同为新能源，但风电得到的关注，远远不如光伏。虽然都是讲述着新能源替代旧能源的故事，但落到实际业务中，两者实现的高度却大不相同。
从投资成本，技术突破速度，单位发电成本，再到企业盈利表现上，光伏已经将风电牢牢甩在身后，也相对更受资本市场的青睐。
2020年，风电市值最大的金风科技市值尚且还有隆基绿能的一半，但如今市值连五分之一都不到。
而去年，风电呈现给市场的，除了整机商贴身肉搏式的竞价，利润大幅削减，还有招标不及预期的失望，但并不缺乏机会。
对于这个行业，否极泰来的关键取决于长期规划的确定性，将于这几年加速落地，究竟哪些环节有望能抓住结构性增长的契机，实现业绩的触底反弹？
01
风电未来还有成长空间？
在陆风、海风经历两轮补贴结束前的抢装潮后，风电装机超预期的机会还在吗？
除了政策周期，消纳空间也影响着风电招标和装机的节奏。
2018年，国家发改委和能源局印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》，旨在解决清洁能源消纳问题，强化消纳目标的考核，随后消纳问题有所缓解，弃电率降至5%以内。
2023 年，全国风电利用率为97.3%，均维持高位，中东部地区利用率普遍高于全国平均水平。
加上近几年，风电建设成本一直在下降，消纳水平不断提高，风电投资项目的收益率才因此上得去。根据机构，目前全国风光的项目内部IRR在10%以上，部分省份在15%以上，利用率下调2-3pct仍可保证较为客观的收益率。
当消纳空间充足时，获批的风电项目才能往前推进，然后随着招标和装机量的提升，反映到企业的订单，出货量以及业绩增长。等到承载空间不足，弃风率上来之后，装机才会逐渐开始放慢，这个时候企业业绩增速就会放慢，股价也续不上力。
这在风电装机历史上比较常见，比如2015-2019年，上一轮为争取补贴导致的抢装潮，使得弃风问题凸显，许多省市停止新增风电装机核准，由于审批，开发开发受限，随后三年新增装机量只是持平或略微下降，板块整体也表现平平。
等到19年Q1，随着消纳能力的改善，能源局接触了部分省市的预警限制，风电单季度招标量14.9GW创下新高。行业预期将迎来修复，Q1整个风电板块净利润同比 273%。
现如今，22-23年积累的157个GW的招标容量逐渐释放，去年装机量实现反弹（ 59.3%)，且今年目前1-3月装机量还有49%的增量。
虽然经过前几轮大规模推进，三期风光大基地建设也都按部就班，集中式风电装机超预期的空间已经不大，但其他形式的风电项目可能会因此得到提高消纳容量的机会，例如，分散式风电。
截至2022年底，分散式风电累计装机容量仅占3.7%，较分布式光伏规模也远远落后。比起集中式，分散式风电无需建升压站，送出线路较短，因此投资成本更低，具有良好的经济性。
但发展缓慢的阻碍原因在于目标建设区域达不到电网接入条件、土地获取困难和复杂的审批流程，以及噪音影响。
就在今年4月1日，多部门联合发布了《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》，支持以条件适宜的村为单位建设分散式风电项目，充分利用零散闲置非耕地，推动风电就地利用，让农村村民享受风电收益。
根据十四五规划提出的推动1万行政村开发风电的规模，通知内要求每村不超过20MW风电装机。这就是说，2025年以及之后，在陆上风电（75-80GW），海上风电（15-18GW）的基础上，分布式风电按5年建设周期平均每年最多能带来40GW的增量。
只要装机消纳周期还有新的故事讲，国内市占率更高，收入占比高的零部件企业有望享受比原来预期更高的业绩弹性。
02
当下关注什么？
现下，风电行业结构性增量的机会，都与海有关。
第一个是海上风电项目的密集启动，近两年将迎来招标和装机的高潮。
顶层规划上，“十四五”规划后期海风需求保障要求高，规划装机近60GW，而且风能资源在深远海区域更加丰富，探索水深30-60m，离岸距离30-130km的海风项目将成为这个行业长期的增长点。
从地区建设情况来看，今年海上风电需求是多点开花的。
在沿海各省市中长期规划中推算的海风规划量已经高达200GW，未来5-10年内将逐渐落地。22年起，海风项目不再享受中央补贴后，从去年开始，地方政府相继出台政策对海风项目进行扶持，去年新增核准量同比增长26%，通常核准后开启设备招标，所以招标量被视作一个锚定明年装机预期的指标。
但海上风电建设由于前期审核环节众多——核准、用海、环评、航道、军事等，牵涉部门多，因此招标以及并网不确定性较大，这也是近两年国内海风装机不及预期的主要原因。
除了海南、广西，去年随着江苏2.65GW海风项目逐步重启，后续等到8GW的规划批复；广东省管海域7GW竞配也于去年落地，航道问题进展积极，整体来看，海风发展阻碍因素正逐步被扫清。
今年1-4月，全国风机累计公开招标容量26.6GW（-23%），其中陆上风机公开招标容量23.5GW（-25%），海上风机公开招标容量3.1GW（ 7%），一季度行情较淡，但到了4月份，海风招标已经有明显的回暖趋势。
风机、海缆设备招标是这个行业景气度的观测指标，二季度至下半年的招标，对2025年并网项目的装机预期有指导作用，根据机构，目前已核准的海风项目就达到19GW。
对于风电企业而言，下半年装机、业绩视角切换到2025年，更利好一些盈利稳定，能够充分反映招标量弹性的环节，例如，海缆，塔筒，铸锻件环节。
第二个跟风电出海有关。
根据欧盟可再生能源消费的目标看待风能建设，2030年前仍然有非常大的装机空间。截至目前，欧洲主要国家已发布海上风电开发目标，目前计划在2023-2030年并网的/已规划/披露/竞配的海上风电项目容量约为70-75GW，主要分布在北海-波罗的海区域。
规划只是开了个头，在通货膨胀，工资上涨等多重不利因素影响下，前两年海外风电投资降至冰点，可以预估23-24年的并网规模不会太高。但距离远期装机目标仍有约60-65GW的缺口，从决策落地到并网平均需要5-7年的建设周期，因此新一轮的设备订单需求很有可能在最近这三年落地。出海方面，中国风电产业链的风机、海缆和塔筒都是受益环节。
在全球30家主机整机厂中，中国有多达20家占据主导地位。据GWEC测算，美国2025年最先迎来海风供需偏紧的格局，其次是欧洲2026年整体本土供需偏紧，考虑欧美主机厂扩产力度不大，而国内风电机组在出海方面更具成本优势。
随着大型化的推进，新增装机平均单机容量朝15MW追赶，管桩直径也相应提高。中国管桩企业有望受益于欧洲海风发展，例如大金重工，天顺风能。
大金重工坐拥全球风电海工单体最大工厂，近两年陆续中标欧洲风电项目，还是首家向欧洲海上风电市场提供14MW超大单桩塔筒的中国供应商；天顺风能于2020年收购德国风单桩生产基地进行改造，本土产能的布局有望规避碳边境税的潜在影响。
国内头部海缆企业也参与到了欧洲海上风电的建设中，中天科技、亨通光电、东方电缆等企业先后中标德国、葡萄、英国等风电项目，这个环节由于技术壁垒和认证资质要求高，市场格局较为集中，上诉三家企业市占率高达87%。
海缆量利增长一方面受益于风机和海上升压站的距离增加，发电规模增长使送出海缆承受容量逼近极限。
另一方面，受技术升级支撑，海缆在风电板块中盈利能力远超其他环节，毛利率可达40%-50%，其他零部件主轴、轴承、变流器等毛利率在25%-35%之间。
这是因为随着海风项目离岸距离增加、风电场大型化，海缆长度也需要加长，相应的送出缆电压等级正在逐渐从220kV向500kV提升，高压交流海缆以及柔直海缆在价格及毛利率均超过常规送出海缆。
03
尾声
去年，风电板块受价格竞争压缩，纵然上游降价，产业链利润端缺乏弹性，把量增的逻辑完全对冲掉了。四季度除了毛利率下滑，受项目延期影响，存货和应收项目减值规模也占大比例，导致盈利能力大幅回落。
到了一季度，减值计提部分规模收窄，同时风机制造端盈利能力也有所复苏，目前看主机价格基本触底，盈利有望迎来改善。
但后续仍需观察国内海风项目招标和开工情况。
去年国内海风项目开工状况不及预期，但从前置指标来看，海缆企业合同负债从 23Q4 开始实现快速增长，存货规模也明显提升，未来一两个季度有望实现交付，确定性强。国内市占率领先的海缆企业如亨通光电、东方电缆，二月以来股价已经联手反弹接近30%。
当步入下半年,市场估值体系切换2025年，叠加招标起量，竞配、深远海等事件加速，板块业绩估值有望迎来进一步上行，值得持续关注。（全文完）
