国金电新姚遥丨风电整机专题

作者：姚遥

摘要

■ 投资逻辑

市场对风电行业25年强势量价表现持续性的担忧，造成整机公司股价远未充分反映其潜在盈利改善弹性。24Q4以来，国内陆风机组中标价格持续回暖，我们统计今年1-7月陆风机组中标均价为1552元/kW，较24年全年提升9%，但相关企业股价却并未充分反映这一强势价格表现能够为企业盈利带来的巨大弹性潜力，我们认为主要由于市场对明年需求不确定性以及本轮价格上涨持续性的担忧，这也是当前市场对风电板块尤其是整机环节所存在的巨大预期差。

需求端预期差：多项前瞻指标正逐步验证26年国内陆风需求仍有望实现同比正增长。市场认为25年风电需求旺盛主因十四五末年抢装，并由此判断26年陆风需求存在较大的下行风险，但我们认为：在全面市场化交易的背景下，风电出力曲线优势和非技术成本压缩空间将令其维持较高收益率的能力显著强于光伏，从而令十五五期间国内新能源电源的投资重心向风电倾斜。结合近期多维度数据验证，我们认为作为十五五开局年的26年国内陆风需求仍有望保持增长：1）作为比风机招标更前置的指标，1-7月风电核准规模达106GW，同比+37%显著指引26年需求乐观；2）大唐近期启动规模高达10GW的25-26年度陆风机组框采，同比+67%；3）24年风机招标高达164GW、25年1-7月仅央国企招标约60GW，即使25H2招标量因市场化交易政策过渡期而阶段性维持低位，仍足以支撑26年装机保持增长。

价格端预期差：整机企业与业主“双向奔赴”，看好本轮风机价格上涨持续性。市场认为本轮风机价格回暖主要因为今年需求好、风机企业订单饱满，但我们认为：除了需求高景气的因素外，风机涨价更是整机制造商和运营商业主的“双向奔赴”。1）整机企业端：持续多年的风机大型化赛跑和价格战后，风机企业制造业务盈利普遍承压，自律挺价意愿强烈， 24年10月签署《自律公约》后投标价格回暖趋势显著；2）业主端：风机过快的大型化和低价竞争，导致运维成本和风机故障/事故率提升，业主有动力、也实际愿意为高可靠性产品支付溢价，部分央企已带头修订招标规则中价格分的评判标准，在发改委提出“深入推进招标投标制度改革”的背景下，招标机制的优化有望扩散，并支撑风机价格持续回暖。3）在6-7月风机招标规模因136号文后下游阶段性观望情绪而同环比下降后，7月中标价格仍然环比持稳，初步验证需求端高景气并非本轮风机价格上涨的唯一因素。

盈利弹性释放节奏：25年看规模效应带动费用端下降，26年风机制造毛利率弹性有望大幅释放。考虑到24年风机整体均价回暖幅度有限，我们预计25年整机企业制造端毛利率弹性相对较小，但在2025年行业装机30%增速的预期下，测算头部整机企业销售+管理费用率有望下降1-2pct；随着24Q4&25FY涨价订单陆续进入交付确收阶段，我们坚定看好26年整机企业制造端毛利率显著改善。

出口+海风构筑中长期成长性，高盈利订单占比有望提升。我们认为，虽然后续国内陆风装机增速或逐步放缓，但海外市场及国内海风仍将支撑整机公司中长期的成长性。1）海外：国内整机企业技术、成本已逐渐实现领先，并且在订单层面已实现放量（24年新增海外订单约28GW），考虑到海外交付周期一般2-3年，预计26-27年交付有望放量；出海下一站看好国内头部企业进军欧洲海风市场，明阳智能已获取近4GW订单，2）海风：年内中央多次强调海洋经济，重点省份深远海示范项目推进加速，当前国内海风项目已核准未开工项目达35GW，新一轮海风竞配持续落地，看好十五五周期海风装机需求持续向上，年新增装机中枢有望从十四五期间的不到10GW提升至20-25GW。

风险提示

价格竞争加剧、原材料价格上涨。

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目录

一、年初至今风机量价表现强势，但并未被充分定价

二、预期差一：多项前瞻指标验证26年需求有望实现同比持平甚至正增长

三、预期差二：整机企业与业主“双向奔赴”，看好本轮风机价格上涨持续性

3.1 企业盈利诉求是本轮风机价格上涨的核心

3.2 业主端有空间、也愿意接受价格上涨

四、盈利改善节奏：费用端下降及制造端盈利改善有望贡献可观弹性

4.1 25年风电装机预计超110GW，量的高增主导25年盈利弹性由费用端贡献

4.2 高价订单陆续进入交付阶段，26年整机制造端弹性有望释放

五、海风、出海发展提速，两海占比提升贡献中长期成长性

5.1 出海持续加速，在手项目陆续进入交付周期

5.2 深远海加速推进，看好十五五国内海风发展

六、风险提示

正文

一、年初至今风机量价表现强势，但并未被充分定价

市场对风电行业25年强势量价表现持续性的担忧，造成整机公司股价远未充分反映其潜在盈利改善弹性。24Q4以来，国内陆风机组中标价格持续回暖，我们统计今年1-7月陆风机组中标均价为1552元/kW，较24年全年提升9%，但相关企业股价却并未充分反映这一强势价格表现能够为企业盈利带来的巨大弹性潜力，我们认为主要由于市场对明年需求不确定性以及本轮价格上涨持续性的担忧，这也是当前市场对风电板块尤其是整机环节所存在的巨大预期差。

二、预期差一：多项前瞻指标验证26年需求有望实现同比持平甚至正增长

部分市场观点认为25年风电需求旺盛主要因为十四五末年抢装，同时参考16年及22年两次风电抢装后行业装机均有所下滑，由此判断26年国内陆风需求存在较大的下行风险。

我们认为本轮风电装机周期与前两轮周期存在较大区别，2015及2021年风电项目的抢装主要由上网电价机制改革引起，改革后风电项目收益率的下降是装机需求下降的主要原因。而25年的风电需求爆发虽然同样由上网电价机制改革引起，但爆发的原因主要来自新能源入市后，风电受益于出力曲线优势及低度电成本优势实现相对光伏项目的超额收益，从而导致了业主端光伏、风电装机结构的切换，且这种结构切换带来的需求具备很强的持续性，因此并不会出现前两轮风电装机周期中需求下降的情况。此外，结合多口径的数据验证，我们认为 26 年国内陆风需求仍有望维持增长。

逻辑一：头部整机企业在手订单饱满，即使25H2招标同比大幅下滑26年项目需求也有支撑。根据金风科技业绩演示材料，24年行业新增招标164GW，同比+90%。招标放量带动整机企业在手订单迅速提升，截至25Q1，金风/运达/明阳在手订单分别为51/43/42GW，考虑到三家公司24年吊装市占率分别为21.5%/13.2%/14.1%，合理推算25Q1行业在手订单预计在200GW以上。

我们预计2025年国内风电装机大概率在110GW以上，考虑到整机企业超200GW的在手订单，预计将约60-80GW项目递延至2026年安装释放。此外，根据我们不完全统计，1-7月仅央国企新增风机招标规模就达60GW（考虑民企及部分央国企邀请类招标预计在70GW以上），叠加递延项目，即使8-12月行业无新增招标，到年底行业在手订单也有130-150GW，从而支撑明年行业装机同比继续维持较好水平甚至正增长。

逻辑二：1-7月核准数据同比大增，指引26年需求乐观。风电项目采用核准制，项目需要在核准后才能建设并网，因此项目先核准再招标设备，核准口径可以视作招标规模的前瞻指标。根据每日风电不完全统计，1-7月新增核准风电项目106GW，同比大幅增长37%，指引后续招标规模及26年行业需求乐观。

逻辑三：头部央企框采规模同比大增，指引26年需求乐观。7月22日，大唐集团发布2025-2026年风力发电机组年度框采，本次框采规模10GW，同比增长67%。从前两年的招标来看，框采结束后会再根据各个项目向框采中标供应商发布招标公告，且最终落地的项目规模基本与框采规模一致，因此我们认为风机框采的规模可以看作是业主方对于下半年及明年上半年项目招标体量的简单估计。

综上所述，我们认为当前招标端的下滑主要由于136号文带来的短期的下游观望性情绪，核准规模及头部央国企业主框采高增指引招标端有望逐步回暖；同时，在行业整体在手订单饱满的情况下，即使下半年招标规模同比大幅下降，2026年国内风电装机仍大概率维持同比持平甚至正增长。

三、预期差二：整机企业与业主“双向奔赴”，看好本轮风机价格上涨持续性

3.1 企业盈利诉求是本轮风机价格上涨的核心

不同于市场普遍认为“本轮风机价格上涨主要由需求爆发影响，若需求下降，价格将会回落”，我们认为尽管需求端的高景气对价格上涨有一定积极作用，但本轮风机价格的回暖更多的还是来自于整机企业战略重心由份额诉求向盈利诉求的转变。

复盘2022-2024年，在行业风机价格保持高强度竞争的同时，从头部企业市场份额基本保持稳定，我们认为当前条件下，仅通过价格竞争实现出清较为困难，因此企业的经营战略有望从份额扩张转向盈利导向。

此外，随着136号文带来的电站出售价格下降以及出手难度增加进一步加强了整机企业对于制造业务盈利的诉求。在过去的三年期间，电站转让业务作为整机企业稳定的利润来源，实际上充当了价格战期间各企业的“血包”角色，通过弥补制造端的亏损支撑企业进行较高强度的价格竞争。136号文发布后，新能源项目上网电价由机制电价及所在区域内同类型项目平均交易均价两个部分组成，项目收益确定性相较平价时期明显降低，进而导致风电场作为资产出售的价格出现较强的下行风险。

2024年10月，中国可再生能源学会风能专业委员会组织12家整机商签署《自律公约》；2025年1月新春茶话会上，协会秘书长秦海岩指出，10MW机组成本为1200元/kW。从自律协议签署以来，整机价格持续回暖，以此前价格竞争最为激烈的10MW机型为例，2025年上半年中标均价基本维持在协会要求的1200元/kW成本线上，低于成本销售的现象得到有效遏制。我们认为较强的行业自律能力基本反映了当前整机企业整体的经营战略转变。

3.2 业主端有空间、也愿意接受价格上涨

大型化发展助推风电项目成本持续下降，为风机提价提供空间。复盘过去四年内风机价格发展，我们认为除了份额竞争外，另外一点很重要的因素来自于业主端由于风电上网平价带来的降本压力，在风电成本受益于大型化实现快速下降的当下，我们认为这部分压力在近两年也有明显的减轻。根据CWEA数据显示，2021-2024年国内陆风新增吊装机组单台功率由3.1MW/台提升至5.9MW/台，海风机组由5.6MW/台提升至10MW/台，整机大型化发展速度远快于2014-2020年。受益于风机大型化带来的风机价格下降以及其他建设费用的减少，陆风项目平时单位造价由2021年的6220元/kW下降至4200元/kW，降本幅度接近三分之一。

根据龙源设计院数据，假设采用当前应用最为广泛的5MW/6.25MW机型，当前国内地理条件较好的风电项目单位投资成本约在4-5元/W左右，若采用降本效果更好的10MW机型，项目的单位投资成本有望来到3-4元/W。从项目成本结构看，风机成本占比仅在30-40%左右，当前的风机5%-10%上涨幅度来看，对应项目成本影响仅在0.1-0.2元/W。

当前市场普遍担心新能源入市落地后业主将会更加注重成本端的把控，从而认为本轮整机价格上涨不具备持续性，但从项目收益率测算来看，整机价格的涨幅对收益率影响较小。

从2025年1-4月部分运行现货市场的省份交易情况来看，各省风电项目市场化交易均价普遍较当地煤电基准价更低，但大部分省份交易均价均落在0.30元/kWh以上，仅有甘肃一个地区交易均价低于0.25元/kWh。考虑到风电在一天内出力时间分布相对较为分散，我们认为后续风电项目入市比例进一步提升后大多数省份交易均价下跌空间有限，预计国内大部分省份交易均价仍能维持0.25元/kWh以上。

在此假设基础上，根据龙源设计院测算，在项目年可利用小时数2000-3200h的前提下，若要满足开发商7%的内部资本金IRR水平，项目的最高单位投资分别为4233-7200元/kW，均高于当前应用6MW及以上风机的项目建设成本。

同时，从风电项目成本来看，设备端的成本在项目成本占比中仅占64%，其余非技术成本占比达36%。考虑到非技术成本中有很大一部分来自于各地的路条费，我们认为在136号文落地背景下，非技术成本有望为风机涨价提供空间。

产品质量提升具备经济效益，业主有动力，也实际愿意为高可靠性产品支付溢价。

在过去几年内，受风机过快的大型化和低价竞争影响，行业内风机故障/事故率持续提升，进而带动风电项目可利用系数下降，运维费用持续提升。根据CWEA统计，2013—2023年中国风电行业发生的倒塔、火灾烧毁、关键部件失效等大型事故数量呈上升趋势，其中2021-2023年分别为95、114、130起。从项目收益率的角度出发，提高整机产品的可靠性及风电场的可利用系数对项目收益率提升作用明显，根据我们测算，风电场可利用系数每提升1.5pct对应项目单位资本开支下降约100元/kW。

从过去三年央国企招投标数据看，业主端也愿意为具备为高可靠性产品支付溢价。

我们统计了2023-2025年7月中标的一千余个风电项目，总计规模超200GW，并按照以下标准将这些项目分为三类：1）高价中标项目：中标企业报价高于其余任意中标候选人，这意味着即使部分企业提出更低的报价，业主端也选择了更高报价的企业中标；2）超低价中标项目：中标企业的报价是候选人中的最低报价，且报价低于其余中标候选人报价的平均值幅度超过5%；3）其他项目：不属于以上两种中标结果的项目，包括中标企业报价低于中标候选人报价平均值的幅度小于等于5%/项目定标时未公布中标候选人报价/只有一个中标候选人。

从结果来看，优质企业已经凭借良好的产品建立溢价。以金风科技为例，其在全国累计吊装量中占比约23%，但在中电建评选的全国“优胜风电场”占比达33%，验证其产品的可靠性。从中标结果看，对比其余整机企业，金风科技在过去两年半的时间里超过50%的项目为高价中标，同时仅有约5%的项目为通过超低价报价实现中标，中标结构远好于其余整机企业。

除了对优质产品给予一定溢价外，头部央国企业主也逐步启动对招投标机制的改革，进而推动产业健康发展。2024年11月开标的国家电投集团2024年第二批陆上风力发电机组规模化采购项目采用了更新的招投标评分标准，不再以最低价为评标基准价，而是以有效投标人评标价格的算术平均数再下浮5%作为评标基准价。招投标机制的修改对整机价格回暖起到了较为明显的作用，以今年6月初国电投2025年第二批陆上风机规模化采购为例，开标的27个标段中，除了标段5、6外，其余标段平均价格均超2000元/kW。

中央反内卷扎实推进，看好风机招投标改革逐步扩散。7月24日，国家发展改革委、市场监管总局联合发布《中华人民共和国价格法修正草案（征求意见稿）》，明确禁止商品以低于成本的价格销售；8月1日，国家发改委举行新闻发布会，明确提出“依法依规治理企业无序竞争，推进重点行业产能治理，规范招标投标，加强对中标结果的公平性审查”。

从风电下游结构来看，由于项目审批制度为核准制，对开发商要求较高，因此超过九成的风电项目业主为央国企开发商。在中央反内卷力度持续加大的背景下，我们认为央国企业主将会大力执行中央要求的反内卷相关措施，看好风电项目招投标改革有望逐步扩散。

四、盈利改善节奏：费用端下降及制造端盈利改善有望贡献可观弹性

4.1 25年风电装机预计超110GW，量的高增主导25年盈利弹性由费用端贡献

根据我们不完全统计，2024年国内陆风机组中标均价为1418元/kW，同比下降约8%。但结合各功率段中标均价来看，2024年的行业中标均价下降主要受结构变化影响，其中单价较高的5.XMW及更小的机型在中标项目占比中下降约18pct，而单价较低的8.XMW及更大的机型占比提升约18pct。同时，考虑到2024年竞标的8MW及以上功率段机组中标均价低于此前行业协会划分的1200元/kW盈亏平衡红线，预计部分订单实际毛利率可能较低，因此我们预计25年整机环节整体制造端盈利修复的幅度或相对较小，装机增长带来的费用端规模效应将实现较强的正面盈利贡献。

531抢装落地带动上半年装机高增，全年风机吊装规模大概率110GW以上。据国家能源局，上半年国内风电新增并网约51.4GW，同比+99%。考虑到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%）。

复盘17-24年头部四家整机企业历史收入及费用率可以发现，收入规模和费用率存在较强的负相关线性关系。我们认为在25年国内风机吊装同比30%的增速背景下，整机企业收入规模的增长将助推企业费用端实现明显下降。

根据历史数据测算，假设25年头部整机企业收入规模增长20-30%，测算销售+管理费用率将实现1-2pct的下降，从而贡献可观业绩弹性。

4.2 高价订单陆续进入交付阶段，26年整机制造端弹性有望释放

从风电项目推进节奏来看，大部分项目从中标到交付的时间周期在一年左右，但由于部分项目推进节奏原因，实际每年会有部分项目交付周期递延到第三年进行交付。根据伍德麦肯兹，截至2024年底，国内头部十家整机企业23年定标陆风项目中仍有23%的项目还未开工。考虑到2024年风机招标规模达164GW且风机价格上涨从Q4开始，我们认为涨价后项目或大多递延至2026年交付，2025年制造端修复趋势相对较小，预计涨价带来的盈利弹性将主要在2026年集中释放。

整机企业每年会通过商务采购、技术优化两种路径实现一定程度的降本，以运达股份为例，2019-2024年前三季度各功率段风机成本均呈现比较明显的下降趋势。2025年受行业需求爆发影响部分环节如铸件、叶片成本略有上升，但头部整机企业依然通过诸如传动链技术模式切换等技术升级实现了良好的降本，预计全年制造端成本或仍保持下降的趋势。展望2026年，我们认为在需求端大概率保持平稳的背景下，成本端各环节涨价的可能性相对较小，技术升级优化将带动制造成本实现明显下降。

我们假设当风机价格在1418元/kW时项目毛利率为6%，则当价格提升5-10%项目毛利率提升至10.5%-14.5%，对应毛利率弹性4.5-8.5PCT。但考虑到风电项目执行具有延续性，26年确收项目中或仍然存在低毛利率项目，叠加降本保守预计头部整机企业制造端毛利率或将普遍实现3pct以上的改善幅度。

五、海风、出海发展提速，两海占比提升贡献中长期成长性

5.1 出海持续加速，在手项目陆续进入交付周期

国产风机性价比凸显，整机出海替代大势所趋。随着国内整机企业技术持续迭代，逐步从跟随学习西方整机企业向替代西方整机转变。一方面，2020年以来，西方头部整机企业如Vestas、Nordex、西门子歌美飒受海外能源价格高涨，产业链通货膨胀影响，整机制造业务普遍面临持续的财务压力，迫使他们逐步放弃亚非拉等利润率较低的市场，将业务重心转移回盈利较好的欧美本土市场，为国内企业出海留下较大空间。另一方面，国内整机企业受益于本土完整的供应链以及较低的原材料价格，能够实现更快的交付速度以及更低单价，从而在亚非拉市场具备较强的竞争能力，据BNEF数据显示，国产风机在海外签单价格较西方风机低30%。

根据CWEA及S&P Global统计，2023年国内风机出口规模约3.7GW，新签海外订单约7GW。进入2024年后国内风机企业海外签单进一步加速，根据每日风电不完全统计，2024年国内整机企业共中标或签约海外风电项目规模达28GW，同比增长超300%；2025年1-7月整机企业海外中标或签约项目规模超15GW，同比保持翻倍增速。我们认为当前国内的整机企业不管是在产品性价比还是技术上均已具备与西方头部整机企业竞争的能力，随着国内风机企业出海加速，海外市占率有望持续提升。

欧洲海风市场取得突破，看好渗透率持续加速。2024年7月，德国业主Luxcara宣布将明阳智能签订海上风机首选供应商协议，国内整机企业首次获得欧洲海风项目批量化商业订单，截至2025年7月，明阳智能在欧洲海风市场已斩获近4GW的海风机组订单。

我们认为明阳智能能够突破欧洲海风市场主要有两点原因，一是在欧洲整体海风成本持续升高的背景下，业主迫切的需要更大兆瓦以及更便宜的风机以实现降本，二是随着国内整机企业前期海外项目运行顺利，其可融资性已经逐步得到欧洲本土金融机构的认可。

从成本端看，受欧洲本土钢板等原材料上涨及供应链压力影响，2022年以来海风项目成本中风机、单桩价格有所上涨，项目资本开支有所承压。根据国投电力公告披露，2025年1月完成最终投资决策的英国Inch Cape项目动态总投资为41.66亿英镑，对应单位资本支出约4590欧元/kW，仍然处于较高水平。

除了设备价格降低外，海上风电的降本手段主要通过风机大型化来进行，根据Applied Energy相关论文测算，在风机单机功率从6MW提升至20MW的过程中，阵列缆、海缆敷设、单桩及风机施工费用能实现50-70%不等的下降。

而从目前各企业大型化进展来看，海外整机企业不管是商业化还是研发进度均明显落后于国内整机企业。以目前已投运的最大风机为例，海外三家最大风机在12-15MW/台，但国内整机企业已有18-20MW风机正式投运，并且在研发层面也建立了较强的领先优势。

其次，从可融资性的角度，国内整机企业也实现了较大的突破。2025年财务咨询机构Green Giraffe 董事 Bertrand Jacquet 在巴黎举行的 Seanergy 会议上发表讲话时表示，“五年前几乎没有银行愿意为使用中国风电机组的欧洲海上风电项目提供融资，而如今随着欧洲风机制造商（如西门子和维斯塔斯）产能紧张以及中国风机制造商成本更具优势，约一半的银行如今愿意考虑此类项目的融资请求，而另一半也表现出未来可能开放的态度”。

短期层面，出口欧洲可能面临一定政治压力，但实际影响预计较小。以明阳智能签约的德国Waterkant项目为例，在公开签约的第二天德国经济部便宣布将要严格审查Luxcara与明阳的交易，后续无果后，国防部智库撰写报告声称如果采用中国风机可能会影响公共安全。但从项目运行情况来看，前期准备工作均持续正常推进。

5.2 深远海加速推进，看好十五五国内海风发展

国内海风项目储备丰富，1-7月招标高增。根据我们不完全统计，目前国内已核准未开工的海风项目规模多达35GW，项目整体储备丰富，为十五五海风装机放量奠定基础。1-7月国内海风新增招标约6GW，同比+39%。

政府工作报告拔高海风地位，项目开发有望加速。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。

六、风险提示

市场竞争加剧风险：国内风电各环节均处于供给充裕状态，若市场竞争加剧，可能会导致价格下降，对产业链盈利造成不利影响；

原材料价格波动风险：风电产业链大部分环节原材料成本占比较高，若原材料价格出现大幅波动，会对风电产业链的盈利造成不利影响。

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《风电整机专题：内卷多年终得反转，量价齐升迎接双击》

报告信息

证券研究报告：《风电整机专题：内卷多年终得反转，量价齐升迎接双击》

报告日期：2025年08月16日

作者：

姚遥 SAC执业编号：S1130512080001