一、2022年风电装机不及预期，2023年有望否极泰来装机量翻倍
2022年风电装机规模不及预期。
风电项目开发建设周期长，2021-2022年国内风电行业尚处于抢装过渡期，终端装机需求启动速度偏慢。
风电项目从前期选址、测风、核准到后期招标、建设、并网通常需要2-3年左右的开发周期，2020/2021年陆上/海上风电抢装期间大量成熟项目集中并网，而新的平价项目大多仍处于前期开发阶段，因此2021-2022年国内风电装机存在一定的“真空期”。
同时，疫情与俄乌冲突导致的大宗商品价格高位对风电上半年装机也形成了影响。风电起量或在二季度以后，因为临近春节，很多项目进入收尾阶段，加上天气寒冷对施工也有影响。
根据国家能源局的统计，中国2021年风电新增并网装机容量47.57GW，占全球装机量的50.91%。2022年1-11月国内新增风电装机仅为22.5GW，同比下滑近9%，低于此前预期。
风电行业2021年累计招标54.2GW；2022年累计招标111.92GW，其中陆上85.92GW，海上26.00GW（含国电投10.5GW竞配项目招标）。2022年风电装机可能在40GW左右。
预计2023年国内新增风电装机规模有望达到80GW，同比增长100%以上，其中海上风电10GW+，较2022年实现翻倍增长。
二、短期阵痛无碍美好远景，风电行业仍具备长期成长空间
短期阵痛无碍美好远景，风电行业仍具备长期成长空间。根据IEA的测算模型，2030/2050年全球累计风电装机规模将达到3072/7795GW，对应2021-2030年年均装机超过230GW，而2021年全球新增风电装机规模仅为94GW，行业长期成长空间巨大。
“至暗时刻”已过，2023年风电行业否极泰来。无论是从“量”的角度还是“利”的角度，2022年风电行业均面临较大压力，但站在当前的时间节点，风电行业最艰难的时刻已经过去，2023年景气度有望量价齐升。
2023年风机零部件环节盈利有望迎来修复，风电场开发则有望成为国内风机厂重要的盈利来源。
一方面，经过2021-2022年的铺垫，2023年起全球风电装机将重回上升轨道，其中国内启动速度快于海外；另一方面，随着大型化的持续推进以及大宗商品价格的回落，当前全球陆上/海上风电的经济性已较为突出。
“十四五”后半程国内风电装机亟待提速。大陆31个省份“十四五”新增风电装机规划超过300GW（新疆、陕西、重庆三地未分拆风光装机规模，假设风光装机比例为1:1），而2021-2022年预计仅完成不到100GW，进度明显偏慢。
因此，为完成规划目标，2023-2025年国内新增风电装机规模需达到200GW以上，对应年均装机规模为65-70GW，“十四五”后半程国内风电装机有望加速。
当前国内陆上风电项目经济性突出。自2020年陆风国补退出后，国内风电行业大型化降本的速度持续加快，目前已顺利完成从补贴到平价的过渡。根据西勘院的测算，2021年国内陆上风电初始装机成本处于5.1-7.1元/W的区间。
考虑到2022年国内风机招标价格进一步大幅下降，预计目前三北平地风电初始成本可低至5元/W以下，在不考虑配套储能成本的前提下，我们测算当前陆上风电项目的资本金IRR超过11%，在考虑20%/2h的储能配置要求后（假设配套储能完全无收益），项目的IRR仍可达到7.5%满足风电投资方需求。
新兴风电市场潜力巨大，未来有望贡献重要增量。长期以来中国、欧洲、美国在全球新增风电装机中的占比超过80%，随着风电成本的进一步降低以及各地区清洁能源转型的脚步进一步加快，未来风电有望在更多地区得到大规模应用。
整体上看，近年来日韩、澳洲、拉美、东南亚等地区均加快了风电装机的部署速度，2021年中美欧以外地区新增风电装机规模超过15GW，达到历史最高水平，未来新兴风电市场有望贡献更多增量。
海外本土产能存在瓶颈，国内厂商迎来出海机遇海外本土风电产能相对有限，或成为未来限制风电装机的瓶颈。从需求端来看，我们认为海外风电发展的空间已经充分打开，但与此同时供给端的瓶颈或将长期存在，尤其是对于需求增速更快、供应链要求更高的海上风电领域。
即便是海风产业链发展最为成熟的欧洲，目前本土海上风机、桩基、海缆等环节的产能已经较为紧张，部分头部厂商的订单甚至已经排到2025年之后，而对于此前海风发展相对较慢的美国、日韩、澳洲等地区，供应链保障问题或将更为突出。
国内风电产业链在供应稳定性以及成本上均有明显优势，未来潜在出海空间巨大。
三、产业链：海风产业链成长属性更强，2023年零部件回归强势地位
1.零部件
大型化是风电降本的主要途径，进入平价时代后国内风机大型化进程明显加速。
随着更大兆瓦的推出，风机价格趋势会进一步下行。在价格战和毛利走低的趋势下，谁能把成本降的更低谁就是赢家，比如产业链的龙头明阳智能、金风科技等。
但即使如此，在降价压缩成本的大趋势下，整机厂受上游零部件和下游运营商的影响，利润空间受到挤压，所以竞争格局相比于零部件就要逊色一些。
零部件的上游原材料主要是钢材，占零部件成本很大一部分。原材料价格上涨侵蚀产业链利润空间，2022年风电产业链盈利普遍承压。
在装机滞后的同时，2021-2022H1高企的原材料价格进一步压缩了风电产业链整体的利润空间，以成本占比较高的钢材为例，2020-2021年亚洲钢铁价格指数分别上涨31%。
2022年上半年国内钢材价格虽较2021Q2的峰值有所回落，但整体仍处于较高区间，由于俄乌冲突进一步冲高，直到2022年下半年才步入明显的下行通道。
在原材料成本的冲击下，2021年下半年起风电产业链盈利持续承压，风电零部件板块毛利率逐季下滑，直到2022Q3才触底企稳。
2022年6月开始，大宗进入了向下通道，但是下半年风电装机放量没得到充分释放，零部件量的规模没上去，也没有感受到业绩的明显修复。
虽然2022年底近一个月的时间，钢材、铁矿价格有所反弹，但见智研究认为，2023年大宗大幅上涨的概率仍比较低，所以在明年风电装机放量的年份，成本端对零部件的压力并不大，预计行业整体毛利会较2022年实现全面改善。
供需格局改善或驱动大兆瓦零部件价格企稳，受益于成本下降盈利望明显修复。叶片、法兰、铸件等零部件公司受益于原材料降价的盈利修复弹性。
此外，考虑2023年上述部分零部件产品价格有望回稳或小幅涨价，相关公司盈利修复弹性或进一步提升。
在原材料价格呈现明显降幅的同时，叶片、轴承、主轴等零部件产品受益于需求复苏和品类升级，供应趋于紧张，预计2023年上述零部件厂商议价能力有望迎来相对增强，价格将相对企稳，甚至部分大兆瓦紧俏产品价格或出现小幅上涨。
因此，部分核心零部件环节价格成本剪刀差有望扩大，迎来明显盈利修复。细分领域公司：中材科技（叶片），日月股份（铸件）、恒润股份（法兰）、金雷股份（主轴）。
2.聚焦抗“通缩”且格局优的环节。
海缆、桩基：预计受益于海风离岸距离和项目水深增加，以及单体项目容量增大，产品需求量和品类规格都将保持快速提升，具备明显的价值量“通胀”效应，市场空间增速快于海风装机增速。
受码头审批、产线设备和区位资源等因素限制，产能实际释放进度或有不确定性，供需或逐步趋紧，市场格局头部集中；叠加产品结构升级和价值量增厚，行业盈利有望明显修复，看好头部厂商持续成长性和市场竞争优势，以及二线企业受益于订单外溢效应迎来加速增长。
1）海缆龙头具备产能产品和区位布局优势，而二线企业或受益于订单外溢效应。细分领域公司：海缆：东方电缆、中天科技、起帆电缆、宝胜股份；
2）桩基产品吨盈利有望迎来明显回升：2023年海风桩基供需或处于紧张状态，价格压力相对较小。
预计2023/24年全球面向海风的海工名义产能将达520/790万吨左右。
但考虑项目审批流程、产能投放进度和爬坡速度等因素，实际有效产出或相对减少，如按平均80%左右产出率测算，则对应2023/24年有效产出分别约为420/630万吨左右，其中2023年供需格局或出现明显收缩。
相关公司：天顺风能、大金重工、海力风电
3）轴承：大兆瓦趋势下，对轴承可靠性、强度、精度等提出更高要求，加工壁垒和单位价值量更高，市场有望快速扩容，抗“通缩”特性凸显；同时，轴承国产化替代空间巨大，国产轴承性价比优势凸显，加快推进与整机厂合作验证，替代进程有望提速。
细分领域公司：轴承：新强联。
3.欧美风电增长有望加速，关注供应链出口机会。
欧美等国家在能源独立和清洁能源转型的目标下，持续加码风电政策支持力度，提升海风中长期发展规划，目前海外主要海风市场2030年累计装机目标已达200GW，GWEC预计2022-30年年均装机量将达22GW左右，对应CAGR将达约27%。
目前国内塔筒桩基、铸锻件、主轴、法兰等零部件环节头部厂商已切入海外优质客户供应体系，产品性价比竞争优势显著，有望跟随大兆瓦产品出口需求加速增长，享受产品溢价和高毛利率红利。
细分领域公司：中际联合、振江股份。
4.风机盈利仍将承压，重在以量补价和“两海”发展优化。
国内陆上风机价格已阶段性企稳，后续降幅或较为缓和；而海上风机随着大型化升级加快，或仍有明显降价空间。
2023年国内风机低价订单将开始集中交付执行，但考虑主要零部件环节降价幅度较小，预计整机厂盈利仍将承压。
具备大兆瓦产品和成本优势的优质整机厂，有望通过以量补价，以及优化“海上海外”风电业务结构，穿越行业盈利低谷，强化持续成长性和长期竞争力。
细分领域公司：明阳智能、三一重能。
