（报告出品方/作者：广发证券，陈子坤、纪成炜、曹瑞元）
一、陆风稳价海风增量，整机出海窗口期已至
（一）陆风：招标高企迎接装机高光，大型化阶段瓶颈逐步稳价
风光大基地驱动陆风招标需求强劲有效支撑全年装机量，静待下半年招标加速。风光大基地顺利推行，年2月国家能源局和发改委发布风光大基地建设方案，第一批风光大基地97.05GW已全部开工，第二批.83GW正在陆续开工，目前正推进第三批风光大基地项目审查，有效拉动陆风招标。我们统计国内陆风风机年招标量达到82.6GW，同比增长62.3%；年上半年陆风招标量达到30.9GW，同比下降23%。受疫情和供应链因素影响，年全国风电装机量放缓，许多项目将结转年并网；年上半年风电招标与装机仍然受限于大型化持续和原材料价格较高，我们判断伴随大型化进入瓶颈期和原材料价格回落，下半年招标有望加速，年将迎来装机热潮。
大型化进入瓶颈期价格拐点初现，年陆风整机盈利触底回升。据金风科技统计，风机价格自年初开始不断走低，但Q2以来，受制于陆风风速及运输半径限制，目前陆风招标主力机型集中在6MW左右，陆风大型化已经进入阶段性瓶颈期，风机单价下降速度明显放缓，在-元/kW单价区间波动，价格拐点初现，陆风风机通缩放缓，竞争格局初步稳定，伴随招标高景气，年陆风整机盈利有望触底回升，头部厂商有望充分受益。
《风电场改造升级和退役管理办法》发布，拉长陆风景气周期。年6月，国家能源局发布相关通知，对并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦风电机组进行“以大代小，以优代劣”。陆上风机设计使用寿命约一般为20年，据CWEA测算，年退役机组达到台，装机容量为0.55GW；到年将达到多台，装机容量为1.25GW；到年将超过3.4万台，装机容量约45GW。根据风芒能源统计，截至23年3月，共有个“以大代小”风电项目启动，容量共计约6.3GW+。该通知明确补贴和电价政策，稳定收益预期；简化审批流程，便利项目开展；且进一步明确主体责任，有望进一步提升“以大代小”市场活跃度，拉长陆风景气度周期。
（二）海风：大型化半直驱引领，激烈价格竞争下头部厂商受益
大兆瓦降本初见成效推动收益率提升，深远海开发驱动大型化趋势可持续性。风机大型化趋势降本效果显著，年我国新签订单中海上风电机组的平均单机容量已经上升至7.4MW。据RystadEnergy的研究项目推算，对于1GW的海上风电项目，采用14MW的风电机组将比采用10MW风电机组节省1亿美元的投资，由此可见，风机的大型化将带来风电成本的下降，同时由于深远海开发进一步带来风速和可利用风力资源提升，近年来新建风电场以江苏大丰#H8风电场项目为例，离岸距离已达72km，风机大型化趋势持续确定性高，GWEC预计年全球新增海上风电机组平均功率将达到11.5MW，全球海上风电的先行者HenrikStiesdal预测下一代风电机组将在年之前出现，功率在20MW左右，叶轮直径达到米，风机大型化趋势保持。
大型化趋势下，半直驱领跑海风风机技术路线。受限于海上运输和施工难度，机组运输轻便性、运行可靠性、运维经济性是海上风机大型化趋势下必须考虑的重要指标，由于直驱和半直驱机组对整机进行轻便化改造，已广泛运用于海上风电场，年国内海域新增风机中超过90%属于传统双馈等机型，年直驱与半直驱占比也迅速提升至60%。但直驱机组存在价格较贵的缺陷，而综合考虑海风补贴退坡，国内电价更高的情况，半直驱机组兼顾直驱的高稳定性和双馈的低成本优势，据WoodMac预测，到年半直驱（中速传动）机组在全球海陆风电市场的占有率将分别达到34%、45%，有望在未来继续领跑海上风电的技术路线。
海上风电随着平价化进程推进，呈现出规划放量与价格承压并行的特点。从量的角度看，根据多省出台政策来看，“十四五”期间海风装机容量规划明确，如广东17GW，山东10GW，江苏9.09GW，浙江4.5GW，广西3GW，海南3GW等，有效促进海风招标需求。从招标价格看，随着平价进程推进，主机厂在海上风电的价格竞争愈发激烈，多个项目已实现海风平价，海风整机（含塔筒）单位价格已由年5月的元/kW下降至年11月的元/kW，下降16.9%，由年多个海风项目已经成功实现了平价。
重要区位改善、深远海开发加速、大型化持续演绎，打开海风长期成长空间。年上半年海风受到多重催化，我们观察到（1）重要区位改善：虽然海缆招标暂时中止，年6月江苏大丰MW海上风电项目风机及塔筒启动招标，表明江苏前期海风项目审批问题或已解决，其他存量项目有望陆续启动，消除市场担忧。（2）深远海开发加速：广东海风竞配方案发布且已全部完成启动，包括省管海域15个项目7GW、国管海域15个项目16GW，中国首次为海上风电项目竞争配置开放国管海域、深远海开发加速；且上网电价不作为本轮竞配因素，降低申报主体竞争压力，提升项目建设速度。（3）大型化持续演绎：大唐海南儋州万千瓦海上风电项目及华能临高海上风电场项目等均要求单机容量在10MW以上。
政策护航增量确定，激烈价格竞争下头部厂商凭借成本管控与区位建设累积优势有望受益。随着海风风机价格逐渐下探，竞争格局持续变化，供应端头部厂商依靠自供零部件、高效产业链管控提升成本管理、规模效应等优势具备更大降本空间，可支撑交付更具备价格竞争力的订单，拿单能力进一步增强；同时需求端由于积累的海上风电生产基地及码头的区位优势，头部厂商可实现更高效率的运输交付、运维服务，据CWEA统计，国内目前主要海上风电装备产业园/基地年产值目标合计已超过.28亿元。随着价格下降小型海风风机厂最低承受成本边界和最高产值承压持续出清，行业集中度有望进一步升高，头部厂商将获得更大市场份额。
（三）出海：海外风电需求高企，国内整机厂商出口优势凸显
全球海上风电景气度高，各国政策加速海风发展。全球减碳和俄乌战争背景下，全球风电规划确定性强，据GWEA数据，全球海上风电新增装机从年1.2GW增长至年的22.5GW，年均增长率基本保持在20-30%之间。欧洲德国、丹麦、荷兰、比利时四国“北海海上风电峰会”承诺年海风装机达65GW；欧洲8国签署“马林堡宣言”，年将波罗的海地区海风装机容量从目前的2.8GW提高至19.6GW；英国《能源安全战略》将年海上风电目标从40GW提高至50GW；美国则计划在年前新增海上风电装机30GW，其余亚太、南美地区起点低，发展快，我们预计-年新增装机量CAGR可达37.83%，到年全球海上风电累计装机容量将突破GW，发展前景明朗。
电价成本双轮驱动，国内整机具备价格优势。相比国外，国内整机厂商具有电价较低与原材料价格、人工成本及生产设备建设成本较低的优势。俄乌冲突导致欧洲能源和电力价格的飙升，欧洲电价在过去一年暴涨了近10倍，而我国电力用户平均电价同比仅上涨10%，目前国内电价为0.5-0.62元/度电，欧洲多数国家经汇率折算已远超2元/度，对风力发电成本接受度较高；同时国外的原材料价格、人力成本远高于国内，以11月中厚板价格为例，欧盟中厚板成本比国内高60.91%。在国内风机大型化趋势下，价格竞争激烈，年国内风机招标均价已下探至-元/kW，而国外整机厂由于外部成本高与内部运维故障花费等原因风机价格上涨，海外龙头维斯塔斯22Q4/23Q1平均售价分别为约/欧元/kW，国内整机出海具备成本优势叠加而来的价格优势。
近年来，国内整机厂商海外营收占比及风机新增出口容量保持增长态势。国内风电企业近年纷纷开展海外业务，例如行业龙头企业金风科技海外营收占比从年7.13%上升至年的11.98%，明阳智能在海外营收占比4.14%。
此外，中国风电机组新增出口容量自年起一直保持增长，年出口3.27GW，同比增长.08%；年出口2.29GW。具体国家分析，中国风机企业有望继续在东南亚、中亚和南美等市场继续扩大出口优势不断提升市占率。
欧洲风电龙头西门子歌美飒质量缺陷或超预期，国内整机厂商或迎出海黄金窗口期。年6月22日，西门子能源（ENR1n.DE）申请撤回其财年的利润指引，主要原因为公司发现西门子歌美飒（SG）风机中的轴承、叶片等关键部件的磨损速度快于预期，公司或将为此支出高达10亿欧元的维修费用。由于风电行业起源于欧洲，且风机维修费用高昂、下游更看重风机质量，海外风电客户此前更倾向于选择深耕于本土、拥有良好声誉的海外风电巨头，如西门子歌美飒、维斯塔斯、GE等。国内整机厂商多年来重点
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