摘要：风光新增装机规模创历史新高，2035 目标累计装机达 3600GW。在“双碳”目 标引领与产业技术迭代的共同驱动下，风光合计新增装机从 2016 年的 54GW 迅速增 长至 2024 年的 358GW，截至 2025H1，风电、光伏累计装机分别为 5.73、

1.1、 新能源全面入市，增量优势在风

风光新增装机规模创历史新高，2035 目标累计装机达 3600GW。在“双碳”目 标引领与产业技术迭代的共同驱动下，风光合计新增装机从 2016 年的 54GW 迅速增 长至 2024 年的 358GW，截至 2025H1，风电、光伏累计装机分别为 5.73、11 亿千瓦， 合计 16.7 亿千瓦。2025 年 9 月 24 日，总书记提出：到 2035 年风电、太阳能发电装 机达到 2020 年的 6 倍以上、力争达到 36 亿千瓦，预计风电、光伏新增装机将维持 高景气度。 风电在可再生能源的装机占比远低于光伏。尽管国内风电新增装机绝对值呈现 波动上升态势，从 2016 年的 19.3GW 增长至 2024 年的 79.8GW，但在可再生能源装 机的占比自 2020 年抢装潮达到 52%的峰值后持续下滑，2025H1 的风电、光伏新增 装机在可再生能源总装机的占比分别为 19%、79%，风电装机占比远低于光伏，当 前为历史低点。

风电全年利用小时数更高，出力与负荷需求更匹配。新能源发电表现都具有较 强的随机波动性，光伏日内波动大，中午为峰值而晚上无光照不发电，与用电负荷 相反，中午电网消纳困难，而风电出力与负荷曲线更为契合，夜间风力高峰恰逢晚 间用电负荷峰值，有效弥补光伏日落后的电力空缺；冬季大风期又与供暖用电高峰 重叠，可缓解季节性电力紧张，风电装机占比提升有利于降低新能源发电日内波动。 其次，2024 年全国风电平均利用小时数为 2127 小时，显著高于光伏的 1211 小时， 单位装机容量发电效率优势明显。 从电网消纳角度，调整风光装机配比有利于缓解部分地区的消纳瓶颈。国家电 网西北分部认为合理的风光装机将有利于降低新能源发电对系统的调峰需求、减轻 负荷晚高峰下系统的保供压力并满足系统安全稳定运行的需求。国家电网西北分部 在第六届“清洁能源发展与消纳”论坛上发布的《新型电力系统平衡构建与安全稳定 关键技术初探》以 2023 年西北电网为例，新能源累计装机 200GW 对应的最佳风光 配比约 3:1。

风电在电力现货市场的年均价整体高于光伏。从电力现货已转入正式运行的六 个地区电价看，新能源参与电力现货市场的上网电价普遍偏低，但光伏由于发电集 中造成部分时段负电价，电价明显低于风电，山东、甘肃 2024 年的风电现货均价分 别为 0.267、0.185 元/kWh，均高于光伏 30%+。

“136 号文”推进风电、光伏全面参与电力市场。2025 年 2 月，国家发展改革 委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量 发展的通知》，推动新能源上网电量全面进入电力市场，同时，建立新能源可持续发 展价格结算机制，对纳入机制的电量实行机制电价多退少补，以平滑市场波动对新 能源项目收益的影响。截至 2025 年 10 月，28 地已出台省级“136 号文”衔接细则， 山东和云南已进行第一轮增量项目机制电价的竞价，为全国新能源机制电价立下标 杆。 山东与云南的风、光机制电价价差较大，机制电价竞价可调节风光配比。山东 的风电、光伏机制电价分别为 0.319、0.225 元/kWh，较当地标杆电价分别下滑 19%、 43%，而云南的风、光机制电价分别为 0.332、0.33 元/kWh，价差仅 0.002 元/kWh， 且与标杆电价 0.3358 元/kWh 较为相近。山东省针对本地高光伏装机量与突出的电力 消纳压力，通过在能源竞价机制中为风电分配更多机制电量的方式，主动引导区域 能源结构优化，建立在真实供需基础上的机制电价可有效基于各地资源禀赋与供需 情况调节风光开发节奏。

以山东风电项目为例，机制电价为 0.319 元/kWh，机制电量比例 70%，执行期 限 10 年，剩余 30%电量参与中长期交易，山东中长期电价在煤电基准价 0.3949 元 /kWh 基础上，上下浮动 20%，假设中长期电价取下限 0.316 元/kWh，我们测算前 10 年综合电价为 0.318 元/kWh。第 11~20 年，预计中长期与现货价格趋同，参考 2025H1 山东现货价格为 0.295 元/kWh，我们测算中长期山东风电项目综合电价为 0.307 元 /kWh，较 2024 年山东风电被动入市的 0.357 元/kWh 结算均价下滑 0.05 元/kWh。 非技术成本在项目综合成本的占比较高。根据水电水利规划设计总院，2024 年 陆风平准化度电成本约为 0.18 元/kWh，平均单位造价约 4200 元/kW。根据光伏们公 众号统计，参与山东首批竞价并且在年底前并网的风电项目非技术成本在 1-1.5 元/W， 加上设备成本倒算度电成本在 0.27-0.28 元//kWh（不含投资利润），为对冲电价下降 风险，项目初始投资应对应下降。而在设备成本没有大幅下降空间的前提下，非技 术成本预计成为项目业主最主要的成本削减项，非技术成本的压缩将有效缓解电价 下滑对项目收益率的负面影响。

1.2、 量：2025 年招标维持高位

当前业主开发风电倾向性明显。根据风芒能源公众号不完全统计，2025 年 1-8 月全国新能源项目竞争性配置结果显示，全国已公布竞配规模达 157.8GW，其中风 电的总规模为 51.63GW，占比 33%，其中广西、甘肃等地区只规划了风电项目，辽 宁、湖北等地区风电指标远超光伏。在新能源全面入市突显风电电源优势的背景下， 多省市侧重于优先发展风电，风电装机有望迎来新一轮提速。

风机招标维持高位，奠定未来装机。中标量为装机的核心前瞻指标，2024 年国 内风机中标量达 163.0GW，yoy+64%，2025 年 1-8 月风电装机 57.8GW，yoy+72%， 支撑“十四五”收官之年装机高增的强劲预期。尽管市场普遍担忧集中并网可能透 支后续年份需求，2025 年 1-9 月国内整机中标量为 108.0GW，yoy+5%，在能源转型 主线与市场化机制驱动下，国内风电需求基本盘稳固，为“十五五”初期的装机衔 接提供了有效缓冲。

“十四五”海风规划仍存较大缺口，未来装机空间较大。沿海各省市“十四五” 海风规划目标超 50GW，反映出沿海省市对海风资源开发的战略重视，但因政策协 调、技术限制等多方面原因，2021-2024 年累计海风装机 31.5GW，2025 年海风新增 装机至少 20GW 才能完成规划目标，待填规划缺口较大。

海风大量已招标项目未进入安装阶段，储备丰富。2021-2025 年 9 月行业累计招 标量为 43.8GW，2022-2024 年海风合计新增装机量为 18.0GW，受海风项目建设周 期过程复杂因素影响，项目储备池存在大量已招标量未安装项目。2025 年海上风电 发展首次被写入政府工作报告，在政策加持下，海上风电将迎来从项目储备到装机 放量的关键转折期。

1.3、 价：反内卷初见成效，中标价止跌回升

2023-2024 年行业价格严重内卷引发质量事故频发。2024 年 4 月风机含塔筒报 价为 1219 元/kW，假设塔筒 350 元/kW，风机价格已跌破 900 元/kW，成本压力从产 业链向上传导至零部件，引发行业质量危机，2023 年全国风电倒塔、火灾等重大事 故较 2021 年增长 37%，行业陷入“价格下行—盈利恶化—质量风险—竞争力削弱” 的负向循环。 行业自律与业主倡议共同遏制恶性低价竞争。2024 年 10 月，在 2024 北京国际 风能大会上，12 家整机企业签订《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》， 重点解决低价恶性竞争、对竞争对手恶意诋毁以及明显有失公平的合同条款等 3 大 问题。2024 年 11 月，40 余家开发企业与整机企业高层参会并达成关键共识：优化 招投标规则、提高技术标权重、杜绝最低价中标。国家电投在 2024 年 11 月集采中 已修改最低价基准模式，龙源电力、华能等开发商也陆续上调技术评标权重、下调 价格评标权重。 2025 年至今风机中标价已企稳回升，反内卷初见成效。根据每日风电统计，2025 年 1-8 月陆上风机含塔筒价格均价为 2035 元/kW，较 2024 全年均价提升 13%，陆风 含塔筒价格已稳定在 2000 元/kW，陆风价格自 2024Q4 起止跌回升。

2.1、 拉美、中东、非洲等新兴市场的风电装机增长前景可期

2021 年以来全球除中国外市场风电新增装机量略有波动。根据全球风能协会统 计，2021-2024 年全球除中国的风电新增装机量为 46.0、40.0、40.9、37.1GW，2024 年新增装机 yoy-9.2%，其中陆风装机为 41.8、36.2、36.4、33.2GW，海风装机分别 为 4.2、3.7、4.5、4.0GW，陆风、海风装机量均呈现波动下行趋势。 拆分市场来看，2024 年装机量最高的地区为欧洲 16.5GW，yoy-10%，其中陆风 装机为 13.8GW，yoy-5%，海风装机为 2.7GW，yoy-28%、装机量前三的国家为德国 4.0GW、英国 1.9GW、法国 1.7GW，受电网消纳、审批限制、以及贷款利率较高影 响，2024 年欧洲新增风电装机整体低于预期。 其次为亚太除中国地区，2024 年新增风电装机 8.5GW，yoy+17%，其中陆风装 机 7.4GW，yoy+13%，海风装机 1.1GW，yoy+49%，陆风装机量前三的国家为印度、 澳大利亚和日本，装机量分别为 3.4、0.8、0.6GW，印度出现风电发展复苏态势，且 印度为亚太地区仅次于中国的第二大风电市场，2024 年新增装机量为 2017 年以来最 高水平。 北美 2024年新增风电装机为 5.4GW，yoy-33%，其中陆风装机 5.3GW，yoy-35%， 海风装机 0.13GW，其中 2024 年美国装机不到 4GW 为 2014 年以来最低水平，装机 下滑主要系受电网消纳、通胀、税收政策不确定性等影响。 拉美 2024 年新增风电装机为 4.7GW，yoy-25%，其中巴西贡献了过去 4 年拉美 装机的 2/3，2024 年巴西新增装机量为 3.3GW，但巴西面临用电需求低、电网输送 限制、新能源拍卖需求不足等挑战，未来 3 年装机速度将放缓。此外，墨西哥、阿 根廷、智利 2024 年新增风电装机分别为 369、614、307MW。 非洲和中东地区 2024 年新增风电装机为 2.0GW，yoy+107%，表现出较高的增 长动力，尽管南非装机不及预期，但埃及和摩洛哥的新增装机量分别为 794、520MW， 均实现新高。

GWEC 预测 2025-2030 年全球除中国外合计陆风新增装机 367GW，拉美、亚 太、中东非均保持较高复合增速。根据全球风能协会预测，2025 年全球除中国外地 区新增陆风装机为 41.9GW，到 2030 年新增装机为 75.2GW，2025-2030 年复合增长 率为 12.4%。其中复合增长率最高的地区为拉美 15.8%，预计 2030 年新增陆风装机 将达到 7.7GW，预计 2025-2030 年拉美合计陆风新增装机量为 32GW，中东、非洲 等新兴市场国家也将表现出较好增长潜力。北美、亚太除中国外的复合增长率为 15.7%、15.6%，预计全球除中国外地区的陆风新增装机将保持较高增速。 GWEC 预测 2025-2030 年全球海风新增装机 156GW。根据全球风能协会预测， 2025 年全球海风新增装机为 16.3GW，到 2030 年新增装机为 34.0GW，2025-2030 年 复合增长率为 15.8%。其中亚太地区 2025-2030 年合计海风新增装机量为 98.5GW， 欧洲海风新增装机为 51.4GW，北美新增装机为 5.7GW。

拆分市场来看，欧洲为全球除中国外第一大风电市场，根据欧洲风能协会统计， 2024 年底欧洲风电装机累计 285GW，其中陆风 248GW、海风 37GW，2025H1 新增 装机 6.8GW，其中陆风 6GW、海风 0.7GW。根据协会 2025H1 最新预测，预计 2025 年全年欧洲新增风电装机量为 19GW，预计2025-2030 年欧洲风电新增装机 178GW， 其中陆风 135GW，海风 43GW，欧洲风电有望保持强势增长趋势。 亚太有望成为全球除中国外第二大风电市场，其中印度风电市场潜力较大。 GWEC 预计亚太除中国外地区 2025-2030 年合计新增陆风装机 107GW，其中印度风 电市场已进入快速发展期，根据 2022-2032 年国家电力规划，预计到 2026-2027 年， 印度风电装机容量将达到 73GW，考虑到 2023-2027 年每年 10GW 陆风拍卖目标， GWEC 预计印度 2025-2030 年合计新增陆风装机量为 41GW。 北美风电需求较高，但装机节奏存在一定不确定性。GWEC 预测 2025-2030 年 北美合计新增陆风装机 62.5GW，海风装机 5.7GW。为了应对数据中心不断增长的电 力需求，美国已规划建设较多风电项目，根据北美清洁能源协会，截至 2024Q4，美 国有约 16GW 的陆风在建设中，另外 9GW 在开发阶段，共涉及 79 个项目。但受电 网传输限制、高利率、电器元件短缺影响，2024 年装机明显下滑，此外，关税对风 电供应链存在一定影响，根据 WoodMac 统计，2025H1 北美风电订单下滑 50%，关 税等政策的不确定性对北美风电发展产生阶段性影响。

2.2、 国内厂商出海地区集中在亚洲、非洲、南美

国内风机安装量集中在本土市场，海外市场仍由海外风机厂商主导。根据 GWEC 统计，2024 年全球风电新增装机量排名前 15 的风机供应商中，国内风机厂商占 10 位，合计份额为 72%，2024 年全球前四大整机商首次全部来自中国，Vestas 排全球 第五。但在进入市场数量方面，Vestas 覆盖 34 个国家和地区，SGRE、Nordex 均覆 盖 20 个以上国家和地区。2024 年国内厂商出口的只有 4 家，出口国家较多的为金风 科技和远景能源，分别覆盖 14、9 个国家和地区，其他国内厂商只有中国一个单一 市场。

国内厂商出海地区集中在亚洲、非洲、南美，且主要为陆风。2024 年中国风机 累计出口容量达 20.8GW，陆风占比高达 97%，其中亚洲除中国地区、非洲、南美占 比分别为 50.7%、12.9%、11.2%，合计占比为 74.8%，主要出口国家包括越南、乌兹 别克斯坦、南非等，国内整机企业出海聚集于发展中国家市场。

国内风机出海具有显著的价格与交付优势。根据 WoodMac 统计，国内风机出海 至亚太除中国大陆外和欧洲的平均价格分别较国内高 29%、45%，但仍然比西方风 机价格低约 20%，主要系海外风机厂商面临供应链短缺和原材料成本上涨等双重压 力，国内风机厂商具有一定的价格优势，同时，海外供应链短缺可能会导致海外风 机的交付延迟，国内厂商具有一定的稳定交付优势。此外，国内整机商可提供更为 灵活的合作方式，比如合资生产、整机+EPC 解决方案。

3.1、 业绩梳理：综合毛利率处于历史低位，风机业务毛利率已出现止跌回升态势

风机企业盈利能力集体承压。受 2023-2024 年风机价格战影响，风机企业毛利 率集体进入下行通道，2024 年金风科技、运达股份、明阳智能、三一重能的风机业 务毛利率分别为 5.0%、6.1%、-0.5%、11.0%，较 2024 年综合毛利率低-8.8%、-2.9%、 -8.6%、-5.9%，风机业务盈利能力均处于历史低位。2025H1 金风科技、运达股份、 明阳智能的风机业务毛利率已出现止跌回升态势，受销售结构影响，综合毛利率有 待企稳。随着反内卷风机订单陆续交付，风机环节各企业毛利率有望进入上行通道。

从收入占比拆分来看，四家企业的风机制造收入占比均值从 2021 年的 89%下降 至 2025H1 的 78%，其中 2025H1 占比最高的为运达股份 88%，风机企业集体转向开 发新能源电站，风机制造企业开发新能源电站具有产业协同优势，多采用“开发一 批、建设一批、转让一批”的轻资产运营理念，业务模式包括 EPC 总包、建成后自 持售电或对外转让等，不考虑发电收入，2025H1 四家企业的风电场建造和电站转让 收入占比均值为 12%，其中 2025H1 占比最高的为三一重能 21%。

3.2、 风机出海：2025 年海外订单创新高

金风科技出海进展较为领先，在手订单保持优势。2025H1 金风科技的海外收入 占比为 29%，出海进展较为领先，已建立 5 个全球解决方案工厂和 3 个国际生产基 地，在亚洲除中国、南美洲装机量超 2GW，在北美洲、非洲、大洋洲装机量均超 1GW， 已具有丰富的国际项目经验。根据风芒能源统计，金风科技 2024 年、2025 年前三季 度分别中标海外订单 7.7、3.8GW，充足的海外订单储备有望推动未来海外占比进一 步提升。 整机商海外订单创新高。2025 年前三季度 7 家整机商合计海外中标 19.28GW， yoy+187.8%，出海加速。其中三一重能突破明显，突破西班牙、智利订单，截至 2025 年 9 月，三一重能累计在手海外订单价值量超 100 亿元，2026 年起海外新增装机将 迎来显著提升。 根据三一重能披露，2025 年 H1 交付的印度、中亚风机订单毛利率超过 20%， 海外盈利能力高于国内，随着高价海外订单来到交付期，风机毛利率有望得到有效 修复。

国内风电主机厂正通过海外投资建厂与技术输出加速属地化布局，以强化全球 竞争力。2024 年 4 月，金风科技收购 GE 巴西风机总装厂，完成首个海外制造基地 布局，截至 2024 年底，金风科技在巴西的在运和在建风电项目容量已达 1500MW。 明阳智能先后在韩国、意大利、苏格兰等地通过合资建厂与本地化合作实现产能落 地，与 Renexia 的合资工厂将首先为 Renexia 的 Med Wind 海风项目提供风机。三一 重能在乌兹别克斯坦布局制造基地，远景能源形成印度、沙特、哈萨克斯坦等多地 研发与制造网络，国内风机企业正在从单一的产品出口转向海外建厂、技术授权的 深度出海，有望持续提升海外市场的本土竞争力。

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来源：未来智库