行业层面：2025 年 1-12 月风电设备（（万万）板块累计上涨 44.83%，跑赢大盘表现。 截至 2025 年 12 月 30 日收盘，风电设备（（万万）年累计上涨 44.83%，同期沪深 300 指 数上涨 18.21%，风电设备板块表现大幅跑赢大盘。
纵向比较，风电内部，全年看海陆机会相当。据我们统计，2025 年 1-12 月风电板块上 涨约 51.5%，同期海风板块上涨约 47.4%，涨幅相当。再具体细分，海风板块在 2025 年 4 月至 2025 年 7 月中表现较佳，主要受益于国内外海风共振（欧洲海风交付加速、 政策补贴，国内开工加速）；2025 年 7 月中至 2025 年 9 月上旬，陆风板块表现更佳， 主要受益于国内风电业绩持续改善、风电主机价格持续上涨。
公司层面：分公司看，2025 年 1-12 月以来风电板块涨幅前三（市值高于 50 亿元）为大 金重工、新强联、金风科技(H)，分别累计上涨 160.52%/123.42%/110.95%；跌幅前三 为天顺风能、三一重能、中船科技，累计下跌 13.3%/16.6%/17.1%。核心区别在于业绩 表现，2025 年前三季度，新强联利润同比+1940%、大金重工利润同比+215%、金风科 技利润同比+44%。
2.1 国内：看好中长期风电需求攀升，预期海风“十五五”规划即将落地
2.1.1 新能源全面入世，需求向风电倾斜
如何看待中长期风电需求，主要从短期、中长期两个维度判断。 短期：风电核准、招标持续增长，支撑 2026-2027 年风电建设。中长期：风电出力曲线与负荷需求匹配度较高、市场化竞争电价波动性小，“十五 五”风电在新能源装机占比有望提升。 风电核准量指引招标，招标量指引装机量，2026-2027 年风电装机预期持续高增。陆 上风电一般提前 1 年招标、海上风电提前 2 年招标。2024 年陆上风电/海上风电招标 152.8/11.3GW，在 2025 年前三季度分别实现 97/5GW 招标。风电核准后 2 年需要开工， 因此核准量可指引招标节奏，2024 年陆上风电/海上风电核准 118/17.6GW，均较 2023 年同比增长，2025 年 1-11 月陆上风电/海上风电分别实现 124/8.6GW 核准，海风当前 储备量较大，因此 2026-2027 年风电需求有望持续高增。
风电波动性较小，“十五五”风电在新能源装机占比有望提升。据国家电网监测数据显示， 其经营区域内风电发电的日最大波动率高达 23%，光伏发电更是达到 54%。风电因出 力曲线与负荷需求匹配度较高，其市场化交易电价波动相对平缓；而光伏发电受峰谷时 段划分及系统调节能力制约，在部分区域面临较大的电价波动风险。极端天气下的出力 骤变对电力系统实时供需平衡构成重大威胁，风电从发电本质上较光伏更受电网喜爱。
风电电价受 136 号文件影响小，风电开发积极性更高。2025 年 2 月 9 日，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》，新能源电站电价全面入市。根据兰木达电力现货，2024 年山西、山东、甘 肃、蒙西风电均价分别为 0.27、0.27、0.19、0.37 元/度，较光伏均价高 27%、58%、 51%、6%，风电现货价同比下降幅度亦低于光伏。对比风光出力曲线，风电市场化交易 电价受 136 号文件影响相对较小。136 号文下发后，其明确的新能源全电量入市，可能 会进一步提升业主对风电开发的积极性。
2024 年风光下发指标中，风电占比已经达到 60%+。据风芒能源根据公开信息不完全 统计，截至 2024 年 12 月 31 日，2024 年共有 22 个省市下发 287.04GW 风、光指标。 其中，下发风电指标超 183GW，下发光伏指标约 98.84GW，下发其它类型新能源指标 （如光热、较难区分风光指标类型等）5.2GW。 2025 年 136 号文件下发后，风电倾向性明显。据风芒能源根据公开信息不完全统计， 统计截至 8 月 20 日，2025 年以来，全国已有 20 个省（区）下发 157.8GW 新能源指标。 其中确定类型的风电指标约为 51.6GW，光伏指标约为 69GW，未限定新能源类型的指 标约为 36.95GW。在新能源快速入市，风电电源优势凸显背景下，不少省份如贵州、天 津、河北、江苏等地，从青睐光伏转变为优先发展风电，开发风电倾向性明显。
“十五五”风电装机占新能源装机比例有望提升至 1/2。目前风光比例约 1：3，此前 “十二五”、（“十三五”分别约 2：1、3：4。风电装机占比大幅下跌。考虑到风电间歇性、 随机性更小，以及风电电价受 136 号文件影响小，因此我们预计“十五五”新能源装机 向风电倾斜，风电装机占新能源装机比例有望从 26%提升至 50%，甚至 60%。
“十五五”风电装机均值有望达 130GW：从 EIA、国内的水科院、电网研究机构、相关 专家预测数据，“十五五”新能源目标或应定在 30 亿千瓦，截至 24 年底新能源装机量 约 14 亿千瓦，2025 年预期增长 3 亿千瓦，则“十五五”总计新增约 13 亿千瓦，单年装 机约 2.6 亿千瓦；其中十四五风电新增占比约 26%，后续“十五五”有望提升至 50%， 则“十五五”期间，风电单年装机有望达 130GW。
2.1.2“十五五”重点提及向海发展，海风规划有望加速
海上风电被多次提及，上层重视度或提升。3 月 5 日，十四届全国人大三次会议在北京 人民大会堂开幕，国务院总理李强作政府工作报告，首次明确提出“发展海上风电”，标 志着我国海上风电产业上升至国家战略高度。8 月 13 日，发改委正式启动 “十五五”海洋经济发展规划编制工作，其中重点强调海洋产业结构调整将成为重要发 展方向、海上风电产业将获得大力发展支持。截至 2025 年 3 月 9 日,海风储备项目超 100GW，“十五五”年均装机有望达 20GW，较“十四五”翻倍。 用海管理（“总则”落地，为海风发展肃清道路。2025 年 1 月，自然资源部《关于进一步 加强海上风电项目用海管理的通知》，明确“单 30”政策——新增海上风电项目应在离 岸 30 千米以外或水深大于 30 米的海域布局。通知进一步规范海上风电项目用海管理、 审批，促进海上风电产业持续健康发展。
2.2 海外：海风看欧洲，陆风看亚非拉等市场
2.2.1 欧洲海风景气度仍在，浮式需求加速
欧洲海风景气度提升，主要是政府倾向加强，一是加强规划、二是提出补贴。核心数据 拍卖量、FID 等跟踪显示，欧洲海风迈入高增建设周期。 2025 年欧洲多个国家推动大规模海上风电发展计划，总规模近 100GW。英国公布第七轮合同差价机制（CfD）分配拍卖 AR7 预算方案固定式海上风电 9 亿 英镑，漂浮式海上风电 1.8 亿英镑，根据政府调整后的模型，这一预算预计可支持： 固定式海上风电约 6GW 容量、漂浮式海上风电约 570MW 容量。截至 2025 年 11 月，英国已有 28.2GW 的 CfD 合同在手。 德国公布 2025 版海上风电场址发展规划，计划 2035 年海上风电装机容量达到 40GW、2045 年达到 70GW。根据最新规划，从 2025 年开始，德国将在未来四年 内启动 10 个风电场址的拍卖，总装机容量高达 12GW。 丹麦能源署推动 3GW 基于 CfD 的海上风电招标并展开市场磋商； 荷兰风电行业敦促政府通过差价合约和工业电气化等措施，确保荷兰海上风电建设 达到 21GW 规模； 爱尔兰启动海上风电发展评估，预计沿海最多可开发18GW新的固定基础海上风电， 加上漂浮式可超 90GW； 苏格兰更新海上风电计划并启动磋商，海上风电总规模超 35GW； 意大利政府颁发 1.1GW 漂浮式海上风电项目许可。 CfDs 确保海上风电开发收益率、降低开发风险。在 CfDs（双边差价合约）模式下，项 目所售电力可获得固定价格，市场价低于固定价时政府补偿差额，超出此价格部分的电 力收入将返还给政府。根据 Ørsted 的白皮书显示，若合约设计合理，CfD 机制可使资本 成本下降 2%，并显著提升项目的可融资比例。与之相对应的是“负出价”机制，需要开 发商需向政府支付高额场址使用费，却没有补贴保障，导致项目风险与收益严重失衡， 以德国为例，原计划 2025H2 在 N-10.1 和 N-10.2 海上风电场址授予 2.5GW 拍卖，因 8 月份未收到任何投标而失败；2024 年德国有 457 小时出现负电价，最低跌至-135 欧元 /MWh，长约市场信心受挫。
2025 年开始欧洲 CfDs 补贴增多。2025 年下半年，计划拍卖的包括英国、法国、波兰、 爱尔兰、立陶宛都将采用 CfDs（（双边差价合约）模式。丹麦原 2025H1 拍卖流拍后重启， 此前采用负出价模式，本次修改为 20 年 CfD 模式。荷兰正参照英国海上风电拍卖模式 引入 CfD 机制，由于实施 CfD 机制需修改立法，荷兰气候部将着手准备相关程序，并视 推进速度在 2027 年引入 CfD 机制。 2025 年欧洲海上风电拍卖量高企，有望超 19.5GW。拍卖量属于政府或监管机构主导 的海上风电资源分配环节，标志着海上风电进入正式开发、建设阶段，可用于前瞻欧洲 海风景气度。2025 年上半年，德国实现 1GW 拍卖量，截至 2025 年 12 月 19 日，德国 已实现 1GW 拍卖、法国实现 1.5GW 拍卖、波兰实现 3.4GW 拍卖、爱尔兰实现 900MW拍卖，总计约 6.8GW。此外还有约英国的 6.6GW、法国 2.5GW、丹麦 2.8GW、立陶宛 700MW 等待结果落地。2025 年预计约有 19.5GW 将落地拍卖结果，与 2024 年 19.9GW 几乎相等。
2025 年欧洲海风 FID 已实现翻倍。FID 最终投资决策是项目投资周期中的核心节点， 指项目投资方（企业、联合体或政府）在完成可行性研究、技术论证、融资方案落地、 风险评估等全部前期工作后，正式批准项目开工建设并承诺投入资金的最终决策行为。 由于海上风电场规模通常非常大（大部分 GW 级别），因此每年 FID 量波动很大。2025 年总计 5.6GW 海上风电场落地 FID，包括波兰 Baltica2（（1498MW）、BaltykII（（720MW） 和 BaltykIII（（720MW）、英国 InchCape（（1080MW）、德国 Nordlicht1（（980MW）和Nordlicht2 （630MW）。
2026 年欧洲海风装机有望实现大幅增长，预期 2029 年再次迎来高增。参考 GWEC 和 WindEurope 对欧洲海上风电装机预测，我们预计 2025 年欧洲新增海风装机 4.4GW， 2030 年新增海风装机 11.8GW，CAGR 达 22%。2026 年欧洲海风装机达 8.55GW，同比 +96%，2027-2028 年装机相对平稳，2029 年新增装机再次迎来大幅增长。
利率是欧洲海风成本上行的重要原因之一。材料成本增加、通货膨胀、利率和竞争性海 底招标提高了对 LCOE 预期，以德国 2020 和 2023 年海上风电 LCOE 成本对比，2023 年 德国海风项目度电成本约为 90-95 欧分/MWh，较 2020 年上涨 40%-60%，其中融资成 本增长 95%，占比增长 10pcts，利率带来的成本变动最为显著。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
