风电行业观察

一、陆风与海风发展现状

• 1.1 量价同升，价格拐点显现

2024 年风电招标呈现量价齐升态势，全年价格涨幅约 10%，下半年招标价格逐步企稳，部分项目实现量价协同。风电行业逐步摆脱低价竞争，市场机制趋于优化。· 1.2 “十四五” 装机规划完成度分化

各省 “十四五” 新能源装机规划中，浙江、福建等 14 省光伏装机规划完成度超 80%，而云南、青海等地风电装机规划完成度低于 80%。2024 年国内风电装机预计达 32.07GW，其中陆风 27.37GW，海风 4.7GW，反映出陆风仍为主体，海风加速追赶。· 1.3 发电利用小时数与消纳情况

2024 年全国风电利用小时数同比下降，东北、华北部分区域降幅显著。如河北风电利用小时数为 3268 小时，同比降 3.8%；山东 2438 小时，降 2.1%。但风电消纳整体优于光伏，部分区域通过电网升级与储能配套，提升了风电消纳能力。

二、需求端：内外双生，海陆共振

• 2.1 国内需求：陆风核准高增，海风潜力释放

2024 年陆风装机 27.37GW，同比增 9.6%；海风装机 4.0GW，同比大幅增长 43.73%。2025 年国内海风招标量有望超 20GW，广东、浙江等沿海省份加速布局海上风电项目，推动海风装机持续高增。· 2.2 海外需求：能源转型驱动，市场空间广阔

GWEC 预测，2025-2030 年欧洲风电新增装机量将达 119GW，2024 年海外市场因能源转型需求旺盛，对风电设备采购量显著增加。例如，欧洲部分国家提出 2030 年风电占比超 30% 的目标，带动风机及零部件出口增长。

三、结构深化调整：深远海布局加速

• 3.1 深远海开发紧锣密鼓

浙江、广东等地积极推进深远海风电项目。如广东阳江规划推进 3GW 深远海风电项目，浙江启动深远海风电资源普查与规划，预计深远海风电将成为未来增量主力。· 3.2 成本与收益分析

水深 50 米的海上风电项目造价约 12500 元 / 千瓦，水深 80 米则升至 15000 元 / 千瓦。尽管深远海项目初期造价高，但风能资源更优，长期发电效率高，度电成本有望低于近海项目，具备经济可行性。

四、平价时代的成本与价格动态

• 4.1 政策稳价，行业盈利修复

2024 年风机价格低迷导致整机商毛利率普遍低于 10%，部分企业出现 “卖一台亏一台” 现象。国家电投等企业招标价低至 1400 元 / 千瓦，海风招标价约 1400-1600 元 / 千瓦。政策引导下，2025 年价格逐步企稳，龙头企业盈利弹性释放。· 4.2 大型化驱动降本

2023-2024 年，风机大型化趋势显著。以 10MW 风机为例，单 GW 钢材用量从 2020 年 3000 吨降至 2024 年 1589 吨，降幅 47%；单 GW 铸件用量从 2020 年 1659 吨降至 2024 年 1436 吨，降幅 13%。规模效应与技术进步推动行业成本下降，提升企业竞争力。· 4.3 风电机材价格走势

黑色系大宗商品降价降低风机成本。2024 年塔筒价格下降 5%-7%，四季度部分塔筒企业成本降 500-600 元 / 吨，2025 年塔筒价格或稳定在 1200 元 / 吨以上。钢材、铸件等价格回落，缓解零部件企业成本压力，提升盈利空间。

五、相关板块及公司

• 5.1 整机环节：主轴 “量价齐升”

大兆瓦主轴需求旺盛，2025 年国内市场需求预计达 27.83 万吨。主轴作为风机关键部件，技术壁垒高，随着大兆瓦机型占比提升，单价与销量双升。如某企业规划主轴产能逐步释放，有望受益于市场扩容。· 5.2 叶片环节：产能与需求博弈

2024 年国内叶片产能约 250 万吨，需求约 180 万吨，产能利用率 72%。高端叶片（如适应深远海、大兆瓦的叶片）仍供不应求，企业通过技术升级优化产品结构，提升高附加值叶片占比，增强盈利能力。

七、风险提示

• 电价与消纳风险：电价补贴退坡影响项目收益，部分区域电网消纳能力不足，制约风电装机释放。

• 地缘政治与供应链风险：关键部件（如轴承、齿轮箱）进口依赖度高，国际贸易摩擦可能导致供应链中断，推升成本。

• 市场竞争风险：行业集中度提升过程中，中小企业面临价格竞争压力，毛利率可能进一步压缩。