1.1 行业：23 年海风装机不及预期
23 年装机不及预期，尤其是海风。根据国家能源局的统计，截至 2023 年 10 月底， 全国风电装机累计容量约 4.0 亿千瓦，同比增长 15.6%。2023 年前三季度，全国风电新 增装机容量 3348 万千瓦，其中陆风 3205 万千瓦，海风 143 万千瓦。前三季度海风新增 装机相比 2022 年前三季度的 124 万 kw，仅微增 15%；分季度来看，2023Q1/Q2/Q3 分别 新增海风装机 51/59/33 万 kw，整体增幅疲软，离 23 年初的装机大年预期有较大差距。
海风装机不及预期的主要原因是广东、江苏等海风大省的重点海风项目受非经济因 素影响停滞不前。23年海风装机从年初的10-12GW（最乐观的预期15GW）下调至8-10GW， 后又继续下调至 5-7GW 左右。下调的主要原因是江苏、广东等海风大省的重点海风项目 进度受到非经济性因素的影响，广东青洲五六七合计 3GW、帆石一二合计 2GW 和江苏 21 年竞配 2.65GW，上述合计约 8GW 海风项目自 22 年中出现问题后项目停滞不前。但 年初市场对上述问题的解决过于乐观，认为一季度最迟上半年有望得到解决，下半年赶 工期有望在年内实现部分项目的部分容量并网，而现实的情况是直到 3 季度末期才出现 实质性进展。此外，单30问题从去年开始至今年年中也陆续影响了部分海风项目的开展。
前三季度招标量同比下滑，招标价格仍在下探、但降幅逐年缩小。根据金风科技的 统计，截止 2023 年 9 月 30 日，国内公开招标市场新增招标量 61.7GW，比去年同期下降 19.1%。按市场分类，陆上新增招标容量 55.6GW，海上新增招标容量 6.1GW；较去年同 期的 64.9GW 和 11.4GW 均有所下滑。2023 年 9 月全市场风电整机商风电机组投标均价 为 1,553 元/千瓦，相较去年同期的 1808 元/kw 降幅 14%。根据第三方专业机构的统计, 目前陆风机组(不含塔筒)的主流价格在 1500-1800 元/kw，海风机组（含塔筒）的平均价 格多在 3200-3800 元/kw 之间，海风机组价格基本上为陆风机组价格的一倍。
1.2 业绩：低于预期，但盈利能力保持稳定
前三季度行业增收减利、盈利能力基本持平。2023 年前三季度，我们统计的 40 个 风电设备标的总营收 3054.24 亿元，同比增长 9.51%；归母净利润 163.78 亿元，同比下 滑 14.6%；毛利率 21.63%，较去年同期的 20.51%略有提升；净利率 8.55%，较去年同期 的 9.05%略有下滑。整体来看，行业增收减利，反映了今年风电设备行业的艰难，但盈 利能力基本持平，一定程度上也说明风电行业内部的竞争格局相对稳定。我们同时也观 察到相同产业环节的不同企业之间分化较大，比如塔筒中的天顺风能和泰胜风能表现优 秀，但海力风电的业绩却出现大幅下滑。我们认为一方面是陆海风产品结构的差异，比 如今年国内海风装机不及预期，海工类占比较大的公司业绩就明显受到影响；另一方面 是由于风电项目的单体投资规模较大，产能存在运输半径、属地化特征明显。比如江苏 今年基本没有海风项目的交付，而广东地区的青州五六七和帆石一二也停滞不前，因此 产能主要集中在江苏和广东地区的公司业绩就会受到较大的影响。
主机：招标价格继续下探、主机厂两头承压，三季报整体表现一般。根据金风科技 的统计，2022 年 9 月风电机组投标均价降至 1808 元/kW，相比 2021 年同期降低 24.7%， 相比 2020 年同期降低 44.37%；2023 年 9 月，全市场风电整机商风电机组投标均价为 1,553 元/千瓦，相较去年同期的 1808 元/kw 降幅 14%。虽然主机价格的降幅逐年缩窄，但在今 年下游需求不足的情况下，主机环节的价格仍然承压、毛利率下滑。比如主机厂中毛利 率最高的三一重能，23 年前三季度毛利率也由去年同期的 26.14%下滑至今年的 19.67%。 展望后续，我们认为主机厂盈利能力的改善来自于以下几点：1）大兆瓦在近几年加速发 展后，机组平均容量有望在陆风 6-8MW、海风 12MW+左右保持相对长的时间，有助于 主机厂价格保持稳定；2）24-25 年有望迎来持续的交付旺季，需求端的旺盛有望保持价 格和毛利率的稳定；3）主机出海带来一定程度的盈利能力提升。
塔筒：营收和归母净利润保持增长，但分化较大。前三季度，五大塔筒厂商营收 169 亿，较去年同期的 134 亿增长 26%；归母净利润 16.34 亿元，较去年同期的 12.79 亿元增 长 27.76%。但塔筒企业内部分化较大，整体而言陆风占比较大的表现更加亮眼，比如天 顺风能，营收和归母净利润分别增长了 68.99%和 87.38%；其次是泰胜风能，营收和归母 净利润分别增长了 40.29%和 41.82%。但海力风电在营收增长 32.85%的同时，归母净利 润却大幅下滑了 72.97%。 海缆：受海风拖累最明显，但盈利能力仍有保障。今年海风装机明显不及预期，也 拖累了此前最被看好的海缆环节；以东方电缆为例，前三季度营收下滑 5.56%，归母净 利润增长 11.63%。相比营收的下滑受到海风装机不及预期的客观影响，市场更加关注的 是海缆的盈利能力情况，前三季度东方电缆的毛利率和净利率分别为 26.22%和 15.36%， 较去年同期的 23.61%和 13%均有提升。如果仅看公司的海缆业务，毛利率并未明显下滑。
1.3 行情：一波三折，Q3 触底反弹
一、21-23 年复盘：预期可以一而再、但不能再而三
复盘 21 年至今整个风电设备行业的走势，其中 21 和 22 年均呈现先跌后涨的走势， 且两波上涨的走势主要是靠招标量、装机规划等远期性和前瞻性指标（主要是海风）支 撑行业高景气度预期来驱动。进入 23 年，从项目进度上来看，21-22 年滚动规划的海风 项目扣除掉 21 和 22 年已经装机的，剩下大量的规划项目在 23 年也是时候兑现业绩了。 但从 23Q1 到 Q3 披露的财报来看，预期中的装机大年并未实现，业绩该兑现时不兑现， 导致行情全年持续单边下行。
二、23 年复盘：三季度末行业拐点出现，止跌企稳
具体来看 23 年，风电设备从年初持续下行，直至三季度末止跌企稳。结合整体大盘 环境和风电板块年初至今所发生的一些行业变化，我们认为风电板块今年的行情演绎主 要是由市场对国内海风心理预期的三次变化所导致，即：预期为装机大年，但实际变成 了审/核问题解决年。 年初：预期装机大年。一方面，在 22 年天量海风招标的情况下，普遍预期 23 年是 装机大年，因此对主机厂和零部件厂商的出货量和业绩预期普遍较为乐观。客观上来说， 在经历了 21 年的风电抢装后，从 21 年开始出台和落地“十四五”规划，新的项目有 21、 22 和 23 年三年时间来滚动完成竞配、核准、审批、招标、开工和并网。考虑到 22 年的 海风装机较少，因此按照项目进度来看 23 年也应该是高增长业绩兑现的时间点。另一方 面，22 年暴露出来的江苏军事问题、福建低电价问题和广东航道问题的解决，以及 30 政策的影响，市场的预期也过于乐观。当然，上述问题在风电和海风的发展过程中此前 也从未碰到过，也缺乏理解路径可以参考。因此，年初市场预计 23 年为装机大年，装机 完成度和业绩兑现度有望成为全年股价的重要催化因素。
2 月中下旬开始：问题短期内难以解决、项目停滞不前，23 年预期下修、24-25 年成 长性存疑。2 月中下旬开始，部分零部件厂商反应出货和排产不及预期，同时去年暴露出 来的问题也并未有明显进展，受影响的江苏省 21 年三个竞配项目合计 2.65GW、广东省 青洲五六七、帆石一二合计 5GW 等重点项目仍然处于停滞状态。考虑海风项目的正常施 工周期，如果一季度最迟二季度仍没有解决上述问题，则 23 年的装机大年预期将大概率 落空，主机厂和零部件厂商的业绩也将受到影响。因此，市场开始交易 23 年装机下滑、 问题解决比较艰难的悲观预期。事后来看，我们统计的 40 个风电标的 23 年一季度营收 同比下滑近 7%、二季度营收也仅仅提升近 20%，均与 23 年装机大年的预期表现相差甚 远，也说明了市场提前反应的正确性。
三季度：季末行业拐点初现，23 年装机下修已经充分预期、24-25 年装机预期逐渐 明朗。三季度以来大盘环境整体向下，风电板块也未能幸免，且此前的问题仍然未能看 到年内解决的希望，因此板块延续了二季度的悲观情绪继续下跌。但其实进入 8 月份以 来，行业已经开始逐渐放出部分利好消息，比如部分省份的项目招标启动，但无奈市场 在江苏和广东合计约 8GW 项目停滞的悲观情绪压制下，对部分利好消息的反映已经钝化。 直至 9 月底开始，江苏和广东开始出现拐点，整个板块开始迎来一波相对持续的反弹。
事实上，前三季度其他海风项目也有进展，比如 6 月份中广核象山涂茨海上风电并 网，8 月份华能岱山 1 号海风项目海上升压站开工，山东的国家电投山东半岛南海上风电 基地 V 场址、9 月广西 13.4GW 的深远海海上风电前期工作咨询服务项目招标。但为什 么广东和江苏的问题解决这么重要，以至于市场一定要等到三季度末广东和江苏有实质 性进展才反应，我们认为主要有以下几个方面：1）广东和江苏受影响的项目合计约8GW， 对 23 年全国海风装机总量影响较大；2）广东和江苏“十四五”海风装机规划全国领先， 一旦上述问题迟迟得不到解决，容易影响“十四五”全国海风的装机总量，市场对海风的长期成长性也会产生质疑；3）广东和江苏作为传统海风大省，此次遇到的问题在此前 并未遇到过，如有效解决可为以后其他省份解决类似问题提供参考；4）受限于运输，很 多主机厂和零部件均有资源属地化部署产能的趋势，风电主产业链如海缆和塔筒等主要 厂家在广东和江苏有较多产能布局，项目停滞对这些厂家 23-25 年的业绩预期均有较大 影响；5）按照正常时间推进，23 年确实也该是高增业绩兑现的时候，该兑现时不兑现、 对投资情绪影响太大。
三、相比其他新能源板块，风电设备相对抗跌
尽管全年呈现单边下跌趋势，但与光伏、锂电和新能车等其他新能源板块相比，风 电板块已经是相对扛跌。分季度来看，风电设备（申万）在 2023Q1、Q2、Q3 分别下跌 1.16%、8.13%和 12.6%，不管是与沪深 300、创业板指相比，还是与电力设备（申万）下 面的其他二级行业指数相比，表现均一般。但如果单独统计 9 月末至 11 月初，可以很明 显的看到风电设备走出了独立行情，从 23 年 9 月 22 日到 11 月 2 日风电设备上涨 5.95%， 遥遥领先与其他指数，尤其是与光伏设备在此期间下跌 6.62%相比，更是显得尤为亮眼。
1.4 反思：对海风六大流程节点的推进过于乐观
首先，相比光伏项目的短平快，海风项目的单体投资规模大、审批部门多、审批流 程和建设周期都较长，尤其是用海预审和海域使用权的审批。海风单体项目投资规模大， 平价前的投资基本在 150 亿/GW 左右，平价后的投资基本也在接近 100 亿/GW。从前期 准备阶段和建设极端的流程图可以看到，海风涉及到的项目审批方非常多，尤其是项目 用海预审，关键的申请材料报告用海预审申请函、海域使用申请书、海域使用论证报告 等；根据《海域使用权管理规定》，用海预审意见有效期 2 年，可申请延期一年。海域使 用论证报告中主要包括项目的海域范围、海缆敷设通道和用海施工点位等关键内容，但 往往牵涉到军事、航道和环保等多个部门，需要由项目业主、国家电网、地方省级政府 和生态环境部、自然资源部、交通部等国家相关部门来沟通协商，因此流程复杂且周期长。从大的节点来看，一个海风项目往往需要经历竞配、核准、审批、招标（风机/海缆）、 开工和并网等六大流程节点，任何一个节点的停滞都会影响整个项目的进展。
其次，对竞配、核准、审批、招标（风机/海缆）、开工和并网等六大流程节点的推 进过于乐观，忽略了非经济因素导致的核准和审批流程的停滞。虽然 22 年有海风的天量 招标，但 22 年中旬就已经出现了江苏 2.65GW 项目受到军事因素的影响，且 22 年年底 广东的航道审批问题和单 30 政策的影响也开始显现，但市场对上述问题的解决仍然比较 乐观，依然认为 23 年会是装机大年。但现实情况却恰恰相反，以江苏省为例，21 年底组 织竞配的三大海风竞配项目合计 2.65GW，自 22 年 7 月以后基本处于停滞，直到今年 8月份盐城市大丰区发布三峡大丰和国信大丰项目的用海公示，才宣告了项目的重新启动，按 照进度预计到 24 年底完成项目并网，从竞配到并网基本上需要经历 3 个自然年。
一旦用海预审或海域使用权审批等重要节点出现问题，项目周期就可能会拖延比较 长时间。以广东的青洲五六七和帆石一二为例，从广东省生态环境厅官网批复的文件来 看，青洲七的环境影响评价流程经历 21 年 9 月 26 日、21 年 12 月 30 日、22 年 1 月 14 日、22 年 1 月 29 日四个时间节点，历时 4 个月走完流程。帆石一项目的环境影响评价流 程从 22 年 7 月 22 日受理到 22 年 11 月 25 日拿到批复，基本上也经历了 4 个月。但整体 来看，自 2018 年青洲五六七和帆石一二陆续核准开始，至今已经经历了 5 年。按照当前 的进度，青洲六预计在 24 年并网，但青洲五七仍然受限于航道问题的最终解决，即便按 照相对乐观的预期在 24 年上半年解决航道问题，25 年全容量并网，整个周期也长达 7 年之久。
2.1 24-25 年：业绩兑现在当下
时间过半、任务尚未过半，“十四五”规划目标倒逼 24-25 年海风赶进度。考虑到“十 四五”期间沿海省份规划了 50-60GW 的海风装机目标，21 年国家能源局披露的新增海风 装机容量为 16.9GW、22 年我国海上风电新增吊装容量 516 万 kw，23 年假设为 6GW， 则前三年合计 28.06GW。以 55GW 计算，24 和 25 年需要完成接近 27GW 海风装机。
预计 24 年装机 10-12GW、25 年装机 16-18GW，但 24 年广东存在不确定性。目前 来看，24 年海风装机主要集中在江苏、山东、海南和广东、广西地区，比如江苏 21 年底 竞配的 2.65GW 有望在 24 年实现全容量并网，并且其他的新兴海风大省如山东、海南和 广西也开始发力。24 年装机的不确定性主要来自广东的青州五七和帆石一二，如青州五 七的问题在 24 年一季度得到解决，后续赶工期有望部分容量并网甚至全容量并网。帆石 一二如在青州五七的问题得到解决后也推进顺利，假设 24 年中启动施工，则年底仍有一 定可能实现部分容量并网，但更大的概率是在 25 年实现全容量并网。
2.2 国内：深远海风是海风成长性的基本盘
“十四五”期间海风仍以近海海域开发为主，但剩余近海海域开发有限且面临诸多 限制，今年以来江苏、广东等省的海风项目进展缓慢，客观上也是反映了这些项目所面 临的开发限制。当前我国存量海风以离岸距离较近（10-50km 以内）、水深较浅（0-50m 以内）的近海海域开发为主，如福能股份的莆田石城海上风电项目、国家电投的江苏如 东 H4 海上风电项目。但随着时间的推移，近海海域资源开发已经接近成熟，剩余近海海域的继续开发也面临诸多限制：一是我国近海范围有限，施工作业、航道、渔业养殖挤 压了海上风电的发展空间；二是近海地区的水深相对较浅，一般在 50 米以下，水深条件 可能导致技术选择受限；三是近海地区的环境敏感性较高，特别是沿海生态系统和海洋 生物多样性，面临较强的生态约束；四是近海风电场址分散，难以形成规模效应，也不 利于统一运营维护。
我国深远海风资源丰富，是海风开发由近及远的自然基础。我国海岸线长达 1.8 万 公里，可利用海域面积 300 万平方公里，全年风速≥6m/s 的时数达到 4000h。据 GWEC 统计，全球超过 80%的海上风能资源潜力都蕴藏在水深超过 60 米的海域。离岸 200 公里 范围内，我国近海和深远海风能资源技术开发潜力约 22.5 亿千瓦，近海水深 5-50 米范围 内、100 米高度海风开发潜力约 5 亿千瓦，深远海风能可开发量是近海的三倍以上。
海风平价加速、全产业链降价、市场潜力释放是海风开发由近及远的经济基础。随着海风项目平均度电成本的降低，海风进入全面平价时代，根据中国电建集团华东勘测 设计研究院有限公司测算，水深小于 35 米，登陆距离小于 70 公里的浅、近海风电场， 只要基础不需嵌岩，已基本能够实现平价上网。叠加国内风电技术的日益成熟与进步， 风电相关设备制造、安装、运维等全产业链环节的成本逐步降低，同时深远海风的研发 和投资也在增加，深远海风的经济性得到提升。此外，中国是全球最大的能源消费国之 一，面临着日益增长的电力需求，发展深远海风具有巨大的市场潜力和雄厚的经济基础。
漂浮式技术成为深远海风的标配。近海风电通常采用固定式基础，如单桩、导管架 等。随着水深的增加，地质结构和气候条件更加复杂多变，导致地质勘测成本增加、施 工窗口期缩短、水上和水下作业难度提升，极大地影响了固定式基础方案的安全性和稳 定性，同时耗材也显著增加，其经济性大打折扣。相较而言，漂浮式技术摆脱了水深和 海床结构的限制，水深增加引致的边际成本增幅较小，并且系泊系统便于拆除与运维， 对环境的影响较小，有望成为未来深远海风的主流技术路线。
国内漂浮式海风后起直追。截至 2023 年 6 月，我国漂浮式海风项目已投运 3 个，装 机规模 18.95MW，浮体基础的技术方案集中采用半潜式。国内漂浮式海风在建项目当前共 4 个，其中中电建的海南万宁百万千瓦漂浮式海上风电项目是全球最大规模的商业化 漂浮式海风项目，项目位于海南省万宁东部海域，场址平均水深 100 米，离岸距离为 22 公里，规划面积 160 公里。项目规划总装机容量 100 万 kw，分两期进行开发。一期建设 规模为 12 台单机容量 16MW 以上的风机，装机规模 20 万 kw，预计 2025 年底建成投产； 二期建设规模 80 万 kw，计划 2027 年底建成投产，标志着我国漂浮式海风由单台样机试 验阶段开始转向规模化开发阶段。
沿海各省的深远海风已经从规划层面推进到部分深远海风项目的前期工作，预计深 远海风有望在“十五五”和“十六五”逐步规模化发展。作为传统海风大省，广东、江 苏和福建在深远海风规划方面同样领先。比如 2022 年底，国家能源局综合司在《关于广 东省海上风电规划调整的复函》中提到：稳妥推进位于国管海域的深远海海上风电项目 示范化开发。“十四五”期间推动 800 万千瓦（8GW）项目前期工作，并做好与全国深远海海上风电规划的衔接，手续齐备时开工建设，力争 2025 年底前建成并网 200 万千瓦 （2GW）以上。《福建省“十四五”能源发展专项规划》提出：稳妥推进国管海域深远海 海上风电项目，加强建设条件评估和深远海大容量风电机组、远距离柔性直流送电、海 上风电融合发展技术论证，示范化开发 480 万千瓦。今年以来，部分省份已经开始陆续 推进国管海域的深远海风前期工作。23 年 9 月，大唐海南能源开发有限公司发布《深远 海风电项目海上风电规划方案编制服务招标中标候选人公示》；9 月 8 日，广西启动 13.4GW 深远海项目的前期工作咨询服务项目招标；9 月 28 日，中国电建采购招标信息 平台发布江苏省深远海海上风电示范前期工作工程咨询项目场址 Z10、Z25、Z26、Z28 测风设备公开询价公告；23 年 11 月，上海勘测设计研究院发布《上海市深远海海上风电 首期示范项目通航安全影响分析专题公开征集供应商公告》。我们认为，如“十四五”末 期深远海风管理办法顺利出台，不排除“十四五”末期在迎来海风抢装潮的同时也有望 开启优质深远海风项目的前期跑马圈地。
中国漂浮式海风发展潜力巨大，“十四五”末期有望开启规模化发展，“十五五”期 间将迎来建设和投产高峰期。根据《漂浮式海上风电关键技术与发展趋势》，我国深远海 域可开发面积约 67 万平方千米，风电资源开发量约 2000GW，接近浅海资源量的 4 倍。
根据《加速中国漂浮式风电发展——如何通过英中战略合作来克服关键技术和供应链瓶 颈》，预计福建、广东等 7 个沿海省份的漂浮式海风理论潜力高达 600GW；其中，福建、 广东、海南、山东和浙江潜力较大，尤其是海南和广东，在水深超过 80 米的海域内发展 潜力巨大。根据对对现有漂浮式项目的进度梳理，我们预计 23 年新增装机为龙源电力漂 浮式海风与养殖融合研究与示范项目 4MW、明阳阳江青洲四海风项目 16.6MW 和海油观 澜号 7.25MW，25 年新增装机为中电建海南万宁百万千瓦级漂浮式海风项目（一期） 200MW，27 年为万宁二期 800MW。到 2030 年漂浮式累计装机有望突破 6GW。
2.3 国外：四面出击，出海逻辑逐渐兑现
一、欧洲市场，“十五五”后起量
欧洲海风起步早，市场和技术均比较成熟。根据欧洲风能协会（WindEurope）发布 的《欧洲风能：2022 年统计与 2023―2027 年展望》报告显示，2022 年欧洲风电新增装机 容量为 19.1GW，同比增长 4%；其中，陆风 16.7GW（21 年为 15.4GW），海风 2.5GW（21 年为 2.9GW）。
截止 2022 年，欧洲风电累计装机容量达到 255GW，较 21 年底的 236GW 增长 8%。 其中陆上风电 225GW、海上风电 30GW。德国仍是风电累计装机规模最大的国家，超过 66GW。紧随其后的是西班牙（30GW）、英国（29GW）、法国（21GW）、瑞典（15GW）、 土耳其（12GW），上述六国的风电累计装机容量合计占欧洲全部风电装机容量的 2/3。 2023―2027 年，欧洲预计将新增风电装机 129GW。其中，陆上风电为 95GW，海上风电 为 34GW。期间欧洲漂浮式海上风电预计将新增装机 500MW，来自 Hywind Tampen 风电 场与法国、英国的首批项目。
不同机构对欧洲海风的预测偏差较大，但预测均显示欧洲的海风发展空间巨大。1） 欧洲风能协会（WindEurope）《2022 年统计与 2023―2027 年展望》：2023―2027 年，欧洲 预计将新增风电装机 129GW，年均新增 26GW。其中，陆风 95GW，海风 34GW。如果 仅看欧盟，2023―2027 年需要新增 98GW，其中陆风 77GW、海风 21GW，年均 19.6GW， 远低于欧盟实现其能源和气候目标所需要的 2023-2030 年间年均 31GW 的目标。2）23 年 10 月 24 日，欧盟出台《欧洲风电行动计划》：提出欧盟 2030 年风电总装机容量达到 500GW的目标，未来8年内年均新增37.5GW。截止2022年欧盟的风电累计装机204GW， 其中陆风 188GW，海风 16GW。这意味着在 2023-2030 年的 8 时间内将增加 300GW 装 机，每年 37.5GW。不仅远高于 2022 年欧盟 16GW 的新增风电装机容量，也远高于欧洲 风能协会对欧盟 2023-2027 年的预期。3）GWEC《2023 全球海上风电报告》：2022-2032 年累计新增装机 157GW，年均新增 14GW。预计欧洲海上风电 2023 年新增装机 5.145GW， 2032 年新增装机达 29.5GW，2022-2032 年累计新增装机 157GW，新增装机量前三国家 为：英国、德国、荷兰；其后依次为丹麦、波兰、爱尔兰、法国、挪威、比利时。
二、东南亚市场，后起之秀
东南亚五国海风资源丰富，且近几年增速较快。由风速分布图可以看出，印度尼西 亚、马来西亚、菲律宾、泰国和越南五国中，越南和菲律宾风能资源最为丰富，年平均 百米高度风速达到 6.3 米/秒和 7 米/秒以上，风能密度最高可达 1165 瓦/平方米和 1398 瓦 /平方米。从装机增速来看，2017-2021 年，五国可再生能源装机容量增加了 30756 兆瓦， 年均增长 12.13%。其中光伏装机容量增长幅度最大（18967 兆瓦）、速度最快（53.93%）； 风能装机量增加 4961 兆瓦，年增速 49.04%，而占可再生能源比重最高的水电装机容量 增长为 4908 兆瓦，增速仅为 3.17%。
菲律宾的海上风电技术可开发潜力 178GW，且多需要漂浮式风机来实现，发展空间 巨大。2022 年 4 月，菲律宾政府和世界银行发布了《海上风电路线图》，指出菲律宾的海 风技术可开发总量达 178GW，包括约 160GW 的漂浮式和 18GW 的固定式风机。其沿海 的大片地区均有技术可开发风力资源，其中约 90%位于深度超 50 米的水域，需要使用浮 动式海上风力涡轮机。低增长情形下：到 2040 年，海上风电将满足菲律宾电力需求的 2% 以上，装机容量达到 3GW 左右。高增长情形下：到 2040 年，海上风电将满足菲律宾电 力需求的 14%，装机容量将超过 20GW；到 2050 年，40GW 的海上风电将提供菲律宾 23% 的电力供应，其中包括 37GW 的漂浮式装机和 3GW 的固定式风机。报告同时划定了 6 个潜在的海风发展区，包括吕宋岛西北部（200-500 万千瓦的漂浮式）、马尼拉（0-300 万 千瓦的固定式和漂浮式）、民都洛岛北部（300-1000 万千瓦的漂浮式）、民都洛岛南部 （2000-3600 万千瓦的漂浮式）、吉马拉斯海峡（0-100 万千瓦的固定式）和内格罗斯岛西 部（200-300 万千瓦的漂浮式）。全球能源监测（Global Energy Monitor，以下简称 GEM） 则预测到 2030 年，菲律宾将增加 7856MW 的风电装机量。截至 21 年年底，菲律宾陆上 风电装机总量 443MW，占电力总装机容量的 2%，海上风电暂未有装机。不管是根据世 界银行的报告还是 GEM 的预测，未来菲律宾的风电尤其是海风装机增长空间都较大。
越南海海上风电开发潜力超 160GW，23 年新版的越南国家电力发展规划提出 2030 年海风装机达到 6GW、2050 年达到至少 70GW。根据世界银行评估，在不考虑环境和 社会因素的前提下，如果风场能实现 100 米高度平均风速大于 7 米/秒、水深低于 1000 米、场址区面积不低于 10 平方千米的条件，那么越南海上风电技术可开发潜力达 5.99 亿千瓦。丹麦能源署也在测算后指出，在更为苛刻的条件下，越南海上风电技术可开发 潜力达 1.6 亿千瓦。23 年 5 月 15 日，越南政府批准了国家电力发展规划（《第八版电力 规划》）。规划对 2021～2030 年越南发电、输配电等领域进行详细规划，并展望 2050 年 远期电力发展远景。2030、2050 年越南发电装机总量将分别达到 1.51 亿、4.91～5.73 亿 千瓦，其中海上风电装机容量分别为 600 万（占比 4%）、7000～9150 万千瓦（占比（14.3% —16%），陆上风电装机容量分别为 2188 万、6005～7705 万千瓦。越南中南部地区沿海 风力资源丰富，总开发潜力约为 8000 万千瓦，因此，规划将平顺、薄辽和金瓯等地区划 定为海上风电优先开发省份。根据 GWEC 的数据，截至 2022 年底，越南海上风电装机 容量为 874MW，按照越南国家电力发展规划的目标，预计越南 2023-2030 年海上风电装 机容量复合增长率将达到 31.7%，2030-2050 年 CAGR 将达到 13%。
23 年 6 月份，中国重启向越南送电，侧面说明越南电力缺电严重性。越南目前类似 于中国工业化起步早期，也出现了缺电等早期工业化的普遍问题。尤其是最近十几年来， 随着越南在低端制造业上的崛起，用电消耗量逐年递增，但发电能力在 2020 年后进入瓶 颈期，电力缺口也随之产生。今年夏天越南遭遇了极端高温干旱的天气，水库干涸使得 越南倚重的水利发电难以为继，客观上也加剧了电荒的严重性。23 年 5 月底，中越两国签署了一份 110 千伏联网工程售购电协议，约定中方将从广西东兴深沟与越南芒街的 110 千伏联电网线路联通，主要供应越南芒街一带，第一阶段送电量大约为 6800 万千瓦时， 预计月供电量为 3000 万千瓦时。这是中国时隔七年后首次重启对越南输电计划，但客观 上也反映了越南国内的电力供应紧张问题。
三、一带一路沿线国家，出海主要依靠能建、电建等 EPC 公司
“一带一路”沿线主要是中亚和西亚国家，从气候类型上来看，热带沙漠气候和温 带大陆性气候占据了西亚地区绝大部分的面积。由于地面热度高、上升气流强且没有遮 挡，因而风速较大、风能资源丰富。根据 Global Wind Atlas 提供的风资源分布图，风能 资源主要集中在哈萨克斯坦、沙特、阿联酋以及伊朗东部。哈萨克斯坦风电资源开发潜 力巨大，风电潜在产能高达每年 1820 亿千瓦时。另外，从风力发电的自然条件上看， 哈萨克斯坦有超过 5 万平方公里的平原土地，其平均风速超过 6 米/秒。伊朗已建有风力 发电走廊，风电潜力高达 100GW。国内的风电设备出海在“一带一路”沿线国家主要通 过能建、电建等 EPC 公司实现。比如谢列克一期 60 兆瓦风电项目由中国电建与哈萨克 斯坦最大国有能源开发公司控股投资，为中哈产能合作重点项目。
以新疆为桥头堡，主机、塔筒、叶片等产业布局加速，瞄准“一带一路”风电市场。 新疆不仅当地的风能资源丰富，而且作为我国对接中亚的桥头堡，也十分方便风电设备 的出口，近几年主机、塔筒和叶片等产业链企业纷纷加大了在新疆本地的产能布局。2022 年木垒县引进了东方电气新能源装备制造基地项目，当年 9 月 18 日投产试运行，11 月 1 日首台风电机组成功发运。23 年 3 月 9 日，三一重能（巴里坤）大兆瓦智能风电装备制 造产业园开工仪式在哈密市巴里坤县举行。截止 23 年初，哈密市规模以上新能源装备制 造业企业已达到 8 家，主要生产风力发电机、风机叶片、风机塔架等，现有年产风机 500 万千瓦、配套叶片 320 万千瓦和塔筒 360 万千瓦生产能力。
四、出海目的地产能紧缺或配套不足，中国风电设备出海有比较优势
欧洲风电发展成熟，但扩产不足、难以满足需求的增长。欧洲风电发展较早、产业 成熟度较高，但受制于人工、原材料和能源成本的高企，产能扩张有限。风电设备中， 当前出口欧洲的主要以塔筒/单桩等海工类基础产品为主。从欧洲的海床结构来看，单桩 是未来十年内的首选方案，但欧洲本土的供应商即便考虑现有的扩产，也难以满足未来 的需求，根据欧洲风能协会的预测，单桩尤其是超大单桩在 26/27 年左右即将出现紧缺； 浮式基础则在 24/25 年左右出现紧缺，且后续的产能不足问题较单桩更加严重。
东南亚本土风电产业链尚不完备，缺乏成熟的本土风电制造、设计、采购和施工企 业。得益于产品的性价比和地理位置优势，我国的主机厂和 EPC 厂商很早就已经进入东 南亚的海风市场。2021 年 9 月，金风科技首批出口国外的海上风机发运越南薄辽三期、 朔庄一期海上风电项目；2021 年 11 月，明阳智能中标越南金瓯 1A 区、1C 区海风项目， 风场计划布置的 75 台 5 兆瓦风电机组已于 2022 年 3 月交付；2022 年 10 月，远景能源中 标越南凯龙 100 兆瓦海上风电项目；2022 年 7 月，中国电建签署越南 Cà Mau 旅游区风 电场项目的新合同；23 年 4 月，中国电建宣布 Cà Mau 省的 Cà Mau 1 风电项目 1A 区 的所有风机吊装完成。此外，中国电建还参与了位于 Soc Trang 和 Bac Lieu 的 171 MW 海 上风电项目以及位于越南 Binh Dai 的 310 MW 海上风电场项目的建设。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
