風光大基地情況：
第一批風光大基地：2021 年 12 月，國家發改委、國家能源局發布《關于印發第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設項目清單的通知》，第一批風光大基地項目總規模 97.05GW。2021 年底已有 75GW 項目開工建設，其余項目在 2022 年一季度陸續開工，其中明確要求在 2022 年底前投產有超過45GW 風光大基地項目，有超 52GW 風光大基地項目明確要求在 2023 前投產。
第二批風光大基地：2022 年 2 月，國家發展改革委、國家能源局發布關于印發《以
第三批風光大基地：2023 年 4 月 7 日，國家發改委、國家能源局下發《關于印發第三批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設項目清單的通知》，各省針對第三批風光大基地項目的申報已經陸續啟動，多個省份已下發項目申報文件。隨著第三批風光大基地的落地，將進一步保證中長期陸上風電高景氣度。
老舊風電場：我國早期風電場電機組單機容量較低，大多機型落后，或者機組已老化，發電能力明顯落后于當前新裝機組水平。同時，早期投運風電場風資源好、電價高，處于負荷中心，早期的老舊風場擁有著 7-8 米/秒以上的風資源，但平均發電量小時數卻在 2000 小時以下。以現有的技術，7 米/秒以上的風資源基本可以發到 3500 小時以上，發電量相差至少一倍。當前老舊風電場改造和增容緊迫性強。到 2022 年底，全國陸上風電累計裝機達 3.6 億千瓦，其中2MW 以下風機占比達到 25.5%，2-3MW 風機占比達到 41.8%，3MW 以下風機占比達 67.3%，3MW 以下風機累計容量達到 245.7GW。
《風電場改造升級和退役管理辦法》落地。老舊風電場改造和增容，可以充分用好優質風能資源，提升利用小時數、降低土地成本、利用于資源節約，降低運維成本等，助力風電場經濟性提升，改造后單位容量征地面積降低，節省土地成本。2023 年 6 月 13 日，國家能源局發布《風電場改造升級和退役管理辦法》，鼓勵并網運行超過 15 年或單臺機組容量小于 1.5 兆瓦的風電場開展改造升級；風電場改造升級原并網容量不占用新增消納空間，鼓勵新增并網容量通過市場化方式并網；風電場改造升級項目補貼電量的上網電價按改造前項目電價政策執行，其它電量的上網電價執行項目核準變更當年的電價政策，為風電場改造升級和退役管理提供政策依據。
分散式風電情況：與集中式風電相比，分散式風電單體規模往往相對較小，建設周期短，開發方式更為靈活。2017 年，國家能源局發布《加快推進分散式接入風電項目建設有關要求》，正式明確分散式風電不占用年度建設實施方案，即不與集中式共同競爭招標，成為行業純增量。我國中東南部低風速區域有望成為分散式風電的主要市場。我國中東南部是低風速區，資源分布不連續，土地資源稀缺，充分利用風資源的需求下，分散式在中東南部地區成為集中式的重要補充。中東南部為我國電力負荷中心，消納能力較強，無棄風無線損，能夠減少能源損耗和輸送成本，有利于提高項目收益率。2021 年，中國分散式風電新增裝機容量 802.7 萬千瓦，同比大幅增長 702%，截至 2021 年年底，中國分散式風電累計裝機容量接近 1000 萬千瓦，同比增長 414.6%。
風電項目備案制落地，進一步簡化審批流程，分散式風電建設提速，十四五期間有望達到 40-50GW。2022 年 5 月 30 日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于促進新時代新能源高質量發展實施方案的通知》：積極推進鄉村分散式風電開發，在具備條件的工業企業、工業園區，加快發展分散式風電，推動風電項目由核準制調整為備案制；2022 年 6 月 1 日，九部委聯合印發《“十四五”可再生能源發展規劃》：在工業園區、經濟開發區、油氣礦區及周邊地區，積極推進風電分散式開發，因地制宜推進中東南部風電就地就近開發，實施“千鄉萬村馭風行動”，以縣域為單元大力推動鄉村風電建設，推動 100 個左右的縣、10000 個左右的行政村鄉村風電開發。各省對于分散式風電的關注度提升，包括內蒙古、山西、浙江、北京等在內的多個省（市）已經將發展分散式風電列為該地區“十四五”能源發展的重點規劃。
分散式風電電網接入進一步放寬。2023 年 5 月 25 日，國家能源局綜合司發布“關于公開征求《關于進一步規范可再生能源發電項目電力業務許可管理有關事項的通知（征求意見稿）》意見的通知，文件指出：豁免部分分散式風電項目電力業務許可，在現有許可豁免政策基礎上，將全國范圍內接入 35kV 及以下電壓等級電網的分散式風電項目納入許可豁免范圍，不再要求取得電力業務許可證。審批流程繁瑣以及并網難是影響我國分散式風電發展的一大因素，此次電力業務許可審批上的放寬，將促進分散式風電項目的落地。
海上風電情況：海風向集群化和深遠海發展。2022 年 6 月《“十四五”可再生能源規劃》指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、粵東和北部灣五大海上風電基地，推進一批百萬千瓦級的重點項目集中連片開發；完善深遠海海上風電開發建設管理，推動一批百萬千瓦級深遠海海上風電示范工程開工建設。“十四五”各省海上風電并網規劃奠定了海風裝機基礎。“十四五”期間,我國沿海省市海上風電規劃陸續出臺，包括廣東、山東、浙江、海南、江蘇、廣西等地區，目前我國各沿海省份發布的“十四五”期間海上風電規劃并網規模超 65GW，開工規模超 85GW。
海上風電 2021 年國補結束，正式進入平價時代。2021 年 6 月 7 日，國家發改委發布《關于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知》指出 2021 年起，新備案的陸上風電項目中央財政不再補貼，實行平價上網；新核準（備案）的海上風電項目，上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。鼓勵各地出臺針對性扶持政策，支持光伏發電、陸上風電、海上風電、光熱發電等新能源產業持續健康發展。目前廣東、山東、浙江、上海已發布明確的海上風電地方補貼政策，隨著海上風機價格不斷下探及施工成本逐步降低，海上風電有望成為我國風電行業快速發展的重要驅動力。
我國海上風電經過十多年的發展，在勘探設計、設備研發制造和工程建設運營經驗的逐步積累提升情況下，造價逐步下降，江蘇省平均建造成本為 14400-16300 元/kw，廣東省海上風電平均造價為 16200-17600 元/kw，福建省海上風電平均造價為 17300-18500 元/kw。由于沿海各省風資源條件、海床地質條件以及施工條件不同，導致各省海上風電實現平價所要求的發電量水平以及單千瓦造價不同，江蘇省、山東省、浙江省南部海風平價要求的單千瓦造價范圍在 1 萬元左右，廣東省東部和福建省海風平價所要求的單千瓦造價范圍在 1.4萬元左右，未來江蘇省憑借更優的海床建設條件、廣東省憑借更高的上網電價、福建省憑借更高的利用小時數有望率先實現平價。
海風競配情況：2022 年海南、廣西、山東等前期海風存量項目較少省份海風項目競配及招標進展推進迅速，2023 年廣東、福建相繼啟動新一輪海上風電項目競配，其中廣東省啟東省管海域項目 7GW，國管海域項目 16GW（遴選出 8GW 項目作為前期示范項目），福建省啟動 2GW 競配，均為原十四五各省并網規劃以外新增量，截至目前，各省待建項目超 60GW，其中廣東占比近一半。
根據國家氣候中心，深海風資源容量約 10 億千瓦，相當于兩倍的近海風資源，發展潛力巨大。根據國際標準，風電項目的水深在 0-30m 屬于淺水、30-60m 屬于過渡段（深淺水）、60m 以上屬于深水，離岸 50km 屬于近岸，離岸 50km 以上屬于離岸。在深遠海域建造風電機組，既可以充分利用更為豐富的風能資源，也可以不占據岸線和航道資源，減少或避免對沿海工業生產和居民生活帶來的不利影響，具有巨大的開發優勢。從已規劃項目離岸距離來看，以廣東海風項目為例，陽江青洲一、二、四、五、六、七項目離岸距離已經達到 50-70km。
2023年 2 月，在 2023 年中國風能新春茶話會上，國家能源局表示，今年將出臺《深遠海海上風電開發建設管理辦法》。2022 年 9 月份上海公布 4.3GW 首批深遠海海風示范項目；廣東潮州規劃 43GW 深遠海項目；2023 年 5 月廣東省首次對國管海域啟動大規模海上風電項目競爭配置工作，共計 16GW。2023 年 6 月海南萬寧漂浮式海上風電試驗項目一期工程 10 萬千瓦樣機工程 EPC 總承包完成招標。隨著后續以廣東為帶邊的首批深遠海競配項目落地。
出口情況
國內風機招標價格受益于大型化持續下降，海外風機廠由于原材料價格面臨巨額虧損，中國風電整機“出海”正當時。維斯塔斯 2022 年實現營業收入 144.86 億歐元，同比下降 7%，毛利率從 10%下降到 0.8%，僅剩 1.18 億歐元，EBIT 為-11.52億歐元，為近年來首虧；西門子歌美颯持續虧損，2022 財年公司營收同比下降 3.8%至 98.1 億歐元；凈利潤為-9.4 億歐元，去年同期為-6.27 億歐元；GE 可再生能源部門 2022 年虧損 22.4 億美元，同比擴大了 182%（2021 年為虧損 7.95 億美元）；訂單 147 億美元，同比下降 19%；營收 130 億美元，同比下降 17%。
彭博新能源財經數據顯示，2022 年金風科技以 12.7GW 的裝機容量位居全球第一，時隔六年再次登頂全球。維斯塔斯（Vestas）以 400MW 的微小差距位居第二，通用電氣和遠景能源分別排名第三、第四。西門子歌美颯（Siemens Gamesa）和明陽智能并列第五，2022 年裝機容量均為 6.8GW，運達股份緊隨其后排名第七。
2022 年國內風電機組出口 610 臺，容量為 2287MW，同比下降 30%。截至 2022年底，中國風電整機制造企業已出口的風電機組共計 4224 臺，累計容量達到11929MW，其中陸風風機 11439.2MW，海風風機 489.8MW。隨著國內風電技術的逐步完成國產化替代，國內風電實現跨越式發展，無論從產能還是度電成本，國內風電整機企業已經已經站在了第一梯隊，出口大幅增加。
風機龍頭金風科技、遠景能源出口優勢明顯。2022 年 6 家整機制造企業分別向 21個國家出口了風機，其中明陽智能全部出口海上風電機組，其他五家企業全部為陸上風電機組。具體來看，2022 年遠景能源出口量最大，容量為 1153MW；金風科技出口國家最多，出口到 13 個國家，容量為 611MW；另外明陽智能出口容量為 165MW，運達股份出口容量為 152MW，中國中車出口容量為 149MW，東方電氣出口容量為 56MW。截至 2022 年底，金風科技累計出口位居第一，占全國風電機組累計出口容量的 47%；遠景能源累計出出口容量 2930MW，占全國風電機組累計出口容量的 24.6%。
中國風機產能充足，在全球風機供應中占主導地位。隨著之后海外風電新增裝機的不斷增長，需要進口風機來滿足需求。
陸風：根據 GWEC，中國陸風年產能為 82GW，歐洲陸風年產能 21.6GW，是全球第二大陸上生產基地，緊隨其后的是美國（13.6GW）、印度（11.5GW）和拉丁美洲（6.15GW）。中國、印度和拉丁美洲地區的供應鏈有足夠的機艙產能可滿足需求，而歐洲和美國在當前產能下，從 2026 年開始產能將偏緊，需要依賴進口風機來應對預期的裝機增長；
海風：海上風機供應更加集中，是因為目前全球海上風電安裝總量的 99%以上都分布在歐洲和亞太地區。中國已是全球第一大海上風機的生產國，年產能高達 16GW，歐洲 2024 年海風風機產能增至 11.5GW，其他亞太地區海風風機產能為 3.7GW。在當前產能布局下，北美海風風機均需進口，歐洲和其他亞太地區（除中國）從 2026 年開始產能將偏緊，需要依賴進口風機來應對預期的裝機增長。
產業鏈
整機商情況：2021 年以來國內風機大型化加速。2022 年中國新增裝機的風電機組的平均單機容量為 4.49MW，同比增長 27.8%，其中 2022 年我國陸上風電機組平均單機容量為4.29MW，同比增長 37.9%，海上風電機組平均單機容量為 7.42MW，同比增長33.4%。從風機商來看，2022 年陸上風電前 4 家整機商新增裝機容量占比近 75%，分別為金風科技（24.8%）、遠景能源（15.6%）、運達股份（13.7%）、明陽智能（10.8%）；2022 年海上風電新增裝機中電氣風電新增 1.44GW，占比為28%，位居第一，其次為明陽智能（26.8%）、中國海裝（20.2%）、遠景能源（16.2%）、金風科技（5.7%）。
國內風機集中度較高，龍頭出貨規模持續向上。國內整機環節 TOP3 市占率維持在 40%以上，其中 TOP3 企業（金風、遠景、明陽）市占率基本維持在 10%以上，從風機龍頭的演變趨勢情況來看，近兩年龍頭企業地位較為確定，而隨著國內風機企業的崛起，海外龍頭 GE、西門子歌美颯、Vestas 市占率逐步下降。
頭部風電整機廠競爭激烈。經過 2020 年陸上風電“搶裝”和 2021 年海上風電“搶裝”，風機行業 CR3 有所下降，2022 年小幅提升，風機 CR3 由 2019 年 62.6%下降至 2022年 51.0%，同時 CR5 和 CR3 差距不斷拉大，由 2019 年差值（CR5-CR3）10.9%升至 2022 年差值（CR5-CR3）21.3%，后發企業追趕較快，比如運達股份等，近年來市占率提升明顯，不斷縮短與 TOP3 企業的差距。
從各大整機廠商的風電機組收入對比來看，金風科技作為行業龍頭，收入規模最大，明陽智能和運達股份同比增速明顯，與金風科技營收差距不斷縮小。從單千瓦平均售價來看，隨著 2022 年海上風電并網容量下降以及風機招標價格下降，導致 2022 年整機商風機平均銷售價格均有一定程度的下降，金風科技和運達股份平均售價在 2300 元/kw 左右，明陽智能平均售價最高，主要是由于公司海風業務占比較高，22 年平均售價在 3100 元/kw 左右；從交付裝機容量來看，今年上半年主機廠交付風機容量差距較小。目前各大整機廠在手訂單充足。
隨著風機招標價格的不斷下降，風電整機廠的成本控制能力十分重要。目前風電整機廠的盈利改善路徑：一是大型化降本；二是供應商管理；三是其他高毛利業務對于盈利的提升，主要是風電場開發運營業務。近年來，整機廠商紛紛下沉布局風電場建設領域，風電場建設運營毛利率較高，在 60%以上，已成為整機廠商利潤新的增長極。
塔筒情況：風電支撐基礎包括風電塔筒、基礎環等，風電塔筒需支撐數十噸重的風電機組，并為風電葉片的轉運提供條件，產品功能特點決定了可替代性較低；海上風電支撐基礎還包括樁基、導管架等，主要應用于水深 0-60m 的淺海區域；隨著水深的增加，固定式基礎的成本會越來越高，浮式基礎利用錨固系統將浮體結構錨定于海床，并作為安裝風電機組的基礎平臺，適用于水深 50m 以上的海域。海上風電支撐基礎受風電場地質情況、水深、離岸距離等因素影響，單臺套海上風電支撐基礎的造價（含施工）占海上風電投資成本的 19%-25%。
由于風電塔筒、樁基等風電設備零部件產品呈現體積大、重量大等特點，成本結構中運輸成本占比較高；近年來隨著風機大型化趨勢明顯加快，陸上運輸難以適應該等需求，帶來高昂運輸成本，通常半徑500km 以外的企業沒有競爭力，同樣也成為制約海上風電設備零部件生產企業業務發展的瓶頸。十四五規劃發展九大清潔能源基地、四大海風基地，基地主要集中于三北、東部沿海地區，塔筒頭部廠商龍頭一般就近屬地化布局產能，海風基礎生產基地需臨近碼頭。
海纜情況：海纜是海上風電的核心環節，海纜具備較高的準入壁壘，生產工藝復雜、技術要求高、認證周期長以及區位要求嚴等構筑了海纜環節的高壁壘。競爭格局清晰、穩定。生產工藝流程多。由于海底環境復雜且海水具有強腐蝕性，海纜相較于陸上電纜技術更復雜，其工藝流程相較陸風電纜更多；技術要求較高。接頭技術、敷設設計施工要求高，需專門的設備；運輸長度更長，未來價值量進一步增長。海上風電項目距離陸地較遠，通常采取一次性運輸大長度海纜的方式節約運輸成本。
海上風電場成本主要由以下幾個部分構成：設備購置費、建安費用、其它費用、利息。設備費用中風電機組及塔筒約占設備費用的 85%，送出海纜約占 5%。建安費用包括海上施工、船班費用等。其它費用包括項目用海用地費、項目建管費、生產準備費等。細分配置來看，海纜約占總成本 8-10%，包括陣列電纜（約 3%）以及送出電纜（約 5-10%）。
鑄件情況：風電鑄件主要包括齒輪箱殼體、輪轂、底座、行星架、定動軸等，起到支撐與傳動的功能，約占風機成本的 8%-10%。鑄件加工主要包括熔煉、澆筑、機加工等工序，屬于重資產行業，具備明顯的規模經濟效應。風電鑄件屬于高端鑄件，具有投資大、建設周期長、技術難度高等特點，并存在一定的進入壁壘。風力發電設備的工作環境和條件較為惡劣，風電鑄件的材質性能需滿足特殊要求，對產品質量要求很高，從掌握生產工藝并形成批量穩定的生產能力需要較長時間，生產能力擴張同時還需要大量資金和專業工人，使得行業具有較高的技術門檻。風電整機企業在選擇鑄件配套供應商時，需對鑄件企業進行十分嚴格的認證和篩選，周期較長，后進入者要打開市場難度較大。
全球鑄件市場集中度較高，80%風電鑄件產能來自我國。據日月股份公告數據，2019 年全球風電鑄件 CR5 高達 64%，80%以上風電鑄件產能集中在我國。
主軸情況：風電主軸在風電整機中用于聯接風葉輪轂與齒輪箱，將葉片轉動產生的動能傳遞給齒輪箱，是風力發電機的重要零部件，風電主軸均為非標準化產品，不同客戶對風電主軸外觀尺寸、性能都有不同的要求，因此其應用具有很強的專用性、獨特性，具有典型的多品種、多批次、小批量、非標準化的特征。風電主軸使用壽命約 20 年，使用中更換成本高、更換難度大，因此風電整機制造商對其質量要求非常嚴格。按產品應用的機型不同，風電主軸可分為雙饋異步式主軸與直驅式主軸，雙饋風電整機用主軸目前依然占據市場主導地位。
按制造工藝不同，風電主軸分為鍛造和鑄造兩種，鑄造工藝相對鍛造工藝流程較少，生產周期較短。①鑄造指通過熔煉金屬，制造鑄型，將熔融金屬澆入鑄型，凝固后獲得一定形狀、尺寸、成分、組織和性能鑄件的成形方法。鑄造能夠使鑄件快速一次成型，生產效率和材料利用率都較高，適合用于大型或者結構復雜的部件生產，但其力學性能低于同材質的鍛件力學性能。②鍛造指利用鍛壓機械對金屬坯料施加壓力，使其產生塑性變形以獲得具有一定機械性能、一定形狀和尺寸鍛件的加工方法。鍛造能保證鍛件內部金屬纖維組織的連續性，使鍛件具有良好的力學性能與更長的使用壽命，適用于受力強、條件惡劣的工作環境，但在鍛造過程中反復加熱鍛壓會伴隨一定的材料損耗，使得鍛造法的生產效率和材料利用率與鑄造法相比較低。
主軸行業存在著技術壁壘、供應商資格認證壁壘等。行業內從事專業風電主軸生產的企業較少，大都是以多種自由鍛件產品為主，行業壁壘使得行業護城河高筑。風電主軸屬于專用設備大型零部件，制造流程復雜，需經過長時間的技術研究、經驗積累方能生產出合格優質的產品，尤其是供應商資格認證很關鍵，由于各個風電整機制造商均擁有自己獨立的技術規格要求，因此風電主軸生產具有典型的多品種、多規格、小批量并向特種需求發展的特點。風電整機制造商對零部件供應商考察嚴格，并均有自行制訂的供應商認證體系，更換供應商的轉換成本高且周期長，后進入者要打開市場難度較大。
風電主軸在風機零部件中較早實現國產化，行業形成雙寡頭競爭格局。全球的風電主軸主要生產企業集中在中國、韓國、意大利，風電主軸生產工藝復雜，需要人工操作較多，目前無法完全實現自動化生產，這使得國內風電主軸制造商在生產成本上的優勢更加明顯。歷經對外技術引進、小規模研發、自主創新等過程，行業內領先企業已全面掌握煉鋼、鍛壓、熱處理、機械加工和防腐涂裝等主軸制造專業技術，形成了具有自身特點的成熟的生產工藝。金雷股份與通裕重工等領先的風電主軸制造商憑借突出產品質量、成本優勢，獲得國內外風電整機制造商的認可，實現了進口產品替代，促進國內風電主軸制造業不斷升級。
軸承情況：風電軸承是風機所有運動部位的樞紐，苛刻的載荷和惡劣的運行條件，需要承受的溫度、適度和載荷變化范圍很大，是風電機組中的薄弱環節。風電機組工況惡劣，對工作壽命&穩定性要求較高，作為風機各動力系統的連接體，風電軸承技術復雜度高。一般情況下，一套風電機組包含：1 套偏航軸承（連接機艙和塔筒），3 套變槳軸承（連接葉片和輪轂），1 套主軸軸承（支撐主軸）,1 套變速箱軸承（雙饋風機中使用）、1 套發電機軸承。
對于大容量風機而言，軸承平均單價和主軸所占風機成本都較小容量風機更高。以明陽智能為例，3MW 風機主軸軸承成本占整個風機成本比從 1.5MW 的 2%左右大幅提升至 7%，且 3MW 以上風機的主軸軸承銷售單價更高，成本占比還將進一步提升。
作為連接輪轂和主軸的核心部件，主軸軸承對于風機長期穩定運行起到關鍵作用，在風機軸承中單價更高、難度更大。風機典型主軸結構是由單套軸承支承的三點支承結構，該結構采用調心滾子軸承作為主軸軸承。隨著風力發電機組越來越大，作用于軸承上的載荷也變，大型風力發電機組采用 2 套軸承支承主軸，該結構采用單列或雙列圓錐滾子軸承、單列圓柱滾子軸承和調心滾子軸承。
三點式支承：采用一個調心滾子軸承，與增速器兩邊的彈性支承形成三點式支承，應用于低兆瓦級風電機組。
二點式支承：有調心滾子軸承＋調心滾子軸承，單列圓錐滾子軸承＋單列圓錐滾子軸承，圓柱滾子軸承＋雙列圓錐滾子軸承，GARB 軸承＋調心滾子軸承 4 種配置，應用于中等兆瓦級風電機組。
單點式支承：大多采用大錐角雙列圓錐滾子軸承，亦有采用三排圓柱滾子軸承，應用于大兆瓦風電機組。
全球軸承市場幾乎被八大跨國集團壟斷。高端軸承領域技術壁壘較高，海外廠商先發優勢明顯，2020年全球軸承市場70%以上的市場份額由八大海外廠商占據（瑞典 SKF、德國 Schaeffler、日本 NSK、日本 JTEKT、日本 NTN、美國 TIMKEN、日本 NMB、日本 NACHI），國內軸承產品主要分布于中低端領域，大功率風電偏航變槳軸承已實現進口替代。近年來國產大功率主軸軸承產品技術取得重要進展，國內瓦軸、洛軸、新強聯、天馬等企業已經形成了一定的風電軸承國產化能力，。新強聯成功研制 2-5MW 三排圓柱滾子主軸軸承、3-6.25MW 無軟帶雙列圓錐滾子主軸軸承并實現量產；成功研制 3-13MW 單列圓錐滾子軸承并實現小批量生產；公司成功研制 12MW 海上抗臺風型主軸軸承。
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