中金：陆海共振 风电行业上行周期更加确立

摘要

中国风电行业景气上行周期更加确立。由于风电风机技术进步带来的降本已经较为明显，诸多可开发资源的回报率水平已经较为优异，我们预计2021年行业招标量达到60GW可能性大，海上风电也有望随着大型化风机的应用加速平价，以及考虑中东部分散式资源后续利用提速，我们预计十四五期间中国风电新增装机量在保守和乐观情形下分别有望实现年均55GW以上和70GW以上。从装机节奏来看，由于两批风光大基地项目的推进，我们预计2023年有望实现更高装机量，1-2年的高景气周期已经启动。

中长期来看，我们认为机组的大型化趋势有望快速重塑零部件行业格局，产能更加向技术、资金实力强的头部公司集中，另外海外市场也对大型化零部件供应提出需求，国产优质零部件企业有望抓住机遇提升全球市占率。我们认为整机/塔筒/海缆环节商业模式较为优异，整机和塔筒企业均有增量业务空间，海缆在风机大型化过程中单位GW的价值量至少有望保持不变，这三块领域有较大的市场空间。展望2022年，我们认为：

整机环节：盈利存在考验，但压力可控，新的大型化风机产品轻量化带来的成本下降较为明显，行业格局正在快速向头部梯队集中。

塔筒环节：陆上塔筒迎来上行周期，格局趋向集中，海上风电的发展拉动海上塔筒和桩基的增量需求，行业积极扩产匹配海上需求。

海缆环节：2022年为海风平价短暂过渡期，海缆环节格局优异，产值增长匹配装机量增速，头部公司有望扩大优势。

风机零部件环节：2022年头部公司有望受益于大型化零部件产品的溢价和原材料价格可能的下行趋势，中长期受益于全球风机大型化带来的行业格局重塑。

风险

风电行业装机量不及预期，产业链竞争加剧，原材料价格居高不下。

正文

技术进步带来阶梯式降本，风电景气上行周期更加确立

国内陆上大型化风机产业化加速推进，带来风机和项目造价阶梯式下降

十三五时期发展长叶片和高塔筒已经推动部分中东部和南方区域平价。2015年国内风电第一次抢装后，由于三北新能源电力消纳的压力，风电装机向中东部和南方区域转移。在此过程中，为了更好适应中低风速区的风资源，长叶片和高塔筒来增大扫风面积成为主要降本方式，直接推动了中东部和南方区域迈向平价。

十三五末至平价初年的2021年开始，大型化风机产业化加速推进。伴随着“碳达峰、碳中和”等相关对新能源发电的支持政策陆续推出后，三北等大基地项目重启，同时平价压力下大功率风机产业化加速推进，一同推动风机成本的下降。

机组大型化已经推动风机降本。以运达股份、明阳智能风机机舱参数为例，从2-3MW产品线跨越到4-6MW产品线，机舱重量增加幅度明显小于功率增加幅度，而由于风机零部件中原材料构成了主要的成本，原材料的定价方式多数是以重量计价，在机组大型化的同时，风机单位功率重量的减小将给零部件采购成本带来节约，推动风机降本。我们以2.0MW风机3,200元/千瓦含税招标价、15%毛利率为基准测算，随着单机功率变大带来的成本节约，我们预计4.0MW/5.0MW/6.0MW风机在规模化生产后有望分别在2,500/2,250/2,050元/千瓦的含税招标价下实现约15%的毛利率。如果考虑5-6MW大型化零部件在此后批量化产能投放后的溢价率下降，风机生产成本还可以进一步降低。

风机大型化降本成效明显。从2020年中开始，随着行业抢装基本到尾声，陆上风电中标价持续下行，到2020年底已经接近3,000元/kW。2021年逐月开始2,500元/kW以下的项目占比开始提升。我们统计11M21公开市场招标有明确价格的项目中,接近84%的项目中标价格已经低于3,000元/kW，同时中标价格低于2,500元/kW项目占比已经达到53%，对应整机企业用大型化风机拿单的趋势已经较为明显。

陆上风机未来仍有不少降本空间。我们认为未来陆上风机仍有不少降本空间：1）今年在大基地项目中主流招标机型功率段在4-5MW，而近期各家厂商已经推出了较为成熟的6MW产品线，个别公司已经发布了7MW的产品，风机功率的提升仍有一定空间；2）目前大型化零部件环节仍有一定供应短缺的情况，个别产品如主轴轴承还未完全国产化，随着大型化零部件产能扩张陆续跟进，仍有相当的降本空间；3）今年以来风电上游的大宗原材料涨价明显，如果未来原材料价格回落至合理水平，也能给风电产业链降本带来积极贡献。

经过风机大型化降本后，陆上风电项目的造价已经普遍低于运营商投资门槛。根据西勘院的测算，经过此轮风机大型化降本后，陆上风电项目的造价普遍在5.1-7.1元/瓦之间，较2020年抢装时期实现了阶梯式下滑，目前已经普遍低于运营商的投资门槛，部分风资源优异的地区两者差距相差多至2元/瓦，即便是考虑了一定的储能配比，陆上风电项目的造价仍低于运营商的投资门槛。

多重政策助力，释放风电资源空间、加速项目推进进度

2021年政策持续助力风电行业发展。2020年9月，“碳达峰、碳中和”政策的提出提升了国内风电行业十四五期间的装机规划。2021年陆续有多重政策持续助力风电行业发展，其中主要涉及推进两批风光大基地建设、风电下乡、海上风电发展、老旧机组升级改造等。在政策的持续助力下，相当程度上在风电资源空间释放和项目推进进度上起到了关键作用。以推进两批风光大基地的建设为例，并网节点原则上设置为2023年末，更加确立了未来1-2年风电装机的景气上行周期。

海上风电平价进程超预期，有望经过1-2年的过渡进入快速上行期

国内海上风电潜在开发空间大，沿海省份十四五海风规划饱满。根据世界银行2021年1月统计，中国海上风电资源可开发空间总计2429GW，其中固定式/漂浮式海风可开发资源分别达1321GW/1108GW。相比陆上风电，海上风电出力更为平稳，对接入电网的系统调频能力要求相对较低，且地理位置接近用电负荷侧，能够节省跨省调配的电力运输成本。2021年是海风国家补贴项目的最后一年，主要沿海省份相继出台地方海上风电发展规划，接力十四五海风项目建设。目前主要海上风电开发省除福建、辽宁外，均已发布正式版本的十四五海上风电发展规划。我们假设福建/辽宁十四五规划分别新增10.0GW/0.5GW，则国内十四五整体规划新增海风装机可达60GW，我们测算2021年/2022-2025年分别有望实现10.0GW/50.1GW以上的并网量，其中广东、山东和江苏在2021年抢装后仍留有不少装机规模，并且我们认为各省规划有望随着平价进程加速到来继续扩容。

海风平价项目招标重启，价格大幅下降。近一年由于海上风电补贴政策迟迟未定，而目前建设的海风项目造价仍然较高，距离平价仍有不小降本需求，造成海风项目已经接近1年未有招标。近日两个此前已经公布过招标这次重新招标的合计容量为680MW的海上风电项目报价结果公布，两个项目风机（含塔筒）最低报价已经来到4000元/千瓦附近，较此前有国家补贴时的风机报价降幅约达40-50%，低于此前市场预期的平价项目风机（含塔筒）5000元/千瓦附近的价格。海风机型价格的大幅下降，降本方式与陆风风机类似，即风机功率从去年和今年主流装机的4-6MW产品线提升至8-12MW产品线，单位功率重量下降明显。在当前报价下，风机+塔筒+桩基价格已经接近5000元/千瓦，加上剩余的成本项目造价有望达到12,000元/千瓦以内，我们测算已经基本在该地区实现平价。

由于2021年海上项目施工吊装能力的瓶颈，实际已经完成设备制造的超过10GW的产品无法在2021年全部完成吊装并网，我们预计有4GW海风国家补贴项目遗留到2022年完成并网，即2022年实际并网口径容量有望仍能保持较大规模。根据当前招标情况，2022年实际全年完成新制造的海上风电机组容量下滑可能性大，但由于实际施工顺序中风机、塔筒和海缆等产品等到风机吊装完成后才能报表确认收入，因此国家补贴的海风项目中不少上述产品的订单有结转至2022年确认的情况。根据目前海风平价的进展来看，我们预计经过2022年短暂的过渡期，2023年开始有望开启快速上行期，在2025年后有望接力陆上风电成为国内风电的重要新增来源。

中国风电行业景气上行周期更加确立，2023年有望兑现更高装机规模

中国风电行业景气上行周期更加确立，2023年有望兑现更高装机规模。由于风电风机技术进步带来的降本已经较为明显，诸多可开发资源的回报率水平已经较为优异，我们预计2021年行业招标量达到60GW可能性大，海上风电也有望随着大型化风机的应用加速平价，以及考虑中东部分散式资源后续利用提速，我们预计十四五期间中国风电新增装机量在保守和乐观情形下分别有望实现年均55GW以上和70GW以上。从装机节奏来看，由于两批风光大基地项目的推进加快，我们预计2023年有望实现更高装机量，1-2年的高景气周期已经启动。

机组大型化重塑零部件行业格局，整机/塔筒/海缆有较大市场空间

从商业模式上划分，风电设备产业链可以分为：1）风机零部件的上游部件供应商；2）整机厂采购的零部件；3）电力运营商采购的产品。我们认为机组的大型化趋势有望快速重塑零部件行业格局，产能更加向技术、资金实力强的头部公司集中，另外海外市场也对大型化零部件供应提出需求，国产优质零部件企业有望抓住机遇提升全球市占率。我们认为整机/塔筒/海缆环节商业模式较为优异，整机和塔筒企业均有增量业务空间，海缆在风机大型化过程中单位GW的产值至少有望保持不变，这三块领域有较大的市场空间。

风电整机：高壁垒+格局逐步优化集中，2022年盈利压力可控，长期受益于零部件降本，增量业务空间可观

我们认为行业发展至今，领先整机企业已经具备相当高的壁垒，主要为以下几点：

1）技术壁垒：虽然国内整机厂商原始的风机技术大多自海外引进，但整机厂商仍然需要根据国内不同的风资源条件进行定制，其中涉及的跨学科、跨行业技术整合能力要求很高。特别是当前整机迈向大型化或海上，更需要在大型化的过程中同时满足机型的轻量化进而降低成本，在原始技术基础上投入的研发要求更高。我们统计头部的整机企业金风科技和明阳智能分别累计在近5年投入了58亿元和18亿元的研发费用，包括其他一些市场份额常年保持前十的整机企业，均已经通过持续的研发投入构筑了明显的技术壁垒。以研发门槛更高的海上风机为例，截止目前国内也仅有5-6家企业有海风产品的实际安装。

2）产业链配套壁垒：由于风电产品明显的定制性，风电整机企业在技术研发的过程中，需要不断与上游零部件厂商完善零部件的配套，零部件的批量供应能力也是考验整机企业的核心门槛之一，特别是现在风机大型化趋势下零部件环节中大型化产品供应不足的情况很普遍。为完善零部件供应体系，我们看到头部整机企业能够与各零部件环节领先的企业保持稳定的供应关系，也能看到一些整机企业在个别零部件环节（叶片、发电机等）采用了内部自建产能供应。

3）品牌壁垒：一般情况下陆上风机单台售价在1,000万元附近（海上风机较陆上要高出几倍），如果后续运行中出现严重的质量问题将给运营商带来较大的维修费用和发电损失，且后续出质保期后的运维也需要整机企业协助，因此下游运营商对于整机产品和整机企业的品质要求较高。目前来看，头部的整机企业已经有多年机组运行、出质保期运维的历史，构筑了较高的品牌壁垒。

风电整机制造为轻资产模式。根据行业普遍情况，新建一个年产200台风机的整机组装产能的资本开支为1亿元以内，按照每台4MW的功率计算，新建单GW整机产能的资本开支仅略高于1亿元，小于大部分零部件环节的单GW资本开支。按照当前整机售价，单GW整机的收入规模高于20亿元，即整机环节的资产周转率很高。

风电整机行业发展初期参与者众多，后续趋向集中。根据中国风能协会统计，2009年国内风电整机行业存在超过70家企业，年产能超过40GW。而当时已经实现风机销售的整机企业也超过30家，可以说整机环节在国产化的初期参与者较多，较多企业在发展初期获得了一定市场参与度。而随后行业经历的一些下行的需求周期中，逐步淘汰了落后企业，整机市场份额趋向头部集中，2018-2019年CR3>60%、CR5>70%。

2020年陆上风电抢装周期中，整机行业集中度趋向分散。2020年国内整机行业出货量同比增长114%，此过程中行业集中度出现了一定回落，2020年行业排名4-10名的整机厂商基本实现了同比+200%的出货量增长，而前三名的出货量增速均低于100%，CR3从2019年的62.6%下降至2020年的48.5%。

风电整机环节格局在平价初年快速优化集中。在国内陆上风电平价初年（2021年），我们统计的2021年1-11月行业中标数据显示仅有约13家企业获得了订单，前6家企业中标份额合计已达84%，前8家已达92%，证明在平价考验下，领先企业已经具备相当的机型研发、降本、产能布局和零部件供应等优势来保证自身的市场份额，头部效应愈发凸显。我们预计国内领先整机企业有望实现类似于海外头部的风电整机企业和头部光伏组件企业的发展历程，在行业加速发展的过程中享受高于行业的增速。

2022年对整机环节利润率存在考验但我们认为压力可控。2021年开始风机招标价格从3,000元/千瓦持续下降，3Q21-4Q21价格已经普遍低于2,500元/千瓦，然而实际上这一轮风机的降本主要是新的大型化风机产品的轻量化带来，而非继续压低零部件价格，以运达股份2.0MW机型为基准，公司的5.5MW产品可实现机舱的单位MW重量降低51%，实现了单位功率的大幅减重而降低成本。因此我们认为2022年整机环节利润率存在考验，但压力可控。

整机长期有望受益于大型化零部件溢价率下降。2021年由于国内海上抢装，引发了较多配套超大型化海上机型的零部件需求，而实际国内超大型化零部件的供应能力还较为紧张，特别是海上风机需要的主轴轴承、齿轮箱等产品还没有完全实现国产化，这些供应紧张的零部件均较普通陆上小型化产品有40%以上的溢价。不过展望2022年海上抢装结束后，我们预计超大型化的零部件需求将回落，而4-5MW陆上风机零部件的需求将会明显提升。根据我们了解，领先的零部件企业均已经在针对4-5MW陆上风机的产品进行扩产或技改，除个别尚未完全国产化的环节如主轴轴承外，我们测算大部分零部件环节如叶片、铸件、齿轮箱、变流器等已经能够满足明年4MW以上陆上风机占需求比例超过40%的情形，我们预计大型化零部件仍将保持溢价，但未来溢价率有望随着大型化零部件产能提升出现一定下降。

整机企业在新能源发电资产上的布局较早、较优，获取资源能力较强，在后续发展中仍有保持高规模增长的空间。部分整机企业较早布局了新能源发电资产，在获取资源上，整机企业由于其对地方经济的拉动作用和业务的协同能力，也能够在地方风电资源配置过程中获得一定比例。根据2021年已经披露的16个省份的风电光伏资源竞争性配置中，远景能源、金风科技、明阳智能等整机厂商一共拿到超过5GW风电资源，占总项目比例约9%，是除大型电力集团外重要的资源获取方。

整机企业的电站资产有望持续受益于新能源运营资产重估，优异回报率能够在转让中获取额外价值。自2020年年中至今，特别是“碳达峰、碳中和”规划提出之后，国内新能源发电资产的高成长性、较高回报水平和稳定现金流表现等价值持续处于重估之中，一级市场电站交易价格均高于1倍PB，二级市场上市的新能源运营商PB估值也持续回升，目前普遍交易于2.0倍PB以上。同时由于多数资源条件下陆上风电的回报率高出大型电力集团的投资门槛，即通过转让电站也能获取额外价值。

风电塔筒：陆上塔筒迎来上行周期，海上产品带来增量空间，出口和增量业务空间较大

塔筒行业格局较为优异，行业近期更多扩产海上产能。塔筒行业发展到现在，已经形成了较为领先的第一梯队，我们认为头部公司的优质产能布局、规模化优势和客户绑定度有望在十四五期间继续提升，特别是天顺风能和大金重工在陆上塔筒上的优势有望快速扩大。受海上风电需求增长预期拉动，行业近期纷纷在扩充海上产能。

未来一段时期陆上塔筒单吨盈利有望呈现回升趋势。受原材料涨价和年初的塔筒招标价格下降影响，以全部为陆上塔筒的天顺风能为例，公司今年前三季度塔筒盈利水平弱于往年情况，但3Q21开始随着交付产品的价格回升盈利已经出现改善。我们预计未来一段时期陆上塔筒的单吨盈利有望随着原材料价格的回落继续呈现改善趋势，且2022年开始陆上风电强劲的需求确定性较高，盈利再度下滑的可能性较小。

海上风电的发展拉动海上塔筒和桩基的增量需求。海上风电除了需要与陆上类似的塔筒外，在海面以下的钢结构（导管架/桩基）的用量一般是海上塔筒的2倍以上，即单GW海上塔筒和桩基的用量是陆上塔筒的三倍，且海上塔筒和桩基对于产能的选址、码头资源等要求更高，可以布局的企业更少，现阶段较陆上塔筒的毛利率有一定程度的溢价。

塔筒企业出口和增量业务空间较大。国内塔筒企业从发展初期就积极发展了海外市场，后续受到海外市场贸易保护政策的一定程度阻碍，但随着国内厂商的竞争力继续提升，海外出口的空间仍然较大。头部塔筒企业也纷纷布局了增量业务，如天顺风能已经在叶片和发电站业务上做了多年的布局，大金重工也规划了相关增量业务。其中对于塔筒企业，电站业务有一定的协同效应，我们认为塔筒企业有望受益于与大型电力集团合作共同开发的业务模式。

风电海缆：格局优异，2022年为海风平价短暂过渡期，十四五期间风电海缆市场规模有望翻倍

海缆行业具有较高壁垒，龙头企业具有先发优势：1）资金：海缆行业属于重资产，需要有雄厚的资金建设生产基地。例如，东方电缆新建的郭巨基地投资额约为15亿元；2）资质：由于海缆维修更换成本高、难度大，因此客户对产品质量要求非常高，而取得相应的认证一般需要1-2年时间，新进入企业难以在短期内完成；3）品牌：海缆的下游多为国企、央企电网业主等，公司品牌和历史业绩是重要的竞标参考指标，新进入者难以在短期树立品牌形象、积累业绩，部分产能可能因此闲置；4）地理位置：海缆因大长度、重量以及运输难度高等因素，生产基地需要配备码头，而国内码头数量有限，且由政府部门审批；5）生产设备和技术：海缆长期运行于复杂的海底环境，需要具备抗腐蚀、潮湿等特性，因此对生产技术和设备要求较高，例如VCV立塔交联生产线、CCV悬链交联生产线、盘框绞机等设备。

随着海上风电大型化和向远海发展，海缆行业总体呈现出“更长”、“更高”、“更全”的发展趋势。十四五期间，我国海上风电主旋律为“近海为主、远海示范”。近海一般指离岸5-70km，目前国内海上风电平均离岸距离大概在30-40km，近海还有不小的发展空间。随着海上风电越来越远，海缆相应也需要更长。而超长的运输距离很可能会消耗大量的电力，使得业主发电效率降低，经济性变差。因此远期来看，我们预计采用具有高稳定性、损耗小的柔性直流超高压海缆在未来将会是趋势。

海上风电离岸距离增加，主缆长度距离增长超线性。在敷设220KV送出海缆的过程中因为需要规避环保、海洋渔业等区域，其实际长度一般大于风电场中心离岸直线距离，大约是直线距离的1.5倍。另外，未来向远深海发展也有望采用柔性直流超高压的海缆，价格和盈利性也高于220KV海缆。所以我们认为主缆超线性增加的长度特性，叠加更高盈利水平的产品应用，有望进一步扩大主缆市场空间，海缆在海上风电单位造价的占比呈现提高趋势。

海上风机大型化，陈列海缆市场规模可能不会下降。随着风机大型化，风机之间互联的阵列海缆可能会从目前35KV向66KV转变，其横截面变宽、电压等级变高，造价也更贵。我们统计了部分东方电缆2020年中标情况，35KV海缆价格大概50万元/MW左右，若加上敷设平均价格在62万元/MW附近，而66KV海缆的中标价格高达87万元/MW，比传统35KV海缆价格高出约30-40%。我们预计虽然大型化造成海上风场机组数变少，但更高压的阵列海缆应用带来更高的价格，再叠加大型化机组间距会更远，因此阵列海缆的市场规模可能并不会下降。

平价/省补海风项目陆续释放中，2022年为平价的短暂过渡期。2021年下半年开始，在海风国补项目抢装即将接近尾声时，我们已经统计到约5GW的平价/省补海风项目已经开始招标或者前期工作的准备，我们预计海风平价过渡期的2022年仍有持续的项目释放，2023年海风装机有望重新加速增长。

十四五期间，风电海缆市场规模有望翻倍。基准情况下，我们预计2021-2025年国内海上新增装机为10.0/8.0/11.0/14.0/17.0GW，海缆对应市场空间从2021年抢装时期的176亿元有望提升至2025年的约348亿元，十四五期间实现翻倍。此外，一般海缆的使用寿命在20年左右，未来可能有更换需求，而海缆敷设、维修服务市场前景也很可观，实际风电海缆行业规模有可能超过上述数值。

风机零部件：全球风机大型化趋势重塑行业格局，头部公司更加受益，2022年有望迎来盈利改善

风机大型化带来的产品结构变化是行业未来几年的重要发展趋势。以国内为例，自2020年开始，大型化风机的需求随着海上风电的加速发展开始启动，陆上风机大型化国内虽然发展晚于海外1-2年以上，但2021年开始在招标市场中随着优质风资源区的重新利用，陆上大型化风机有望快速提升占比。海外市场的大型化风机产业化早于国内，仅看海外的海上风电市场的增长前景已经十分明朗，全球风电行业协会（GWEC）预测2025/2030年海外海上风电的需求量分别达到17.0/33.0GW。因此，无论是国内还是海外，风机大型化带来的产品结构变化是行业未来几年的重要发展趋势，而其中对于大型化风机零部件的配套需求也将提升，我们认为能够匹配这一趋势的风机零部件公司有望快速提升市占率。

头部的零部件厂商在抢装开始后持续扩充先进产能，主要侧重于大型化和海上风电机型的配套。由于2016-2018年行业的低谷期，零部件企业产能扩张不足，抢装开始后头部零部件企业纷纷扩产，且由于后续“十四五”装机展望更加乐观，零部件企业也没有停止扩产，并且扩产呈现出大型化趋势。例如，1）铸件：日月股份、金雷股份等规划新增大型化海风铸件和精加工产能；2）叶片：中材科技、天顺风能、时代新材、艾郎科技等公司积极扩产配套大功率风机的叶片产能；3）轴承：新强联、恒润股份计划扩产3MW及以上功率风电轴承产能，舍弗勒在积极扩产主轴轴承、齿轮箱轴承产能；4）南高齿和采埃孚等也在积极扩产齿轮箱产能。

行业整体融资情况较差，头部公司表现较强，扩产保持优势。由于历史上风电需求的波动性和低增速等因素，二级市场行业融资情况较差，我们统计2015年至2021年11月末风机零部件公司股权融资规模仅约235亿元。目前在风机大型化趋势下，多数零部件环节需要通过产能改造或者更多是新建产线满足增量的大型化风机配套需求，而一条标准的规模化生产线普遍需要接近10亿元的投资额。因此，我们认为头部公司具备的较为领先的融资能力有望在这一轮行业变化中继续保持扩产优势。

风机零部件行业格局有望在大型化过程中迎来重塑。在全球风机大型化的背景下，特别是国内加速渗透率提升的过程中，我们认为领先的中国风机零部件公司有望通过扩产配套大型化风机的优质产能快速提升全球市占率，部分仍未完全国产化的产品也有望逐步降低海外进口比例。

原材料成本下降+大型化零部件溢价，2022年零部件盈利有望改善。2021年年初以来，上游大宗商品价格普遍上涨，与风电产品相关的部分铁产品等价格均出现了较大幅度的涨幅，其中4月底开始涨幅加速。不过，5月下旬开始，黑色系大宗商品期货价格大幅下跌，已经较高点回调超过20%。进入下半年，由于上游限产和后续的限电，原材料价格仍走势较强，但我们预计原材料的高价可能临近尾声，2022年原材料价格可能的下行趋势有望逐渐改善风机零部件环节的成本压力。另外，我们认为部分头部零部件公司有望通过增量的有一定溢价的大型化零部件产品提升综合售价，拉开与二三线公司的差距。

风险提示

1、风电行业装机量不及预期。在风电技术进步带来降本和双碳政策催化下，市场对于风电装机预期已经相当程度上调，不过风电的装机需求有可能受到多方面因素影响例如并网消纳能力、土地资源等等，如果出现类似的制约因素风电装机量可能不及预期。

2、产业链竞争加剧。目前风电制造产业链各环节已经有向头部集中的趋势，但头部公司之间的竞争有向更加激烈发展的趋势，可能给行业和公司的利润率带来压力。

3、原材料价格居高不下。从2020年下半年开始，风电上游的原材料价格开启一轮上涨，目前仍然高于过去几年的均值，对产业链各环节都有一定的盈利压力。

（图片来源：veer图库）