2025.8.18风电整机行业观察
- 24 年 Q4 以来,国内陆风机组中标价格持续回暖,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%。然而,相关企业股价却未充分反映这一价格表现能为企业盈利带来的巨大弹性潜力。主要原因在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,这形成了当前市场对风电板块尤其是整机环节的巨大预期差。
- 2024 年国内陆风机组中标均价同比下降约 8%,主要受机型结构变化影响。25 年整机环节制造端盈利修复幅度相对较小,而装机增长带来的费用端规模效应将有较强正面贡献。复盘历史数据,收入规模与费用率负相关,25 年国内风机吊装预计同比增长 30%,头部整机企业收入增长 20-30% 时,销售 + 管理费用率有望下降 1-2pct。
- 国内海风项目储备丰富,已核准未开工项目达 35GW,1-7 月招标同比增长 39%。2025 年 “发展海上风电” 首次写入政府工作报告,地方利好政策持续涌现。浙江等地区深远海示范项目推进较快,“十五五” 期间海风年装机规模预计提升至 15-25GW。
- 风电项目从标到交付周期约一年,部分会递延。2024 年 Q4 开始的涨价项目或多递延至 2026 年交付,25 年制造端修复趋势较小,盈利弹性主要在 26 年释放。整机企业通过商务采购、技术优化降本,2026 年成本端涨价可能性小,技术升级将带动制造成本明显下降。假设风机价格提升 5-10%,毛利率弹性可观,保守预计头部企业制造端毛利率将改善 3pct 以上。
一、年初至今风机量价表现强势,但并未被充分定价
24 年 Q4 以来,国内陆风机组中标价格持续回暖,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%。然而,相关企业股价却未充分反映这一价格表现能为企业盈利带来的巨大弹性潜力。主要原因在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,这形成了当前市场对风电板块尤其是整机环节的巨大预期差。
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 年风电需求旺盛是因十四五末年抢装,且参考以往抢装后装机下滑情况,判断 26 年国内陆风需求有较大下行风险。但实际本轮周期不同,25 年需求爆发是因新能源入市后,风电受益于出力曲线和低度电成本优势实现相对光伏的超额收益,这种结构切换带来的需求持续性强。结合多维度数据,26 年国内陆风需求仍有望增长:
- 1-7 月风电核准规模达 106GW,同比增长 37%,作为比风机招标更前置的指标,指引 26 年需求乐观。
- 大唐近期启动 25-26 年度 10GW 陆风机组框采,同比增长 67%。
- 24 年风机招标 164GW,25 年 1-7 月仅央国企招标约 60GW,即使 25 年 H2 招标量阶段性维持低位,仍足以支撑 26 年装机增长。
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
市场普遍认为本轮风机价格上涨主要由需求爆发导致,但实际上更多源于整机企业战略重心从份额诉求转向盈利诉求。2022-2024 年,头部企业市场份额基本稳定,仅靠价格竞争出清困难,企业转向盈利导向。且 136 号文后,电站转让业务难以弥补制造端亏损,加强了企业对制造业务盈利的诉求。2024 年 10 月,12 家整机商签署《自律公约》,价格持续回暖,遏制了低于成本销售现象,反映出企业经营战略的转变。
3.2 业主端有空间、也愿意接受价格上涨
- 风机大型化使风电项目成本持续下降,为提价提供空间。2021-2024 年陆风、海风机组功率大幅提升,陆风项目单位造价降本接近三分之一,风机成本占项目建设投资比例不高,其 5%-10% 的上涨对项目成本影响较小。
- 从项目收益率看,整机价格涨幅对收益率影响小,多数省份风电交易均价能维持在 0.25 元 /kWh 以上,满足开发商 IRR 要求。
- 非技术成本占比较高,136 号文落地后路条费有望下降,为风机涨价提供空间。
- 过去因风机过快大型化和低价竞争,故障 / 事故率上升,运维费用增加,业主愿意为高可靠性产品支付溢价。部分央企已修订招标规则中价格分评判标准,且在相关政策背景下,招标机制优化有望扩散。
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
2024 年国内陆风机组中标均价同比下降约 8%,主要受机型结构变化影响。25 年整机环节制造端盈利修复幅度相对较小,而装机增长带来的费用端规模效应将有较强正面贡献。复盘历史数据,收入规模与费用率负相关,25 年国内风机吊装预计同比增长 30%,头部整机企业收入增长 20-30% 时,销售 + 管理费用率有望下降 1-2pct。
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
风电项目从标到交付周期约一年,部分会递延。2024 年 Q4 开始的涨价项目或多递延至 2026 年交付,25 年制造端修复趋势较小,盈利弹性主要在 26 年释放。整机企业通过商务采购、技术优化降本,2026 年成本端涨价可能性小,技术升级将带动制造成本明显下降。假设风机价格提升 5-10%,毛利率弹性可观,保守预计头部企业制造端毛利率将改善 3pct 以上。
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
国内整机企业技术、成本领先,海外订单放量,24 年新增海外订单约 28GW,海外交付周期 2-3 年,26-27 年交付有望放量。西方整机企业面临财务压力收缩新兴市场,国产风机性价比优势明显,海外市占率有望提升。国内头部企业在欧洲海风市场取得突破,如明阳智能已斩获近 4GW 订单。
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,已核准未开工项目达 35GW,1-7 月招标同比增长 39%。2025 年 “发展海上风电” 首次写入政府工作报告,地方利好政策持续涌现。浙江等地区深远海示范项目推进较快,“十五五” 期间海风年装机规模预计提升至 15-25GW。
六、风险提示
- 价格竞争加剧风险:国内风电各环节供给充裕,若竞争加剧,可能导致价格下降,影响产业链盈利。
- 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,价格大幅波动会对盈利造成不利影响。