2025年风电行业板块中期策略：短中长逻辑兼备，风电板块性机会明确

核心观点：短中长期逻辑兼备， 坚定看好风电板块性机会

当前时点，我们认为风电板块具备值得坚定看好的短、中、长期三重逻辑：

短期逻辑：强势半年报及下半年业绩展望。年中市场关注度逐渐聚焦企业半年报，风电板块受益于上半年国内项目开工旺盛、 两海收入占比提升、部分零部件提价落地等因素，预计Q2业绩同环比增长普遍乐观，部分在25Q1即展现业绩改善弹性公司的强 势股价表现，对板块形成积极示范效应，且有望在半年报前后向整个风电板块扩散。

中期逻辑（核心）：此前造成风电板块投资体感较差的三大因素，在过去半年到一年内均出现明显反转。

1）风机价格战带动的产业链通缩转向通胀：因风机快速大型化及价格战，21-24年国内陆风机组价格从3000-4000元/kW快速下降至 1000-2000元/kW，带动上游零部件、塔筒等环节一起通缩；然而，伴随大型化趋缓、企业自律、业主对风机质量和运维成本重视 度提升，风机价格从24Q4开始持续回暖，我们统计25年4-5月陆风机组中标均价较24年全年均价已上涨11%；

2）国内海风项目推进确定性大幅提升：受审批拖累，此前江苏、广东等多个重点项目频繁推迟、延期，尽管22-24年海风年均 招标近12GW，但年均装机仅6GW；然而25年初以来，广东、江苏项目陆续启动，浙江等地区深远海示范项目加速推进，25年1月自 然资源部发布文件优化海风项目用海审批，后续新建项目在建设过程中遭遇延期的概率或大幅降低；

3）欧洲海风需求景气度显著回升：此前受成本、利率上行及政策调整滞后影响，欧洲海风项目收益率承压，大量规划中项目 需求释放不及预期，然而自去年下半年以来，在欧洲各国坚定的能源自主可控诉求驱动下，英国、丹麦等国海风政策调整陆续 落地，支持/补贴力度加大，同时利率持续回落，项目收益率逐步回暖，1-5月欧洲海风FID规模同比24年增长107%。

长期逻辑：1）海陆风电出力曲线特征在新能源全面市场化交易背景下的综合电价优势显著；2）即使需求持续高景气，考虑到 技术、资金等壁垒，以及以央国企、海外大型能源集团为主的终端客户结构，风电行业预计将维持相对稳定的竞争格局，难有 大量新进入者出现；3）产业链大部分环节仍有较大的出口替代空间，海外市场提供额外成长性。

需求内强外盛，景气持续向上

531抢装落地，全年装机维持110GW预期。据国家能源局，1-5月风电新增并网约46.3GW，同比+134%，其中5月新增并网 26.3GW，同比+801%。

风电项目建设周期较长，531抢装对下半年需求透支有限，全年装机仍将呈现前低后高的趋势。考虑到新能源入市 对风电项目收益率影响相对较小，预计全年国内风电装机110GW（同比+27%），其中陆风100GW（同比+23%），海风 10GW（同比+78%）。

1-5月招标、核准双旺有望驱动26年需求上修。根据我们不完全统计，1-5月央国企新增风机招标约50GW，同比+27%， 其中陆风44GW（同比+24%），海风5GW（同比+58%）；此外，据每日风电统计，1-5月新增核准风电项目68GW，同比 +72%。招标、核准数据均保持较高水平有望驱动26年需求预期上修。

此外，从历史数据看，招标数据对次年装机具备较强指引效果，但装机数据相对更加平滑。考虑到24年国内超160GW 的天量招标，我们认为即使下半年招标有所下滑，26年国内风电需求仍将保持100GW水平。

项目开工规模较大，年内10GW装机预期较强：根据各省 海事局发布的航行通告，我们统计目前未公布并网消 息且处于海上施工阶段的海风项目共计约9.7GW，年内 10GW海风装机完成确定性较高。

政府工作报告拔高海风地位，项目开发阻力有望减轻。2025年3月，国务院总理李强总理在第十四届全国人民代表 大会上作政府工作报告，明确提出“发展海上风电”，这也是海上风电第一次被写入年度政府工作报告。此外，年初 以来地方层面的相关利好政策文件及会议也持续涌现，如浙江省全省省管海域海上风电调度例会提到“省委省政府 高度重视海风建设” 等等。

深远海示范项目推进较快：2024年以来，浙江，上海、山东等地区首批深远海示范项目进入正式推进流程；其中进 度较快的浙江2GW苍南Z15项目已于6月初完成风机中标公示，年内有望开工建设。

随着示范项目陆续推进建设以及后续的深远海规划、开发管理办法发布，我们认为“十五五”期间海风需求空间有望 进一步打开，年装机规模预计将提升至15-25GW。

随着136号文落地，风电凭借更优的发电曲线及度电成本有望在未来新能源装机结构中实现更高的份额。 1）从目前部分实现市场化交易的省份运行情况来看，风电凭借更优的发电曲线在电力市场交易中平均价格仅下降 至200-300元/MWh，光伏交易均价则普遍下降至200元/MWh以下； 2）从度电成本的角度，根据水利水规总院报告显示，2024年国内陆上风电项目平均度电成本为0.18元/kWh，低于集 中式光伏的0.20元/kWh。随着新能源全面入市，风电有望凭借更高的收益率从而维持较高的需求景气度。

欧洲海风市场化程度较高，项目决策依赖于收益率是否达标，除场址禀赋外，影响收益率的三个外部指标分别是 资本开支、利率、电价：1）资本开支略有承压：供应链问题+金属原材料上涨推动风机、单桩价格上行，项目资本 开支有所承压；2）利率持续降低：欧洲基础利率持续下降，贷款利率压力持续改善；3）补贴力度加大、CfD电价 有所提升：英国AR6修改招标价格上限，丹麦、立陶宛等国家2024年招标失败后，在2025年新一轮招标中规则有望修 复。我们测算2025年典型英国海风项目IRR约8%（关键假设：单位资本开支4600欧元/kW，上网电价97欧元/MWh，贷款 利率3.7%），项目收益率逐步回归合理水平。

依次看好整机、两海、零部件三条主线

基本面持续向好，盈利改善驱动逻辑进一步强化，看好陆风高价及两海高盈利订单交付占比逐季度提升。 国内陆风价格回暖趋势延续：2025年4-5月国内陆风（不含塔筒）加权中标均价为1589元/kW，同比24Q1+12.4%，环比25Q1+7.2%； 除中标项目功率结构变化外，各功率段价格同比24年均维持较好水平。 国内海风开工加速：江苏、广东重点项目陆续启动海上施工，年内10GW吊装规模确定性较高。 海外需求持续高景气：据每日风电不完全统计，1-5月国内整机企业海外新签订单7.6GW，同比+189%。

看好陆上风机价格维持较好水平，对整机企业而言： 1）136号文发布后，新建（非存量）电站转让单W净利将逐步下降，制造端盈利对整机企业业绩重要性提升； 2）2022-2024高强度价格竞争后，头部企业市占率变化均相对较小，根据CWEA吊装数据计算，2022-2024 TOP5各自市占 率变动较小。

看好陆上风机价格维持较好水平，对开发商而言： 1）风电度电成本较低，开发收益率较高：根据水规总院统计，2024年平均单位造价约4200元/W（同比-6.7%），对应 平准化度电成本约为0.18元/kWh，即使按照全面市场化交易均价来看仍有收益空间； 2）产品质量提升收益率同样提升：据中电联数据，24年国内风机等效可用系数同比下降0.31pct，风机可靠性重要程 度凸显；根据我们测算，若风机价格提升100元/kW同时风场可利用系数提升1.5pct，项目IRR基本保持不变。

技术迭代、壁垒升级，龙头在手订单创新高。截至2025年4 月，东方电缆“海缆及高压陆缆”在手订单约115亿元，其中海 缆在手订单预计近100亿元。随着Q1以来海风项目密集开工， 公司订单有望逐步兑现。此外，据我们不完全统计，2025- 2026年潜在待的招标高附加值海缆项目规模超15GW，头部海 缆企业有望凭借技术、区位布局优势进一步加速订单获取。

从欧洲海风项目推进流程来看，从项目开始施工到并网大约需要2-3年时间，基础/海缆等重要设备招标（供应商 确认）至少需要提前并网节点3-4年。 我们对欧洲各海风项目是否已确认基础环节供应商进行梳理，统计得到2028-2030年未确认基础供应商的项目规 模分别为1.9、7.4、12.1GW。从欧洲基础签单历史来看，小项目单桩招标提前约3年，超过1GW的大项目单桩招标至少 需提前4年，据此测算2025-2027年欧洲海风基础招标规模分别为9.7(1-5月确认1.9GW）、9.6、13.4GW。

报告节选：

编辑：火腿肠