项目超 60GW，其中广东占比近一半。
根据国家气候中心，深海风资源容量约 10 亿千瓦，相当于两倍的近海风资源，发展潜力巨大。根据国际标准，风电项目的水深在 0-30m 属于浅水、30-60m 属于过渡段（深浅水）、60m 以上属于深水，离岸 50km 属于近岸，离岸 50km 以上属于离岸。在深远海域建造风电机组，既可以充分利用更为丰富的风能资源，也可以不占据岸线和航道资源，减少或避免对沿海工业生产和居民生活带来的不利影响，具有巨大的开发优势。从已规划项目离岸距离来看，以广东海风项目为例，阳江青洲一、二、四、五、六、七项目离岸距离已经达到 50-70km。
2023年 2 月，在 2023 年中国风能新春茶话会上，国家能源局表示，今年将出台《深远海海上风电开发建设管理办法》。2022 年 9 月份上海公布 4.3GW 首批深远海海风示范项目；广东潮州规划 43GW 深远海项目；2023 年 5 月广东省首次对国管海域启动大规模海上风电项目竞争配置工作，共计 16GW。2023 年 6 月海南万宁漂浮式海上风电试验项目一期工程 10 万千瓦样机工程 EPC 总承包完成招标。随着后续以广东为带边的首批深远海竞配项目落地。
出口情况
国内风机招标价格受益于大型化持续下降，海外风机厂由于原材料价格面临巨额亏损，中国风电整机“出海”正当时。维斯塔斯 2022 年实现营业收入 144.86 亿欧元，同比下降 7%，毛利率从 10%下降到 0.8%，仅剩 1.18 亿欧元，EBIT 为-11.52亿欧元，为近年来首亏；西门子歌美飒持续亏损，2022 财年公司营收同比下降 3.8%至 98.1 亿欧元；净利润为-9.4 亿欧元，去年同期为-6.27 亿欧元；GE 可再生能源部门 2022 年亏损 22.4 亿美元，同比扩大了 182%（2021 年为亏损 7.95 亿美元）；订单 147 亿美元，同比下降 19%；营收 130 亿美元，同比下降 17%。
彭博新能源财经数据显示，2022 年金风科技以 12.7GW 的装机容量位居全球第一，时隔六年再次登顶全球。维斯塔斯（Vestas）以 400MW 的微小差距位居第二，通用电气和远景能源分别排名第三、第四。西门子歌美飒（Siemens Gamesa）和明阳智能并列第五，2022 年装机容量均为 6.8GW，运达股份紧随其后排名第七。
2022 年国内风电机组出口 610 台，容量为 2287MW，同比下降 30%。截至 2022年底，中国风电整机制造企业已出口的风电机组共计 4224 台，累计容量达到11929MW，其中陆风风机 11439.2MW，海风风机 489.8MW。随着国内风电技术的逐步完成国产化替代，国内风电实现跨越式发展，无论从产能还是度电成本，国内风电整机企业已经已经站在了第一梯队，出口大幅增加。
风机龙头金风科技、远景能源出口优势明显。2022 年 6 家整机制造企业分别向 21个国家出口了风机，其中明阳智能全部出口海上风电机组，其他五家企业全部为陆上风电机组。具体来看，2022 年远景能源出口量最大，容量为 1153MW；金风科技出口国家最多，出口到 13 个国家，容量为 611MW；另外明阳智能出口容量为 165MW，运达股份出口容量为 152MW，中国中车出口容量为 149MW，东方电气出口容量为 56MW。截至 2022 年底，金风科技累计出口位居第一，占全国风电机组累计出口容量的 47%；远景能源累计出出口容量 2930MW，占全国风电机组累计出口容量的 24.6%。
中国风机产能充足，在全球风机供应中占主导地位。随着之后海外风电新增装机的不断增长，需要进口风机来满足需求。
陆风：根据 GWEC，中国陆风年产能为 82GW，欧洲陆风年产能 21.6GW，是全球第二大陆上生产基地，紧随其后的是美国（13.6GW）、印度（11.5GW）和拉丁美洲（6.15GW）。中国、印度和拉丁美洲地区的供应链有足够的机舱产能可满足需求，而欧洲和美国在当前产能下，从 2026 年开始产能将偏紧，需要依赖进口风机来应对预期的装机增长；
海风：海上风机供应更加集中，是因为目前全球海上风电安装总量的 99%以上都分布在欧洲和亚太地区。中国已是全球第一大海上风机的生产国，年产能高达 16GW，欧洲 2024 年海风风机产能增至 11.5GW，其他亚太地区海风风机产能为 3.7GW。在当前产能布局下，北美海风风机均需进口，欧洲和其他亚太地区（除中国）从 2026 年开始产能将偏紧，需要依赖进口风机来应对预期的装机增长。
产业链
整机商情况：2021 年以来国内风机大型化加速。2022 年中国新增装机的风电机组的平均单机容量为 4.49MW，同比增长 27.8%，其中 2022 年我国陆上风电机组平均单机容量为4.29MW，同比增长 37.9%，海上风电机组平均单机容量为 7.42MW，同比增长33.4%。从风机商来看，2022 年陆上风电前 4 家整机商新增装机容量占比近 75%，分别为金风科技（24.8%）、远景能源（15.6%）、运达股份（13.7%）、明阳智能（10.8%）；2022 年海上风电新增装机中电气风电新增 1.44GW，占比为28%，位居第一，其次为明阳智能（26.8%）、中国海装（20.2%）、远景能源（16.2%）、金风科技（5.7%）。
国内风机集中度较高，龙头出货规模持续向上。国内整机环节 TOP3 市占率维持在 40%以上，其中 TOP3 企业（金风、远景、明阳）市占率基本维持在 10%以上，从风机龙头的演变趋势情况来看，近两年龙头企业地位较为确定，而随着国内风机企业的崛起，海外龙头 GE、西门子歌美飒、Vestas 市占率逐步下降。
头部风电整机厂竞争激烈。经过 2020 年陆上风电“抢装”和 2021 年海上风电“抢装”，风机行业 CR3 有所下降，2022 年小幅提升，风机 CR3 由 2019 年 62.6%下降至 2022年 51.0%，同时 CR5 和 CR3 差距不断拉大，由 2019 年差值（CR5-CR3）10.9%升至 2022 年差值（CR5-CR3）21.3%，后发企业追赶较快，比如运达股份等，近年来市占率提升明显，不断缩短与 TOP3 企业的差距。
从各大整机厂商的风电机组收入对比来看，金风科技作为行业龙头，收入规模最大，明阳智能和运达股份同比增速明显，与金风科技营收差距不断缩小。从单千瓦平均售价来看，随着 2022 年海上风电并网容量下降以及风机招标价格下降，导致 2022 年整机商风机平均销售价格均有一定程度的下降，金风科技和运达股份平均售价在 2300 元/kw 左右，明阳智能平均售价最高，主要是由于公司海风业务占比较高，22 年平均售价在 3100 元/kw 左右；从交付装机容量来看，今年上半年主机厂交付风机容量差距较小。目前各大整机厂在手订单充足。
随着风机招标价格的不断下降，风电整机厂的成本控制能力十分重要。目前风电整机厂的盈利改善路径：一是大型化降本；二是供应商管理；三是其他高毛利业务对于盈利的提升，主要是风电场开发运营业务。近年来，整机厂商纷纷下沉布局风电场建设领域，风电场建设运营毛利率较高，在 60%以上，已成为整机厂商利润新的增长极。
塔筒情况：风电支撑基础包括风电塔筒、基础环等，风电塔筒需支撑数十吨重的风电机组，并为风电叶片的转运提供条件，产品功能特点决定了可替代性较低；海上风电支撑基础还包括桩基、导管架等，主要应用于水深 0-60m 的浅海区域；随着水深的增加，固定式基础的成本会越来越高，浮式基础利用锚固系统将浮体结构锚定于海床，并作为安装风电机组的基础平台，适用于水深 50m 以上的海域。海上风电支撑基础受风电场地质情况、水深、离岸距离等因素影响，单台套海上风电支撑基础的造价（含施工）占海上风电投资成本的 19%-25%。
由于风电塔筒、桩基等风电设备零部件产品呈现体积大、重量大等特点，成本结构中运输成本占比较高；近年来随着风机大型化趋势明显加快，陆上运输难以适应该等需求，带来高昂运输成本，通常半径500km 以外的企业没有竞争力，同样也成为制约海上风电设备零部件生产企业业务发展的瓶颈。十四五规划发展九大清洁能源基地、四大海风基地，基地主要集中于三北、东部沿海地区，塔筒头部厂商龙头一般就近属地化布局产能，海风基础生产基地需临近码头。
海缆情况：海缆是海上风电的核心环节，海缆具备较高的准入壁垒，生产工艺复杂、技术要求高、认证周期长以及区位要求严等构筑了海缆环节的高壁垒。竞争格局清晰、稳定。生产工艺流程多。由于海底环境复杂且海水具有强腐蚀性，海缆相较于陆上电缆技术更复杂，其工艺流程相较陆风电缆更多；技术要求较高。接头技术、敷设设计施工要求高，需专门的设备；运输长度更长，未来价值量进一步增长。海上风电项目距离陆地较远，通常采取一次性运输大长度海缆的方式节约运输成本。
海上风电场成本主要由以下几个部分构成：设备购置费、建安费用、其它费用、利息。设备费用中风电机组及塔筒约占设备费用的 85%，送出海缆约占 5%。建安费用包括海上施工、船班费用等。其它费用包括项目用海用地费、项目建管费、生产准备费等。细分配置来看，海缆约占总成本 8-10%，包括阵列电缆（约 3%）以及送出电缆（约 5-10%）。
铸件情况：风电铸件主要包括齿轮箱壳体、轮毂、底座、行星架、定动轴等，起到支撑与传动的功能，约占风机成本的 8%-10%。铸件加工主要包括熔炼、浇筑、机加工等工序，属于重资产行业，具备明显的规模经济效应。风电铸件属于高端铸件，具有投资大、建设周期长、技术难度高等特点，并存在一定的进入壁垒。风力发电设备的工作环境和条件较为恶劣，风电铸件的材质性能需满足特殊要求，对产品质量要求很高，从掌握生产工艺并形成批量稳定的生产能力需要较长时间，生产能力扩张同时还需要大量资金和专业工人，使得行业具有较高的技术门槛。风电整机企业在选择铸件配套供应商时，需对铸件企业进行十分严格的认证和筛选，周期较长，后进入者要打开市场难度较大。
全球铸件市场集中度较高，80%风电铸件产能来自我国。据日月股份公告数据，2019 年全球风电铸件 CR5 高达 64%，80%以上风电铸件产能集中在我国。
主轴情况：风电主轴在风电整机中用于联接风叶轮毂与齿轮箱，将叶片转动产生的动能传递给齿轮箱，是风力发电机的重要零部件，风电主轴均为非标准化产品，不同客户对风电主轴外观尺寸、性能都有不同的要求，因此其应用具有很强的专用性、独特性，具有典型的多品种、多批次、小批量、非标准化的特征。风电主轴使用寿命约 20 年，使用中更换成本高、更换难度大，因此风电整机制造商对其质量要求非常严格。按产品应用的机型不同，风电主轴可分为双馈异步式主轴与直驱式主轴，双馈风电整机用主轴目前依然占据市场主导地位。
按制造工艺不同，风电主轴分为锻造和铸造两种，铸造工艺相对锻造工艺流程较少，生产周期较短。①铸造指通过熔炼金属，制造铸型，将熔融金属浇入铸型，凝固后获得一定形状、尺寸、成分、组织和性能铸件的成形方法。铸造能够使铸件快速一次成型，生产效率和材料利用率都较高，适合用于大型或者结构复杂的部件生产，但其力学性能低于同材质的锻件力学性能。②锻造指利用锻压机械对金属坯料施加压力，使其产生塑性变形以获得具有一定机械性能、一定形状和尺寸锻件的加工方法。锻造能保证锻件内部金属纤维组织的连续性，使锻件具有良好的力学性能与更长的使用寿命，适用于受力强、条件恶劣的工作环境，但在锻造过程中反复加热锻压会伴随一定的材料损耗，使得锻造法的生产效率和材料利用率与铸造法相比较低。
主轴行业存在着技术壁垒、供应商资格认证壁垒等。行业内从事专业风电主轴生产的企业较少，大都是以多种自由锻件产品为主，行业壁垒使得行业护城河高筑。风电主轴属于专用设备大型零部件，制造流程复杂，需经过长时间的技术研究、经验积累方能生产出合格优质的产品，尤其是供应商资格认证很关键，由于各个风电整机制造商均拥有自己独立的技术规格要求，因此风电主轴生产具有典型的多品种、多规格、小批量并向特种需求发展的特点。风电整机制造商对零部件供应商考察严格，并均有自行制订的供应商认证体系，更换供应商的转换成本高且周期长，后进入者要打开市场难度较大。
风电主轴在风机零部件中较早实现国产化，行业形成双寡头竞争格局。全球的风电主轴主要生产企业集中在中国、韩国、意大利，风电主轴生产工艺复杂，需要人工操作较多，目前无法完全实现自动化生产，这使得国内风电主轴制造商在生产成本上的优势更加明显。历经对外技术引进、小规模研发、自主创新等过程，行业内领先企业已全面掌握炼钢、锻压、热处理、机械加工和防腐涂装等主轴制造专业技术，形成了具有自身特点的成熟的生产工艺。金雷股份与通裕重工等领先的风电主轴制造商凭借突出产品质量、成本优势，获得国内外风电整机制造商的认可，实现了进口产品替代，促进国内风电主轴制造业不断升级。
轴承情况：风电轴承是风机所有运动部位的枢纽，苛刻的载荷和恶劣的运行条件，需要承受的温度、适度和载荷变化范围很大，是风电机组中的薄弱环节。风电机组工况恶劣，对工作寿命&稳定性要求较高，作为风机各动力系统的连接体，风电轴承技术复杂度高。一般情况下，一套风电机组包含：1 套偏航轴承（连接机舱和塔筒），3 套变桨轴承（连接叶片和轮毂），1 套主轴轴承（支撑主轴）,1 套变速箱轴承（双馈风机中使用）、1 套发电机轴承。
对于大容量风机而言，轴承平均单价和主轴所占风机成本都较小容量风机更高。以明阳智能为例，3MW 风机主轴轴承成本占整个风机成本比从 1.5MW 的 2%左右大幅提升至 7%，且 3MW 以上风机的主轴轴承销售单价更高，成本占比还将进一步提升。
作为连接轮毂和主轴的核心部件，主轴轴承对于风机长期稳定运行起到关键作用，在风机轴承中单价更高、难度更大。风机典型主轴结构是由单套轴承支承的三点支承结构，该结构采用调心滚子轴承作为主轴轴承。随着风力发电机组越来越大，作用于轴承上的载荷也变，大型风力发电机组采用 2 套轴承支承主轴，该结构采用单列或双列圆锥滚子轴承、单列圆柱滚子轴承和调心滚子轴承。
三点式支承：采用一个调心滚子轴承，与增速器两边的弹性支承形成三点式支承，应用于低兆瓦级风电机组。
二点式支承：有调心滚子轴承＋调心滚子轴承，单列圆锥滚子轴承＋单列圆锥滚子轴承，圆柱滚子轴承＋双列圆锥滚子轴承，GARB 轴承＋调心滚子轴承 4 种配置，应用于中等兆瓦级风电机组。
单点式支承：大多采用大锥角双列圆锥滚子轴承，亦有采用三排圆柱滚子轴承，应用于大兆瓦风电机组。
全球轴承市场几乎被八大跨国集团垄断。高端轴承领域技术壁垒较高，海外厂商先发优势明显，2020年全球轴承市场70%以上的市场份额由八大海外厂商占据（瑞典 SKF、德国 Schaeffler、日本 NSK、日本 JTEKT、日本 NTN、美国 TIMKEN、日本 NMB、日本 NACHI），国内轴承产品主要分布于中低端领域，大功率风电偏航变桨轴承已实现进口替代。近年来国产大功率主轴轴承产品技术取得重要进展，国内瓦轴、洛轴、新强联、天马等企业已经形成了一定的风电轴承国产化能力，。新强联成功研制 2-5MW 三排圆柱滚子主轴轴承、3-6.25MW 无软带双列圆锥滚子主轴轴承并实现量产；成功研制 3-13MW 单列圆锥滚子轴承并实现小批量生产；公司成功研制 12MW 海上抗台风型主轴轴承。
