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陈昕：国内能源转型 新能源全面入市，风电建设景气向上。136号文推动新能源全面入市，在IRR约束下，发电集团的资本开支重心正在从光伏转为风电。以华能国际为例，2024年规划风电与光伏CAPEX分别为295/354亿元，但实际完成251/197亿元，光伏远未完成而风电略低于计划。2025年规划再度将风电CAPEX上调至362亿元、光伏下调至150亿元。其他代表性综合火电企业2025年在总CAPEX稳定的前提下，风电投资额普遍上调，光伏投资收缩。

海外风电建设高景气，欧洲海风进入发展快车道。海外以欧洲为代表的传统市场表现相对稳健，其风电总装机从2021年的17.4GW逐步增长至2027E的28.2GW，整体保持扩张态势。预计2026年海风新增装机达8.7GW，2025-2027 CAGR高达54.3%。亚非拉绵长海岸线和热带季风气候赋予东南亚海上风电深厚发展潜力，也是值得关注的市场。

全球风电需求共振向上，中国与欧洲仍是主要增长支柱。根据我们的预测，预计全球风电2025–2030年CAGR约8.8%。其中陆上风电2025–2030年合计新增827GW，对应年均新增138GW，CAGR6.6%；中国与欧洲仍是主要增长支柱，合计贡献73%的新增容量；海上风电2025–2030年CAGR约27%，2030年年新增装机将达到2024年的约四倍。

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陈昕：2025年风电行业已经走出“量升价跌”的极限内卷阶段，进入“高景气装机 价格修复”的基本面反转通道。行业“反内卷”共识落地，风机中标价企稳回升。从历史中标价格来看，根据风电头条，2020年一般风电项目（含塔筒）中标价格4000元/kW上下，到2022年出现900-1200元/kW的极端报价。2025年1-11月陆上风电（含塔筒）中标均价2078.17元/kW，陆上风电（不含塔筒）中标均价1526.97元/kW；1-11月海上风电（含塔筒）中标均价3123.49元/kW，海上风电（不含塔筒）中标均价2713.5元/kW。进入2025年，在招标量高位的背景下，风机价格并未重回价格战，而是体现出“稳中有升”的反内卷效果。

高价订单前置签订，2025Q4-2026年进入集中兑现期。由于项目从中标到交付普遍需1年左右，部分项目递延至第3年交付，2024Q4以来涨价订单将以2025–2027年分步兑现。截至2024年末，主要上市整机厂披露的在手订单普遍大于2025年预期交付量，部分订单将递延至2026年及以后执行，因此2026年或是涨价订单集中交付、制造端盈利弹性最大的一年。从订单结构看，2026年的出货量和盈利更多由存量在手订单和涨价订单结构决定，而非当年新招标。当前价格回升的订单高峰，叠加高位招标量，预计将在2025Q4-2027年形成持续高景气交付周期，带来行业层面的盈利反转。

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陈昕：新趋势带来新成长：①大型化放缓与机型集中，风险收敛与成本端长期利好。大型化进入“有序推进 平台化优化”阶段，与涨价订单、双海结构共同构成2026年整机盈利反转的底层工程基础。随着陆上大型化放缓，零部件扩产节奏与工艺学习曲线改善，产线改造与模具折旧摊销压力下降，利于规模化降本和产品良率提升。②海外风电需求高增，从“产品出海”向“能力与产能输出”跨越。全球风电进入海外需求高增 本土供给受限 中国产能外溢的结构性阶段。中国风电企业的出海已从“卖产品”的初级阶段，迈入以“产能输出 技术与工程能力”输出为特征的第二阶段。整机厂商在海外通过“开发-转让”模式，输出风电场开发、运维与资产管理能力。零部件龙头则在欧洲海风项目中，不仅提供海缆与单桩，更参与设计优化和施工方案配合，从“代工供货”升级为项目解决方案供应商，在项目生命周期中占据更高价值环节。③新能源非电利用加码，整机厂商加快氢氨醇布局。可再生能源非电消费首次纳入国家层面考核，明确将绿氢、绿醇、绿氨等纳入考核范围。头部整机厂商已在优势区域率先形成“风电—绿氢—绿醇/绿氨”规模化一体化布局。