2025年风电行业策略：海陆共振下的交付拐点与供应链重塑

1. 陆风稳步推进，海风重回快车道

2025 年是"十四五"收官之年，也是"双碳"目标提出后首个五年计划收关节点，政 策端通过强化大基地建设与海风开发确保既定风电目标落地。从总量来看，在"沙戈荒大 基地"战略驱动下，"十四五"风电年均装机目标较"十三五"提升 133%至 70GW，2023 年 国内风电装机达 75.9GW（海风占比 9%），2024 年进一步提升至 88GW 再创新高，为收 官之年奠定坚实基础。从政策端来看，根据《2025 年能源工作指导意见》，2025 年将通 过加速第二批/第三批大基地及海上风电建设保障目标兑现，预计全年陆/海风装机分别 达 100GW/15GW（同比+25%/+88%），同步完成 36 亿千瓦总装机目标中非化石能源占 比 60%的核心指标。展望 2025 年，风电装机维持高景气度，装机量下限由政策强制力 与项目储备双重锁定。当前大基地在建规模超 200GW 叠加海风施工周期刚性，确保 2024 年装机成果延续及 2025 年预测目标达成。 2025 年风电行业投资主线聚焦四大方向：1）海风：政策松绑叠加招标放量驱动深 远海开发加速，海底电缆/基础产品升级开启新周期；2）陆风：价格筑底企稳与大型化 趋势深化共振，整机及铸锻件环节盈利修复弹性突出；3）零部件：大兆瓦机型交付放量 推升供需紧平衡，叶片/铸件等高价值量环节进入量价齐升通道；4）出海：全球能源转 型加速催生海外需求扩容，中国整机商依托成本优势实现市场份额与盈利结构双升。四 大领域共同构建"政策-技术-成本-市场"多维驱动格局，奠定行业增长性高，确定性强。

1.1 景气周期上行，价格拐点已现

2024 年风电指数呈现先抑后扬的震荡格局，全年涨幅超 10%，显著优于光伏、储 能等新能源细分板块。分阶段看，年初受宏观经济及 A 股下跌影响，板块整体下行；随 后江苏海风项目积极推进，超跌反弹推动，板块回升；二季度因交付节奏放缓、Q1 业绩 承压而回调；5-6 月海风施工窗口期叠加海外需求催化，海缆/塔桩领涨但整体仍震荡； 下半年受海风审批延期压制后，9 月底至年末多项金融政策及江苏项目落地提振市场情 绪，叠加陆风价格企稳，推动指数快速回升并维持高位震荡。 展望 2025 年，风电行业有望迎来“海陆共振+国内外需求双升”的景气周期。需求 端，预计国内陆风新增装机 95GW（同比+30%），海风新增 12-15GW（同比+71%）， 叠加 2024 年递延项目释放，装机确定性高企；海外市场如欧洲海风、东南亚陆风贡献 增量，中国整机商出口订单加速兑现。盈利端，陆风价格拐点已现，低价竞争终结推动 毛利率修复；海风开工提速带动高价值量订单释放，零部件环节量利齐增可期。

1.2 “十四五”装机完成度分化，光伏领先于风电

“十四五”期间，我国新能源装机呈现显著的区域与电源类型分化，其中光伏装机进 度大幅领先风电，且省份间目标完成度差异显著。截至 2024 年末，全国 16 个省市新能 源装机规划完成度超 80%，浙江、福建等 14 省光伏目标超额完成，而云南、青海、甘 肃等 5 省因超 10GW 规划缺口，仍有 15 省市完成度不足 80%。 从电源类型看，风电发展明显滞后：全国仅 4 省提前完成风电目标，远低于光伏的 20 省达标率。内蒙古风电实际装机 48.13GW，较规划缺口达 3.02GW；甘肃、青海风 电装机分别为 6.03GW 和 1.32GW，仅完成规划的 55%和 35%，成为拖累西北地区整 体进度的关键。反观光伏，新疆以 44.14GW 的实际装机远超 23GW 规划目标，山东 （53.41GW vs 42.28GW）、河南（39.90GW vs 40.00GW）也接近或超额完成目标。 区域分化鲜明，重光伏轻风电：华东、华中依托分布式光伏政策推动高完成度，而 西北、东北风电受制于消纳瓶颈，如黑龙江、吉林风电合计装机 18.16GW，较规划缺口 超 10GW，弃风率持续高企。尽管 BNEF 预测 2025 年陆上风电、光伏 LCOE 将分别降 至 37、35 美元/兆瓦时，但风电成本降幅（-4%）慢于光伏（-9%），叠加并网挑战，、“重 光伏、轻风电”的结构性矛盾，未来需通过储能配置与跨区输电优化提升风电竞争力。

1.3 新能源发电利用率下降，风电消纳优于光伏

全国风电利用率同比普遍回落，区域消纳能力差异显著，部分省份弃风现象加剧。 2024 年全国风电利用率同比普遍下降 1.8%，区域消纳能力分化显著，部分省份弃风问 题加剧。从区域表现看，三北地区呈现明显差异：华北地区消纳矛盾突出，河北风电利 用率同比骤降 9.0%，蒙西地区下降 3.2%，两地弃风率分别攀升至 16.9%和 8.1%；东 北、西北局部有所改善，辽宁、黑龙江波动较小，陕西通过电网改造实现利用率回升 2.2%。 高弃风区域形成"低利用率三角区"，河北（83.1%）、青海（92.3%）、西藏（84.6%） 因外送通道受限或电网孤岛运行等问题，累计损失超 70 亿千瓦时清洁电力。与此同时， 山东（+2.8%）、河南（+2.1%）、宁夏（+1.9%）等 7 省通过灵活调度及储能投运实现逆 势提升，陕西榆林储能集群更推动利用率环比增长 6.2 个百分点。在新能源装机快速增 长的背景下，全国 13 个省份消纳能力持续承压，尤其蒙西、青海等风电大基地受配套建 设滞后影响，利用率环比降幅达 3.2%-6.7%，当前新型电力系统建设需破解"重开发、轻 消纳"的结构性矛盾。

1.4 2024 年风电招标情况

2024 年，全国风电整机厂商（含国际项目）中标规模 220.64GW（+90%），其中国 内项目招标 192.58GW，国内陆上风机招标 178.92GW，国内海上风机招标 13.66GW。 价格方面根据风电头条统计，2024 年央国企陆上风电项目（含塔筒）中标均价为 1894 元/kW，海上风电项目（含塔筒）中标均价为 3307 元/kW。 中标结果来看，远景在出海企业中位居前列，金风在国内风电项目中位居榜首。国 内和国际项目总榜单中，远景（38.62GW）、金风（37.40GW）、运达（31.92GW）位居 前三；国内项目金风（29.17GW）、运达（28.73GW）、远景(28.63GW)位居前三；海风 项目远景（4.09GW）、金风（3.95GW）、明阳（2.83GW）位居前三。

2. 需求：内外双生，海陆共振

在"十四五"规划明确新增超 278GW 风电装机的政策驱动下，2025 年风电需求确定 性显著增强。根据项目开发周期规律，风电项目从前期准备到并网需 2-3 年时间，2020- 2021 年抢装潮后的项目空窗期已为后续增长奠定基础。招标量作为次年装机量的核心 先行指标，结合各省市规划中风电占比普遍超 50%的结构性特征，预计 2024Q4 至 2025 年将迎项目集中开工，2025 年陆风装机有望达 100GW，海风装机突破 12-15GW，2026 年项目也将于 2025 年进入密集招标阶段。特别是此前受政策调整影响的海风项目将加 速释放，形成"双年度"装机热潮，推动行业景气度持续上行，其中深远海风电将成为结构 性增长的核心亮点。

2.1 国内需求：陆风核准高增，海风储备充足

短期来看，风电招标量超预期。2025 年 1-2 月，风电整机厂商（含国际项目）中标 规模 17.93GW，其中国内项目招标 15.99GW，国内陆上风机招标 14.68GW，国内海上 风机招标 1.31GW。价格方面，2025 年陆上风电项目（不含塔筒）中标均价为 2059 元 /kW，较 2024 年中标均价上涨 8.7%。

2.1.1 陆风核准高增，装机预计增长较快

2024 年国内陆上风电新增装机 81.37GW，同比增长 9.6%，占全国风电新增装机 的 93.5%。2024 年实际装机表现超预期，主要得益于 2023 年及 2024 年招标量的高增 长。2024 年陆风招标量创历史新高达 118.21GW，同比增长 123.68%，为后续装机提供 了充足的项目储备。驱动 2024 年陆风快速增长的核心因素主要由以下两点：一是政策 收官效应：2024 年是“十四五”规划收官年，各省加快清洁能源项目落地，叠加双碳目 标持续推进，政策红利集中释放；二是经济性提升：风机大型化和技术迭代推动单位成 本下降，平均项目收益率提升至 8%-10%，刺激投资意愿。 价格方面，2024 年陆风机组价格呈现“先抑后扬”态势。上半年受行业低价竞争影 响，裸机中标价一度跌破 900 元/kW，较 2019 年峰值降幅达 76%。然而，随着《风电 行业自律公约》的签订和整机商盈利压力倒逼，四季度招标均价回升至 1527 元/kW，较 年初增长约 10%。价格企稳的核心原因包括：其一是行业的理性回归，自律公约遏制恶 性竞争，整机商转向以质量和服务为核心的差异化竞争；其二是成本压力的缓解，钢材 等原材料价格同比下降 15%-20%，叠加规模化生产降低单位成本，产业链利润空间修 复；其三是需求结构优化：大兆瓦机型占比提升（6MW 以上机型占招标量的 60%），高 单价产品支撑均价回升。 2025 年国内陆风装机预计增长较快。陆风项目的交付期为一年左右，上一年的风机 招标量基本决定了当年新增装机规模。根据 2024 年陆风招标规模，预计 2025 年装机量 约为 100GW，同比增长 31.94%。2026 年是“十五五”第一年，根据过往经验来看，受 “十四五”末抢装影响，第一年风电装机量略有下滑，预计 2026年新增装机量为 90GW， 同比下降 10%。

总结来看，2024 年陆风市场在政策收官与技术降本双轮驱动下实现超预期增长，价 格触底回升标志行业竞争从“量价博弈”转向“价值共生”。2025 年将进入“量利齐升” 阶段，装机突破 100GW，出口与毛利率修复成为核心亮点。2026 年虽因规划周期调整 短期承压，但大基地项目落地、技术迭代与全球化布局将支撑中长期稳健增长。需警惕 钢材价格反弹、国际贸易壁垒等潜在风险，但行业整体步入高质量发展新周期。

2.1.2 海风招标充足，限制解除后加速释放

2024 年国内海上风电不及预期，新增装机规模约为 4.04GW，同比下滑 43.73%， 显著低于市场预期的 8-10GW。其原因主要是需求端受制于军事、航道等因素限制，以 及广东、江苏等沿海省份存量大型项目推进缓慢，部分项目因审批流程、施工条件等因 素延迟吊装，导致年内实际装机量不及预期。随着限制性因素的解除，预计延期交付项 目有望在 2025 年逐步兑现。根据每日风电统计，2024 年海风招标量达 13.66GW，前期储备项目（如深远海规划）持续推进，为后续装机奠定基础。 价格方面，2024 年海风整机价格呈现触底反弹趋势。受行业低价竞争影响，2024 年 9 月中标均价降至 1475 元/kW（较 2020 年峰值下降 65%），但四季度因行业自律公 约签署及原材料成本下降（如钢材价格回落 15%-20%），招标均价回升至 1527 元/kW， 涨幅约 10%。 2025 年国内海风装机预计达 12-15GW，迎来爆发式增长。其主要原因有以下三点： 一是项目集中交付，2024 年招标的 13.66GW 项目及前期储备的 25GW 未核准项目加 速转化，叠加“十四五”收官年政策压力释放；二是深远海开发提速，国管海域项目进 入实质性建设阶段，江苏、广东等省份规划深远海装机超 20GW，漂浮式风电技术降本 助力商业化落地；三是出口机遇扩大，欧洲能源转型需求迫切，东南亚市场年均增速超 40%，国内整机商凭借成本优势加速出海，海外订单毛利率达 15%-20%。 总结来看，2024 年海风市场因项目推进滞后短期承压，但价格触底与政策蓄力为后 续增长埋下伏笔。2025 年将迎来“量价齐升”，装机突破 12GW，深远海开发与出口成 为核心动能；2026 年依托“十五五”规划与技术迭代，海风步入稳健增长新周期。长期 需关注原材料成本波动、国际贸易壁垒及深远海技术成熟度，但行业在政策护航与全球 化布局下，确定性增长趋势明确。

2.2 海外需求：能源转型为需求旺盛奠定基础

欧洲风电规划大幅提升，能源转型成为核心抓手，老旧风机更替促使需求旺盛。根 根据 GWEC 规划，2025-2030 年欧洲风电新增装机预计达 187GW，年均 31GW，其中 欧盟新增140GW，年均23GW。陆上风电仍是主力，预计2030年欧洲总装机将达450GW， 欧盟为 351GW，但仍与欧盟设定的 425GW 目标存在 74GW 缺口。陆上风电新增项目 主要基于商业购电协议（PPA）和市场化模式推进，2025-2030 年欧洲陆风新增装机约 140GW，欧盟占比 80%（113GW）。老旧风电场更新换代需求迫切，未来六年欧洲预计 每年重新装机约 21GW，同时约 22GW 机组面临退役，德国、英国、荷兰和西班牙等国 家风电更替需求旺盛。土地审批流程慢、社区反对和电网接入延迟等问题仍为欧洲陆风 的重要制约因素。 欧洲海风市场空间广阔，2030 年欧洲海风装机有望达到 15GW，对应 25-30 年 CAGR 为 37%。2023 年欧盟更新 2030 年海风累计装机目标至 111GW，较 2020 年目 标（60GW）提升 85%。同时各国政策支持密集落地，如英国推出“清洁产业奖金”（每 GW 项目补贴 2700 万英镑）、德国简化审批流程、法国计划投资 400 亿欧元（占电网总 投资的 40%）用于海风项目开发。2024 年欧洲海风招标量激增至 49GW（同比+262%）， 预计 2025-2030 年年均新增装机 8.6GW，2030 年单年装机有望达 15GW，对应复合增 长率 37%。深远海与浮动风电技术成为新增长点，法国、英国等正加速布局浮动式风电 项目，预计北海深海区可开发风电规模达欧洲用电需求的 4 倍。然而，欧洲海风仍面临 供应链瓶颈，本土单桩、海缆产能不足，中国厂商如大金重工、东方电缆正通过成本优 势抢占外溢订单。欧盟《电网行动计划》和降息周期缓解了成本压力，但审批周期长、 并网流程复杂仍是短期装机提速的主要障碍。

2.2.1 欧洲风机价格高于国内，刺激国内需求增长

当前欧洲风机价格显著高于国内市场，成为刺激国内风电需求增长的重要驱动力。 过去两年海外受通货膨胀与供应链短缺影响，风机价格整体呈上升趋势，根据 Vestas 业 绩展示材料，其 23-24 年风机价格在 890-1300 欧元/kW，折合人民币约为 7000-10220 元/kW。同时受欧洲政策补贴落地及海外准入壁垒高的影响，截至 2024Q4Vestas 海上 风机在手订单 93 亿欧元，总规模约为 7.55GW，平均风机价格在 1232 欧元/kW。 国内市场由于竞争加剧，风机价格较低，根据金风科技统计，国内同期风机中标价 格仅 1400-1800 元/kW。根据 CWEA 统计，24 年国内陆上、海上风机加权平均价格（不 含塔筒）约为 1440、2775 元/kW，同比下降 4%、11%。

这一价差的根源在于欧洲供应链成本高企：一方面，欧洲本土风机厂商受制于原材 料（如钢材、铜）进口依赖及人工成本压力，叠加欧盟碳关税（CBAM）政策下环境合 规成本攀升；另一方面，中国风机产业链凭借规模化制造（如叶片、铸锻件产能占全球 70%以上）和低能源成本（国内电价较欧洲低 40%-50%），形成显著成本优势。

欧洲高价倒逼国内需求释放体现在两方面：一是直接刺激国内项目经济性提升。国 内风电项目开发成本中设备占比约 50%，风机价格仅为欧洲的一半，推动国内陆风项目 平准化度电成本（LCOE）降至 0.18-0.22 元/千瓦时，海风 LCOE 降至 0.35-0.4 元/千瓦 时，较欧洲低 30%-40%，显著增强国内风电投资吸引力。2024 年国内新增风电招标规 模超 100GW，同比增速达 25%，其中海风招标占比提升至 35%。二是推动国内企业“内 外双循环”策略。国内厂商依托高性价比优势，加速抢占海外市场，同时通过出口溢价 反哺国内研发，进一步巩固技术领先性。金风科技、明阳智能等企业通过欧洲订单积累 的 15MW+大机型经验，快速在国内深远海项目中推广，形成“技术出海-国内降本-需求 扩张”的正向循环。 欧洲高价与国内低价的结构性差异，本质上是全球风电产业链重构的缩影。这一格 局不仅强化了国内风电装机的经济性逻辑，也为中国风电设备全球化渗透提供长期动能， 预计 2025年国内风电新增装机有望突破 80GW，进一步巩固全球最大风电市场的地位。

3. 供给：结构性深化调整，深远海资源释放

2024 年风电行业面临的核心挑战是产能过剩与低效产能的加速出清。虽然需求端 保持增长，但供给端结构性矛盾突出。主机制造环节产能利用率持续走低，2024 年上半 年国内风电设备板块归母净利润同比下降 21.34%，第二季度降幅收窄至 14.96%，反映 出价格竞争加剧与盈利压力。中小厂商因成本劣势和融资能力薄弱，在利润率持续承压 下逐步退出市场。未来深远海资源的开发将成为供给侧优化的核心驱动力。 国内近海风能资源开发已进入中后期阶段，新的海风资源释放较为关键，未来战略 计划将在于深远海的开发。根据国家能源局数据，截至 2024 年底，我国近海已建成海 上风电并网容量约 30GW，而根据自然资源部《通知》要求，新增项目需布局在离岸 30 公里或水深 30 米以远的海域，进一步压缩近海开发空间。根据水规总院数据显示，当前 省管海域剩余可开发潜力约 60GW，但受军事、航道协调等因素影响，实际可用资源可 能更低，预计“十五五”期间近海海上风电场址资源将逐步趋紧。

3.1 浅海资源开发趋紧，向深远海布局

国家政策明确向深远海倾斜。2023 年《“十四五”可再生能源发展规划》提出推动 深远海示范项目，2024 年自然资源部《通知》进一步要求新增项目优先布局深远海，并 鼓励“风电+”综合开发模式。上海、广东、浙江等沿海省份已规划深远海风电项目超 29.30GW，浙江计划 2030 年深远海风电并网超 20GW。在“十四五”规划目标中，国 家提出推动深远海示范项目，并规划专属经济区（离岸 200 海里以内海域）释放 200GW+ 资源量，为“十五五”年均新增 30GW 装机奠定基础。专属经济区资源的可行性早已在国 际上得到验证，欧洲国家已大规模开发专属经济区资源，英国、德国、荷兰 94%以上的 海上风电项目位于专属经济区，其中英国专属经济区项目容量占比达 50%以上，单项目 平均规模超 1GW。

3.2 深远海开发核心受益环节与逻辑分析

海缆：深远海开发直接拉动海缆需求。在离岸距离方面，项目平均离岸距离从 2022 年的 22 公里提升至 2024 年的 50 公里，单 GW 项目海缆用量从 60-70 公里增至 100 公 里以上，增幅超 60%。应用更高电压等级（如 500kV 交流或±525kV 直流）和柔性直 流技术的应用，使海缆单公里价值量提升 45%-649%1。具体来看，江苏大丰 H8 项目： 离岸 70 公里，实际送出海缆长度达 124.5 公里（为直线距离的 1.77 倍），采用±500kV 直流技术，单公里价值量较 220kV 交流方案提升约 649%；三峡青洲五、七项目：采用 ±500kV 直流海缆，单公里价值量约 800-900 万元，较同距离的 220kV 交流海缆（约 500 万元）提升 60%-80%。以上海电气为深远海项目设计的柔直海缆方案为例，单位价值量 较传统交流方案提高 3 倍以上。2024 年深远海竞配量超 20GW，以深远海项目为例， 单 GW 海缆投资额约 25-30 亿元（含送出缆和阵列缆），对应海缆市场规模将突破 500 亿元。若考虑更高电压等级和柔直技术渗透率提升，实际规模可能进一步扩大。 管桩与基础结构：深海需求驱动用量激增。以单机容量 16MW 为例，水深每增加 20 米，单桩用钢量需增加近 400 吨，在 80 米水深区域，单桩重量可达 2500 吨以上，较浅 海（20 米）用量翻倍。漂浮式基础（如半潜式、张力腿平台）在 50 米以上水深场景占 比提升，其锚链系统用量较固定式基础增加 3-5 倍。全球最大漂浮式项目“明阳天成号” 采用双叶轮设计，平台排水量 1.5 万吨，锚链用量超 2000 吨，单 MW 用钢量达 120 吨， 因此水深增加将显著提升管桩及基础结构。

漂浮式技术配套产业：漂浮式风电对高端装备需求更高，包括动态海缆、浮式平台 制造等。以动态海缆为例，其抗弯曲、耐疲劳性能要求较静态海缆提升 50%，单价可达 300 万元/公里，较传统产品溢价 30%。2024 年东方电缆投资 15 亿元建设北方海缆基 地，重点布局漂浮式配套产品；金雷股份为西门子歌美飒供应漂浮式主轴，单件价值量 较陆风产品高 40%。 综上所述，深远海开发通过“离岸距离+水深”双维度重构产业链价值分配，海缆、 管桩及漂浮式配套环节有望占据超额收益，预计 2025 年相关环节市场规模增速将达 25%-40%。

3.3 出口：新兴市场将增加国内供给量释放

风电板块受本轮关税影响较小，主要出口“一带一路”相关市场。2025 年 4 月 2 日，特朗普政府宣布实施“对等关税”政策，对中国商品加征 34%的关税，叠加此前因 “芬太尼”问题征收的 20%关税，部分中国商品对美出口总税率高达 54%，但中国风电 设备未被明确列为重点打击对象。 从出口结构看，中国风电企业出口的核心国家主要集中于巴西、南非、乌兹别克斯 坦、沙特阿拉伯等新兴市场，而非美国。根据海关总署统计，2024 年中国风力发电机组 出口金额达 86 亿元，同比大幅增长 70.4%。在风电机组出口的 23 个国家中，排名前五 的分别是沙特阿拉伯(15.02%)、乌兹别克斯坦(13.06%)、巴西(12.48%)、埃及(10.81%) 和哈萨克斯坦(7.20%)，美国市场几乎未贡献份额。这一市场分布特征使得中国风电板块 受本轮关税的直接冲击较小。

出口市场多元化提升抗风险能力。风电企业近年来通过“一带一路”倡议加速布局 新兴市场，形成多元化的出口格局。金风科技在巴西参与多个大型风电项目，远景能源 为沙特阿拉伯 NEOM 智慧城市提供风机，而中车风电则主导乌兹别克斯坦风电场的设 备供应。“一带一路”新兴市场不仅需求增长快，且未受美国关税政策波及。中国风电产 业链自主化程度高，叶片及齿轮箱等关键零部件国产化率超过 90%，叠加东南亚等海外 生产基地布局，进一步规避了关税成本传导风险。 关税扰动难改我国风电长期增长逻辑。美国本土风电市场长期由通用电气、西门子 歌美飒等欧美企业主导，中国风机对美出口占比极低，因此关税政策对头部企业直接影 响有限。根据明阳智能、运达股份等公司年报显示，其美国业务收入占比不足 1%。长期 来看，全球能源转型加速推动风电需求增长，而中国企业在大兆瓦机型、漂浮式风电等 技术创新和成本控制上的优势，仍可巩固其在新兴市场的主导地位。加之中国国内海上 风电装机目标提升（2025 年规划新增 10GW），内需对冲进一步削弱了外部关税压力。

4. 价格：成本下降驱动产业链盈利修复

我国风电行业自 2021 年陆风、2022 年海风补贴退出后全面进入“平价时代”，电站项目收益率下滑倒逼业主向上游传导成本压力，叠加“双碳”政策下产业链扩产潮引发的 产能过剩，风机价格陷入内卷式竞争。根据研究显示，研发投入强度每下降 1%，风机设 备故障率提升 1.2%，运营费用增加 0.8 元/度。长期的过度注重价格竞争，不利于行业 的长久发展。因此主机厂通过超前投标大兆瓦机型以降低成本、提升竞争力，推动机组 大型化进程显著加速。根据中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）数据，2023 年陆风、海风平均单机容量分别达 5.4MW、9.6MW，同比提升 26%和 30%；2024 年 16MW 海上风机实现批量化应用，行业进入“大型化跳步”阶段。根据各公司官网招标相 关情况统计，2023 年海上风电招标以小于 8.5MW 的机型为主，到了 2024 年海风招标 单机容量以 15MW 及以上的大机型为主，15MW 及以上机型同比增长超 50%。预计 2025 年陆、海风单机容量将分别突破 7MW 和 11MW，进一步巩固大型化降本逻辑。

4.1 政策出台价格企稳

2024 年风机价格战导致整机商毛利率普遍低于 10%，部分企业陷入“卖一台亏一台” 的困境，倒逼行业自律与政策干预。2024 年 10 月，12 家整机商签署反低价竞争公约， 国家电投等央企率先调整招标规则，采用“非最低价中标”机制，推动陆风 6.25MW 机型 投标价环比回升 11%，10MW 机型回升 16%。进入 2025 年，风机价格企稳趋势明确， 陆、海风中标均价分别稳定在 1400 元/kW 和 2748 元/kW 左右。与此同时，大兆瓦机型 需求激增带动关键零部件如铸造主轴、大长度叶片、圆锥滚子轴承等环节量价齐升，叠 加黑色系大宗商品降价带来的成本端改善，零部件厂商利润率显著修复。2025 年陆风 8+MW 机型交付占比预计超 25%，相关零部件需求同比提升 30%以上，龙头企业盈利 弹性凸显。

4.2 成本端：大型化驱动降本

机组大型化通过降低单位功率的物料用量，显著摊薄风机成本。以陆风为例，运达 股份披露的风机销售均价从 2020 年的 3000 元/kW 以上降至 2023 年的 1891 元/kW， 降幅达 37%；2023-2024 年国内陆风中标均价进一步从 1589 元/kW 降至 1438 元/kW， 五年内价格近乎腰斩。海上风机价格从 2019 年的 6659 元/kW 降至 2024 年的 2775 元 /kW，降幅 58%。这一趋势加速了行业出清，头部企业凭借规模和技术优势提升集中度， 而中小厂商则因利润率承压逐步退出市场。

4.3 原材料：黑色系大宗商品降价

风电机组作为重资产制造业，其成本结构中钢材、铸铁及铝合金等金属材料占比高 达 80%以上。根据国际能源网统计，塔筒制造依赖热轧板卷（占材料成本 30%-40%），铸件（轮毂、底座）主要使用废钢和铸造生铁（25%-30%），锻件（主轴）需要方坯钢材 （15%-20%），齿轮箱则需齿轮钢（10%-15%）。2021 年“双碳”政策导致钢铁产能收缩， 叠加全球供应链波动，黑色系价格一度飙升，自 2024 年起，铁矿石和主焦煤价格分别 下跌 18%、26%，带动下游钢材价格进入长期下行通道。2025 年，受全球宏观经济疲 软、美元走强及国内粗钢产量调控影响，黑色系大宗价格预计进一步走低，为风电行业 成本端改善奠定基础。

4.3.1 零部件环节率先受益，毛利显著修复

塔筒、铸锻件等环节对钢材价格高度敏感。以塔筒为例，热轧板卷成本占比达 50%- 60%，其价格每下降 10%，塔筒制造成本可降低 5%-7%。2024 年四季度，部分塔筒企 业毛利率已环比提升 3-5 个百分点，预计 2025 年原材料价格进一步下行将加速盈利修 复。铸件龙头厂商（如日月股份）因产能利用率提升及成本优化，单吨毛利有望从 2023 年的 800 元增至 2025 年的 1200 元以上。

4.3.2 主机厂迎来“价格企稳+成本下降”双重利好

2024 年陆风中标价回升至 1400-1500 元/kW，海风达 3200-3500 元/kW，招标价格 企稳叠加钢材成本下降，主机厂毛利率触底反弹。以 10MW 机组为例，钢材成本降低 10% 可减少整机成本约 100 元/kW，对应毛利率提升 2-3 个百分点。金风科技、明阳智能等 企业 2024 年风机业务毛利率已环比提升 1-2 个百分点，2025 年有望修复至 15%-18%。

4.3.3 出口竞争力强化，海外市场加速渗透

国内风机及零部件较欧洲产品价格低 30%-50%，黑色系降价进一步拉大价差。2024 年国内风机出口量达 34.3GW（同比+345%），预计 2025 年将突破 40GW，带动海缆、 塔筒等企业海外订单占比提升至 30%以上。 整体来看，2025 年风电行业迎来“量利齐升”新周期：黑色系大宗降价驱动成本端改 善，陆海装机需求共振（预计陆风 100GW+海风 12GW），叠加技术升级与出口放量， 行业盈利修复确定性高。投资需聚焦成本敏感度高、技术壁垒强的细分龙头，把握盈利 弹性与估值重塑的双重机遇。短期关注零部件环节毛利率反弹，中长期则需重视海外市 场拓展及深远海技术突破带来的增量空间。

编辑：火腿肠