同樣是我國重要的可再生能源，風電板塊相較于光伏板塊，略有遜色。

據國家能源局統計，截至2022年底，我國可再生能源裝機達12.13億千瓦，占全國發電總裝機的47.3%，其中，風電3.65億千瓦、太陽能發電3.93億千瓦。

但需要強調的是，正是在這一年，我國太陽能發電裝機量才首次超過了風電。

作為我國新能源賽道重要組成部分、起步較早的風電，依舊有著光明前景。

一方面，在“雙碳”目標的背景下，我國能源結構正加速變革。電力系統中，包括風電在內的新能源勢必將成為未來的主力電源。

另一方面，我國風電裝機量距離“十四五規劃”目標（到2025年累計裝機規模達581GW）仍有相當差距。2022年被壓制的裝機量需求被延后，會在之后三年釋放。換言之，2023-2025年這三年時間，年平均新增裝機容量將在65GW-75GW之間，相比2022年37.63GW的裝機量，接近翻倍。

風電的發展前景毋庸置疑，但眼下也面對諸多挑戰。首當其沖的，便是正經歷著低潮期的產業鏈上的企業。

從風電產業鏈的上市公司已經公布的2022年財報數據可知，絕大部分公司2022年的業績出現了大滑坡。蕭條滲透到風電產業鏈的每一個環節，從鑄件、塔筒、葉片到整機無一例外。雖還有公司保持著增長，但大部分公司無法保持營收和凈利潤的雙增長。

圖/產業鏈上市公司業績表現

來源/新能源行業觀察制圖

正如同比下滑幅度最大的電氣風電在2022年財報中所言，“風電設備作為風電場開發建設的主要內容，國家補貼政策退坡也相應提高了市場對風電機組價格的敏感度。報告期內，風機市場招標價格持續走低，市場價格競爭日趨激烈，公司新接產品銷售訂單價格較上年同期有較大幅度下降，而在短時間內產品成本無法隨上述銷售價格同步下降。”

補貼退坡、原材料價格上漲、市場價格競爭白熱化等，這些都成了風電產業業績滑坡的“元兇”。

即便如此，風電產業的發展依舊被看好。

源達信息證券研究所便認為，周期性擾動因素逐步消退，風電行業步入發展新階段。

“我們認為未來風電行業的周期性有望明顯減弱，成長性則日益凸顯。長期來看，我國提出‘雙碳’目標，能源轉型趨勢明確；中期來看，風機大型化和項目規模擴大化驅動風電成本持續下降；短期來看，特高壓建設持續推進，儲能裝機規模加速，棄風水平持續下降，風電消納明顯好轉。”

“上”高空

風電可按地理位置分為“陸上風電”和“海上風電”。

正如項目開發往往遵循從易到難的邏輯，在風電領域也不例外。相較于安裝海上風電設備需要用到吊裝船等昂貴輔助設備，陸上風電無論從可操作性還是成本控制上都要優于海上風電。也因此，陸上風電起步要早于海上風電，且目前以陸上風電市場為主。

一臺陸上風電機有多高？可高聳入云。

數據顯示，目前我國陸上風力發電機組最大風輪直徑166米，其掃風面積有標準足球場的3倍之大。風電葉片的形狀，其長度從50到100米不等，換言之，一個葉片就足有一棟十多層樓之高。

而風電機還將更“高”更“大”。

據《證券時報》報道，金風科技近期成功完成185米風電塔架吊裝，該高度相當于近60層樓，創造全球陸上風電塔架高度新紀錄，為風能資源的高效開發與利用拓展了新的邊界。而且，該185米鋼混塔架已經獲得DNV A-level設計認證證書。

就有業內人士表示，目前風電行業最新發展趨勢是“以大代小，以優代劣”，即通過使用大型風電機，以更高的效率取代老舊的風電機，從而提升風電的規模和產能。

來源/新能源行業觀察拍攝

值得注意的是，風機大型化還是風電長期降本的有效途徑。

風電機組單機容量的大小直接決定著同等裝機規模所需要的風電機組臺數，進而影響風電場道路、線路、基礎、塔架等的投資。同時，在風能資源及土地資源緊缺的情況下，采用大容量機組還可解決風電機組點位不足等問題。

根據技經專家徐燕鵬在《風能》雜志上發表的《平價時代風電項目投資特點與趨勢》測算，以僅考慮風電機組點位影響的同一項目為例，當機組單機容量由2MW增加到4.5MW時，項目投資成本顯著降低，靜態投資可降14.5%至932元/千瓦，全投資IRR可提升2.4%，平準化度電成本（LCOE）可降低0.0468元/千瓦時。

風機大型化導致招標價格繼續下探，2023年3月的平均投標價格達到1600元/kW左右，未來大概率還將繼續下行。

因先發優勢明顯，陸上風電的大型化風機應用，現已成為了主流趨勢。盡管陸上風電競爭陷入白熱化，但全球來看，陸上風電發展持續向好。

根據國際可再生能源署發布的《2022年可再生能源裝機容量統計年報》，截至2021年底，全球陸上風電裝機容量為769GW，同比增長10.29%，其中前三名為中國、美國和德國，裝機容量分別達303GW、133GW和56GW，增量方面，2021年三國增量分別為29.46GW、13.99GW和1.60GW，占全球總增量的62.8%。

CWGA（中國可再生能源學會風能專業委員會）數據顯示，2022年，全國（除港、澳、臺地區外）新增裝機11098臺，容量4983萬千瓦；其中，陸上風電新增裝機容量4467.2萬千瓦，海上風電新增裝機容量515.7萬千瓦。

截至2022年底，我國累計裝機超過18萬臺，容量超3.9億千瓦，其中，陸上累計裝機容量3.6億千瓦，海上累計裝機容量3051萬千瓦。

“下”深海

盡管從數據來看，陸上累計風電裝機容量，依舊要數倍多于海上累計風電裝機容量。但考慮到陸上風電向上增長的空間近乎觸頂，風電開發向深海要效益就順理成章了。

另外，陸上風電有著就近消納能力不足、棄風限電、遠距離輸送通道容量有限等問題。

所以，相較于陸上風電，海上風電的穩定性更強，利用率更高。海上風電風能資源的能量效益比陸地風電場高20-40%；海上風電資源豐富、可開發空間大。根據《中國風電發展路線圖2050》，我國近海水深5-50米范圍內，風能資源技術開發量為5億千瓦。

與此同時，海上風電受地形限制小，建設距離負荷中心近，極大限度地減少電力運輸成本，實現在我國東部地區的“就近消納”。大幅利用東南沿海風力發電，電力運輸穩定性及成本優勢都將凸顯。

而海上風電發展前景確定性也足夠明確。《“十四五”可再生能源發展規劃》提出，優化近海海上風電布局，開展深遠海海上風電規劃。

對于海上風電的未來，平安證券在對風電產業進行研究時指出，“深水化”和“漂浮式”是海風新興產業趨勢。

“深水化”是為了更好獲得資源。海上風電的開發一般是從近海向深遠海逐步推進，從資源量的角度，深遠海的區域面積大、風資源好，可開發的潛力大。研究顯示，全球大部分風資源位于水深超過60米的海域。

不得不承認，海上風電運維是我國海上風電要取得重大突破的絆腳石。然而，在今年9月16日，由振華重工為上海電氣建造的兩艘SOV（海上風電運維母船）在江蘇啟東下水，讓“短板效應”得以解決。

據悉，這兩艘SOV將應用于離岸40公里以外的大型風場，其中一艘將服務于上海電氣在江蘇東臺建設的300萬千瓦級海上風電項目，另一艘將服務于上海電氣在廣東陽江建設的200萬千瓦級海上風電項目。

預計到2025年，我國SOV的需求量將達到20艘左右。

另一方面，如何采用更為高效、更低成本的技術，也是對海上風電相關企業的“大考”。

畢竟，和陸上風電相比，盡管海上風電優勢多多，但有著“致命一擊”，即海上風電的造價與陸上風電相比近乎翻倍。

而漂浮式技術，能夠在很大程度上實現降本增效。漂浮式基礎通過系泊系統與海床相連，擺脫了復雜海床地形以及復雜地質的約束，受水深影響小，且同一海域的若干臺風機基礎可做成標準型式，可以大幅提高建造效率、降低開發成本，運維也較為便利。

在邁向深遠海時，傳統的采用固定式基礎的海上風電在技術和經濟上面對的桃戰增加，水深越大，固定式海上風機基礎的材料用量越多，且施工難度也會提升，一般認為，當水深超過60米，漂浮式較固定式更為適用。

而平安證券在研報中也進行強調，“漂浮式海上風電的發展有賴于經濟性的提升，如果技術進步和降本速度不及預期，可能導致漂浮式海上風電的整體發展節奏不及預期。”

但危機恰好是轉化機遇的機會。

風電發展至今，全球集中式大型陸上風場建設已經告一段落，據全球風能理事會統計，2021年陸上風電累計裝機占比達93.2%，碾壓海上風電。

在陸上風電用地增量空間有限的大背景下，海上風電逐步成為必然選擇，未來海上風電建設將成為我國風電行業發展的重中之重，有望成為新藍海。