同样是我国重要的可再生能源，风电板块相较于光伏板块，略有逊色。
据国家能源局统计，截至2022年底，我国可再生能源装机达12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，其中，风电3.65亿千瓦、太阳能发电3.93亿千瓦。
但需要强调的是，正是在这一年，我国太阳能发电装机量才首次超过了风电。
作为我国新能源赛道重要组成部分、起步较早的风电，依旧有着光明前景。
一方面，在“双碳”目标的背景下，我国能源结构正加速变革。电力系统中，包括风电在内的新能源势必将成为未来的主力电源。
另一方面，我国风电装机量距离“十四五规划”目标（到2025年累计装机规模达581GW）仍有相当差距。2022年被压制的装机量需求被延后，会在之后三年释放。换言之，2023-2025年这三年时间，年平均新增装机容量将在65GW-75GW之间，相比2022年37.63GW的装机量，接近翻倍。
风电的发展前景毋庸置疑，但眼下也面对诸多挑战。首当其冲的，便是正经历着低潮期的产业链上的企业。
从风电产业链的上市公司已经公布的2022年财报数据可知，绝大部分公司2022年的业绩出现了大滑坡。萧条渗透到风电产业链的每一个环节，从铸件、塔筒、叶片到整机无一例外。虽还有公司保持着增长，但大部分公司无法保持营收和净利润的双增长。
图/产业链上市公司业绩表现
来源/新能源行业观察制图
正如同比下滑幅度最大的电气风电在2022年财报中所言，“风电设备作为风电场开发建设的主要内容，国家补贴政策退坡也相应提高了市场对风电机组价格的敏感度。报告期内，风机市场招标价格持续走低，市场价格竞争日趋激烈，公司新接产品销售订单价格较上年同期有较大幅度下降，而在短时间内产品成本无法随上述销售价格同步下降。”
补贴退坡、原材料价格上涨、市场价格竞争白热化等，这些都成了风电产业业绩滑坡的“元凶”。
即便如此，风电产业的发展依旧被看好。
源达信息证券研究所便认为，周期性扰动因素逐步消退，风电行业步入发展新阶段。
“我们认为未来风电行业的周期性有望明显减弱，成长性则日益凸显。长期来看，我国提出‘双碳’目标，能源转型趋势明确；中期来看，风机大型化和项目规模扩大化驱动风电成本持续下降；短期来看，特高压建设持续推进，储能装机规模加速，弃风水平持续下降，风电消纳明显好转。”
“上”高空
风电可按地理位置分为“陆上风电”和“海上风电”。
正如项目开发往往遵循从易到难的逻辑，在风电领域也不例外。相较于安装海上风电设备需要用到吊装船等昂贵辅助设备，陆上风电无论从可操作性还是成本控制上都要优于海上风电。也因此，陆上风电起步要早于海上风电，且目前以陆上风电市场为主。
一台陆上风电机有多高？可高耸入云。
数据显示，目前我国陆上风力发电机组最大风轮直径166米，其扫风面积有标准足球场的3倍之大。风电叶片的形状，其长度从50到100米不等，换言之，一个叶片就足有一栋十多层楼之高。
而风电机还将更“高”更“大”。
据《证券时报》报道，金风科技近期成功完成185米风电塔架吊装，该高度相当于近60层楼，创造全球陆上风电塔架高度新纪录，为风能资源的高效开发与利用拓展了新的边界。而且，该185米钢混塔架已经获得DNV A-level设计认证证书。
就有业内人士表示，目前风电行业最新发展趋势是“以大代小，以优代劣”，即通过使用大型风电机，以更高的效率取代老旧的风电机，从而提升风电的规模和产能。
来源/新能源行业观察拍摄
值得注意的是，风机大型化还是风电长期降本的有效途径。
风电机组单机容量的大小直接决定着同等装机规模所需要的风电机组台数，进而影响风电场道路、线路、基础、塔架等的投资。同时，在风能资源及土地资源紧缺的情况下，采用大容量机组还可解决风电机组点位不足等问题。
根据技经专家徐燕鹏在《风能》杂志上发表的《平价时代风电项目投资特点与趋势》测算，以仅考虑风电机组点位影响的同一项目为例，当机组单机容量由2MW增加到4.5MW时，项目投资成本显著降低，静态投资可降14.5%至932元/千瓦，全投资IRR可提升2.4%，平准化度电成本（LCOE）可降低0.0468元/千瓦时。
风机大型化导致招标价格继续下探，2023年3月的平均投标价格达到1600元/kW左右，未来大概率还将继续下行。
因先发优势明显，陆上风电的大型化风机应用，现已成为了主流趋势。尽管陆上风电竞争陷入白热化，但全球来看，陆上风电发展持续向好。
根据国际可再生能源署发布的《2022年可再生能源装机容量统计年报》，截至2021年底，全球陆上风电装机容量为769GW，同比增长10.29%，其中前三名为中国、美国和德国，装机容量分别达303GW、133GW和56GW，增量方面，2021年三国增量分别为29.46GW、13.99GW和1.60GW，占全球总增量的62.8%。
CWGA（中国可再生能源学会风能专业委员会）数据显示，2022年，全国（除港、澳、台地区外）新增装机11098台，容量4983万千瓦；其中，陆上风电新增装机容量4467.2万千瓦，海上风电新增装机容量515.7万千瓦。
截至2022年底，我国累计装机超过18万台，容量超3.9亿千瓦，其中，陆上累计装机容量3.6亿千瓦，海上累计装机容量3051万千瓦。
“下”深海
尽管从数据来看，陆上累计风电装机容量，依旧要数倍多于海上累计风电装机容量。但考虑到陆上风电向上增长的空间近乎触顶，风电开发向深海要效益就顺理成章了。
另外，陆上风电有着就近消纳能力不足、弃风限电、远距离输送通道容量有限等问题。
所以，相较于陆上风电，海上风电的稳定性更强，利用率更高。海上风电风能资源的能量效益比陆地风电场高20-40%；海上风电资源丰富、可开发空间大。根据《中国风电发展路线图2050》，我国近海水深5-50米范围内，风能资源技术开发量为5亿千瓦。
与此同时，海上风电受地形限制小，建设距离负荷中心近，极大限度地减少电力运输成本，实现在我国东部地区的“就近消纳”。大幅利用东南沿海风力发电，电力运输稳定性及成本优势都将凸显。
而海上风电发展前景确定性也足够明确。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，优化近海海上风电布局，开展深远海海上风电规划。
对于海上风电的未来，平安证券在对风电产业进行研究时指出，“深水化”和“漂浮式”是海风新兴产业趋势。
“深水化”是为了更好获得资源。海上风电的开发一般是从近海向深远海逐步推进，从资源量的角度，深远海的区域面积大、风资源好，可开发的潜力大。研究显示，全球大部分风资源位于水深超过60米的海域。
不得不承认，海上风电运维是我国海上风电要取得重大突破的绊脚石。然而，在今年9月16日，由振华重工为上海电气建造的两艘SOV（海上风电运维母船）在江苏启东下水，让“短板效应”得以解决。
据悉，这两艘SOV将应用于离岸40公里以外的大型风场，其中一艘将服务于上海电气在江苏东台建设的300万千瓦级海上风电项目，另一艘将服务于上海电气在广东阳江建设的200万千瓦级海上风电项目。
预计到2025年，我国SOV的需求量将达到20艘左右。
另一方面，如何采用更为高效、更低成本的技术，也是对海上风电相关企业的“大考”。
毕竟，和陆上风电相比，尽管海上风电优势多多，但有着“致命一击”，即海上风电的造价与陆上风电相比近乎翻倍。
而漂浮式技术，能够在很大程度上实现降本增效。漂浮式基础通过系泊系统与海床相连，摆脱了复杂海床地形以及复杂地质的约束，受水深影响小，且同一海域的若干台风机基础可做成标准型式，可以大幅提高建造效率、降低开发成本，运维也较为便利。
在迈向深远海时，传统的采用固定式基础的海上风电在技术和经济上面对的桃战增加，水深越大，固定式海上风机基础的材料用量越多，且施工难度也会提升，一般认为，当水深超过60米，漂浮式较固定式更为适用。
而平安证券在研报中也进行强调，“漂浮式海上风电的发展有赖于经济性的提升，如果技术进步和降本速度不及预期，可能导致漂浮式海上风电的整体发展节奏不及预期。”
但危机恰好是转化机遇的机会。
风电发展至今，全球集中式大型陆上风场建设已经告一段落，据全球风能理事会统计，2021年陆上风电累计装机占比达93.2%，碾压海上风电。
在陆上风电用地增量空间有限的大背景下，海上风电逐步成为必然选择，未来海上风电建设将成为我国风电行业发展的重中之重，有望成为新蓝海。
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