风险提示

一、全球需求共振上行，“十五五”风电重回主角

（一）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，发电集团加码风电建设。根据中国政府网，“136号文”将2025年6月1日后投产项目上网电量原则上全部进入电力市场，仅通过差价结算机制平滑价格波动，对度电成本更高、发电曲线波动更大的光伏形成更明显的IRR压制，而对LCOE更低、利用小时更高的风电影响相对有限，风电的安全边际明显更高。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。

“十五五”央国企CAPEX方向为风电产业链订单与装机提供了有效支撑。136号文落地后，央国企的资本开支方向已出现明确转向：（1）华能国际2025年风电资本开支为362亿元，同比 44.5%；光伏资本开支为150亿元，同比-24.0%。（2）华能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。（3）大唐发电2024年风电资本开支120.14亿元，光伏78.39亿元，风电已明显高于光伏。行业层面看，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。

国内预计海风将成为核心增长驱动力，陆风进入平稳增长阶段。国内风电2020年陆风抢装，总体新增装机达72.1GW，创阶段性峰值。2021年受陆风补贴退坡影响，同比-34.1%；2021年作为海风补贴的最后一年，实现16.9GW的装机，同比 445.2%，创历史新高。我们预计2025-2027年，国内陆风电新增装机从100.0GW增至105.0GW，CAGR约2.5%；海上风电从9.0GW增至15.0GW，CAGR约29.1%，海风增速显著高于陆风，成为行业增长核心驱动力，陆风则进入平稳增长阶段。

风电占电源比重逐步提升，整体保持较高利用率。根据金风科技2025年三季度业绩演示材料，2025年上半年全国新增风电并网装机容量51.4GW，同比 98.9%。其中陆风新增48.9GW，海风新增2.5GW。截至2025年6月底，国内风电累计并网装机容量572.6GW，占电源总装机比例为15.7%，火电占比降至40.4%。全国风电发电量约为5880亿千瓦时，同比 15.6%，风电消纳比例（消纳比例=各电源发电量/全社会用电量）增至12.1%，风电利用率为93.2%。

海上风电方面，规划缺口与项目重启共振。沿海各省“十四五”海上风电规划目标合计超50GW，而2021-2024年全国仅新增海风装机31.5GW，到2024年末海风累计装机约42.4GW。为了完成规划，2025-2026年海风新增装机需要至少20GW，意味着大批已招标未开工项目、用海受限项目必须密集推动。江苏、广东项目实质性重启，“近海 深远海”双线推进。广东需新增6.378GW、江苏4.256GW、山东2.04GW、辽宁3.025GW等，这种“规划缺口 时间紧迫”的组合，直接驱动2025-2026年海风项目从核准、竞配向开工和吊装集中转化。

风电招标量超预期，海风增长为亮点。据金风科技2025年三季报业绩演示材料，截止2025年9月30日，2025年国内公开招标市场新增招标量102.1GW，同比-14.3%。按市场分类，陆上新增招标容量97.1GW，海上新增招标容量5.0GW，我们预计全年招标量突破140GW。招标量是次年装机量的先行指标，再叠加上25年的余量结转，预计2026年陆风装机100GW左右，海风装机12-15GW。

国内深远海市场逐步启动，多以大项目为主。据风电头条的数据，2023年以来国内深远海项目进展频繁，5.8GW江苏深远海海上风电项目开启前期工作，广西13.4GW深远海前期工作启动招标。2023年10月，国家能源局通知组织开展深远海海上风电平价示范,推动深远海海域海上风电项目降低工程造价、经济性提升和实现无补贴平价上网。深远海海上风电平价示范项目单体规模不低于1GW。

（二）海外风电建设高景气，欧洲海风进入发展快车道

海外风电发展呈现出规模扩容但区域分化显著的特点。全球绿色脱碳背景下，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。2016-2023年间欧洲各国海陆风新增装机增量波动较窄，总体稳中求进，预计2026年海风新增装机达8.7GW，2025-2027 CAGR高达54.3%。根据我们发布的御风系列三《欧洲海风风帆正劲，国产厂商得势起航》，欧洲德国、丹麦、荷兰、比利时四国“北海海上风电峰会”承诺2030年海风装机达65GW，中长期趋势确定。整体来看，海外风电长期规模呈扩大趋势，但欧洲与其他地区的发展节奏差异明显。

2016-2023年间欧洲各国海陆风新增装机增量波动较窄，总体稳中求进，预计2026年海风新增装机达8.7GW，2025-2027 CAGR高达54.3%。根据Wind Europe和GWEC，2017年欧洲各国海风新增装机迎来历史高峰，英国占总新增装机53%。2020年荷兰迎风而上，海风装机达历史高峰，主要系北海荷兰区域Borssele Wind Farms系列的投产为荷兰带来了约1.5GW的海风装机容量。2021年欧洲海风再次迎来小高峰，英国占总新增装机的70%，主要系英国Kincardine和Triton Knoll风场的投产。我们预计2026年欧洲海风新增装机有望实现8.6GW。

政策目标刺激海风竞标，海缆 塔筒/管桩投资增加。各国政策积极推动海风放量，欧洲各地海上风力发电新增装机量持续增加。根据Wind Europe，新英国政府将第六轮差价合约竞标分配（AR6）的预算提升到历史性的15.6亿欧元，其中11亿欧元被分配到海上风电板块，较AR5增长了38%，叠加英国刚通过的73欧元/MWh的底端固定式和176欧元/MWh漂浮式海风装机竞标单价，预计将宽幅助长欧洲基础设施需求。德国2023年进行了8.8GW的海风竞标，2024年则预计启动约7GW的海风竞标拍卖。葡萄牙、挪威、意大利等都在2024年左右启动首次海风竞标拍卖，其中，葡萄牙预计3.5GW、挪威预计3GW、意大利预计在2024-2028年内3.8GW。

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。据国际风力发电网消息，越南第8个电力规划提出2030年海上风电装机规模达到6GW，菲律宾海上风电路线图提出到2050年部署40GW海上风电且在2023年6月简化海风项目审批，泰国提出2037年海上风电装机规模达到3GW，日本提出2030年海上风电装机规模达到10GW，韩国提出2030年海上风电装机规模达到12GW。

我们预计2025-2026年亚非拉地区风电装机分别为18.0/23.9GW。其中，亚洲地区风电装机分别为9.8/13.3GW，中东地区风电装机分别为1.7/2.6GW，非洲地区风电装机分别为0.8/1.2GW，拉美地区风电装机分别为5.8/6.8GW。

（三）国内外风电需求共振，中欧继续引领增长

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2026年全球风电新增装机有望达到159GW，同比 7.4%。其中海上装机28GW：中国海风装机12GW，同比 33.3%；欧洲海风装机8.7GW，同比 107.1%，系海风装机快速增长元年。与此同时，根据GWEC预测，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。

二、反内卷政策成效显现，产业链盈利步入上行通道

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。一方面，国家能源局数据显示，2025年1-9月风电新增装机达61.09GW，同比 56%，装机景气显著抬升，为2026年前后的持续放量奠定坚实基础。另一方面，在行业自律公约 业主招标规则改革共同作用下，陆上风机中标价自2024Q4起止跌回升，2025年1-10月陆风含塔筒均价较2024年全年提升约9%-13%，反内卷初见实质成效。在“风能北京宣言2.0”提出“十五五”年均新增风电不低于120GW、海风不低于15GW的指引下，高装机已经从阶段性冲量演化为中长期趋势。

2025年前三季度陆风开工率较高，产业链近八成公司营收同比为正增速。据同花顺数据，2024年11月陆风产业链价格筑底企稳，风电产业链50家样本企业营收规模同比负增长数量，由2023年的15家收窄至2025年前三季度的5家。从结构上看，2023/2024/2025前三季度整机环节营收占比全产业链营收分别为31.65%/32.85%/ 33.79%，稳步提升。

风电产业链（除运营商）利润主要集中于整机和电缆环节，海缆龙头企业展现超额利润。据同花顺数据，从2023年度来看，风电产业链利润主要集中于整机和电缆环节，2025年前三季度延续该利润分配特征。据同花顺数据，2023/2024/2025前三季度整机环节扣非归母净利润占全产业链利润比分别为17.48%/ 22.10%/22.29%；电缆环节扣非归母净利润占全产业链利润占比分别为26.28%/27.50%/26.27%（含光纤光缆）。此外，各环节龙头企业凭借自身竞争力在风电大型化通缩背景下仍具备超额利润。

风电产业链经营性现金流量净额大幅好转。因风电机组环节有部分风场转让业务，经营性现金流量净额普遍承压。据同花顺数据，2024前三季度/2025前三季度全产业链经营性现金流量净额合计-72.07/22.68亿元，为近年来首次转正。

（一）国内反内卷初见成效，高价订单锁定未来两年交付利润

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。

 月度与分功率段数据：2024年风机投标均价在8月探底后，此后持续上行。2024年10月达到1542元/kW，2025年1、3月分别为1516、1590元/kW；2025年1-8月陆风不含塔筒中标均价已从约1500元/kW上升至1600元/kW以上，部分统计显示1-8月均价1572元/kW、同比 11%；按功率段拆分，5-7MW机型2025年价格较2024年上涨约6%-10%，8-9MW及≥10MW机型涨幅则在13%-18%区间，新一代大机型价格恢复尤为明显。

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。截至2025年三季度末，金风科技在手订单总量52.5GW，其中外部订单合计49.9GW，外部订单中，已中标订单11.0GW，已签合同待执行订单38.9GW。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。

海外高毛利订单正在加速放量。2025年前三季度，7家整机商海外中标订单规模19.28GW，同比 187.8%，订单单价与盈利能力显著高于国内项目。随着国内头部整机企业在巴西、欧洲、中亚等地投资建厂、推进属地化布局，商业模式正从“低价出口”转向“本地化高附加值交付”，利润贡献有望从边缘走向主线。“海外高价海风 国内价格修复陆风”共同构成“双海”（海上 海外）战略的利润支撑。

（二）海外政策加码提升装机需求，国内整机商享出口溢价红利

全球海上风电景气度高，各国政策加速海风发展。全球减碳和俄乌战争背景下，全球风电规划确定性强，据GWEC数据，全球海上风电新增装机从2012年1.2GW增长至2023年的18.0GW，年均增长率基本保持在20-30%之间。欧洲8国签署“马林堡宣言” 2030年将波罗的海地区海风装机容量从目前的2.8GW提高至19.6GW；英国《能源安全战略》将2030年海上风电目标从40GW提高至50GW；美国则计划在2030年前新增海上风电装机30GW，其余亚太、南美地区起点低，发展快，我们预计2023-2027年新增装机量CAGR可达18.92%，到2026年全球海上风电累计装机容量将突破165GW，发展前景明朗。

国内电价和成本双轮驱动，整机具备明显价格优势。相比国外，国内整机厂商具有电价较低与原材料价格、人工成本及生产设备建设成本较低的优势。

电价方面，欧洲电价目前是我国的近三倍，高电价可能促使欧洲国家更加注重发展风力发电等新能源，以降低对传统化石燃料的依赖并缓解能源危机。据宝盈能源科技数据，欧洲电力价格在22年暴涨了近10倍，而我国电力用户平均电价同比仅上涨10%，目前国内电价为0.08-0.09美元/度电，欧洲多数国家经汇率折算却已远超0.3美元/度，因此，欧洲消费者和企业对可再生能源（如风力发电）较高的发电成本有更高的接受度。

国外原材料价格和人力成本远高于国内，国内厂商整机价格优势明显。中厚板作为在风力发电中的生产塔筒和基础结构的原材料，具备高强度、良好的焊接性和耐腐蚀的性能。11月中厚板价格以欧盟为例，欧盟中厚板成本比国内高44.65%。在国内风机大型化趋势下，价格竞争激烈，据金风科技2025年前三季度业绩演示材料，2025年国内风机招标均价在1475-1610元/kW区间，而国外整机厂由于外部成本高与内部运维故障花费等原因风机价格上涨，国内整机出海具备各成本优势叠加而来的价格优势。

（三）2026年内销高价 外销溢价双轮驱动，盈利拐点已至

内销端：2024–2025年高招标价与招标量，锁定2026年内销端高价订单密集交付。价格层面，陆上风机（不含塔筒）从2024年全年1350–1438元/千瓦中枢，抬升至2025年1–10月约1500–1675元/千瓦，抬升幅度约10%–20%。量的层面，2024年中标97GW、2025年1–9月央国企中标103.21GW、1–11月117.97GW，叠加地方与非公开订单，锁定2025–2026年交付高位。

2026年整机营收与毛利两端将同时受益于：单机ASP抬升（ 10%–15%）；出货结构优化：海上风电和大兆瓦机型占比提升，单机价值量和毛利率更高；费用率下降：2025–2026年期间整机厂在研发、制造与数字化运维的边际投入效率提升，费用率压缩对净利率拉动明显。

外销端：出口高毛利成为第二盈利曲线，中国风机出口已进入量 价双升通道。2024年风机出口容量5.2GW，同比 42%，2020–2024年CAGR高达44%；2024年新增海外订单≥27GW。2025年上半年新增海外订单超10GW，同比 60%；2025H1风机出口订单约10GW，同比 100%。根据CWEA数据，2024年全年中国风机新增出口904台、容量5193.7MW，出口国覆盖23个国家，前五为沙特、乌兹别克斯坦、巴西、埃及和哈萨克斯坦。

价格与毛利率方面。2024年主要海外主机厂陆风单价>8000元/千瓦，海风>11000元/千瓦；相比之下，2025H1国内陆风报价1400–1700元/千瓦、海风2200–3500元/千瓦，中国风机成本优势显著。中国风机在亚太（除中国大陆）市场售价，相较国内市场高约29%；而西方风机在同一市场价格仍明显高于中国机型。出口订单毛利率一般比国内高5–10个百分点。

三、风电行业趋势将从“大型化竞争”向“多元价值链”转型

（一）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。2020–2022年风机大型化曾以极高速度推进，陆上平均单机容量从2.66MW快速跃升至5.5MW，海上从6.0MW提升至9.3MW，两年CAGR分别超过44%与24.5%，导致产业链产能、质量验证和运维体系承压，大型叶片、塔筒等环节出现质量事故，叠加收益不确定性，吞噬了整机厂一大部分盈利。进入2024–2025年，大型化节奏明显放缓并呈现结构性分化。以金风科技为例，2025年1-9月实现对外销售容量18.45GW，其中4MW以下销售容量22.50MW，占比0.12%（2024年占比1.0%）；4 MW（含）-6 MW销售容量2.55GW，占比13.82%（2024年占比38.1%）；6MW及以上销售容量15.88GW，占比86.06%（2024年占比60.9%）。

成本端：零部件涨跌互现，但2026年整体成本有望稳中略降。2025年在“交付大年 大兆瓦机型集中放量”的背景下，零部件价格出现阶段性上升，尤其是铸件与大叶片环节。展望2026年，铸件、主轴轴承、大型化叶片在2026年仍可能具备局部提价能力，但涨幅有限。随着陆上大型化放缓（主流机型集中在6.XMW与10MW）以及机型集中度提升，零部件扩产节奏与工艺学习曲线改善，将削弱单机成本继续上行的压力。

大型化放缓带来的三重影响：（1）供应链成本压力缓和：大兆瓦叶片、铸件、塔筒等部件不再频繁跨越新规格，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）质量与质保成本风险收敛：机型平台稳定，验证周期延长，整机厂不再被迫透支技术边界去抢规模，有助于质保金计提比例下降，直接增厚毛利率。（3）聚焦价值而非极限参数：电力现货与“136号文”推动业主更关注全寿命周期收益，整机竞争从“极限大型化 低价”转向“可靠性 度电价值 系统方案”，拥有高可靠产品与系统解决方案的龙头有望获得更高市占与议价权。

大型化趋势下，半直驱领跑海风风机技术路线。受限于海上运输和施工难度，机组运输轻便性、运行可靠性、运维经济性是海上风机大型化趋势下必须考虑的重要指标，由于直驱和半直驱机组对整机进行轻便化改造，已广泛运用于海上风电场，据风电头条消息，2016年国内海域新增风机中超过90%属于传统双馈等机型，2021年直驱与半直驱占比也迅速提升至60%。但直驱机组存在价格较贵的缺陷，而综合考虑海风补贴退坡，国内电价更高的情况，半直驱机组兼顾直驱的高稳定性和双馈的低成本优势，有望在未来继续领跑海上风电的技术路线。

（二）从“产品出海”向“能力与产能输出”跨越

2026年前后，中国风机企业的出海逻辑，正在从单一产品出口，系统性升级为产能 能力的整体输出：一端承接亚非拉及新兴市场陆风“高增 高价”订单，另一端通过欧洲、日韩等高端海风市场的本地化建厂与项目深度绑定，在全球“双海”（海外海风 海外新兴陆风）中重构竞争格局。

在此背景下，高价海外订单进入2025-2027年集中交付期，叠加国内“反内卷”后中标价格回升，2026年风机主机盈利有望迎来量价与结构三重共振的反转年；与此同时，塔筒/管桩、铸锻件、齿轮箱、叶片等零部件在全球供应链紧缺下持续获得订单外溢与价格支撑，中国企业正从“世界工厂”向“全球定价权参与者”迈进。

从“卖整机”到“建基地”，出海模式的结构跃迁。本地化生产不只是应对关税与采购规则，更是提升议价力与项目绑定深度的关键。一方面，结合长协PPA 基地 本地服务，主机厂可与开发商共同设计解决方案，获得更长周期的服务与运维收入，净利率显著高于纯主机销售。另一方面，属地化产能构成区域壁垒：海风和大兆瓦陆风设备多为非标重型装备，本地化可显著降低物流与安装成本，对晚进入者形成门槛。

在产能输出基础上，中国企业进一步输出技术、工程、供应链管理和项目开发能力。明阳智能在欧洲与Renexia、Octopus等开发商深度绑定，为意大利2.8GW MedWind及英国6GW项目提供前端工程设计（FEED）、机型方案及未来本地化生产能力，实质上是“工程 装备 资本”综合能力输出。

整机厂商在海外通过“开发-转让”模式，已成功转让多个运营风场，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。

（三）新能源非电利用加码，整机厂商加快氢氨醇布局

国内：非电消费政策落地，绿氢氨醇方兴未艾。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，驱动非电转化与就地消纳机制化、常态化推进。国家能源局公示第一批绿色液体燃料技术攻关和产业化试点，绿醇项目最高可获中央预算内资金补助；发改委专项管理办法亦将绿色甲醇/SAF等纳入支持范围，形成资金与政策的组合拳。头部整机厂商在内蒙古兴安盟/乌拉特中旗率先形成“风电—绿氢—绿醇/绿氨”规模化一体化布局。（1）兴安盟项目一期25万吨绿醇已完成工艺验证，二期、三期签约后总产能规划至145万吨，预计2027年底形成。（2）乌拉特中旗3GW风氢氨醇一体化项目总投资约189.2亿元，规划所发电力80%以上用于电解水制绿氢，通过生物质气化耦合绿氢制取绿色甲醇60万吨/年、制取绿氨40万吨/年。随产能爬坡有望自2026年下半年起逐步贡献利润。

海外：IMO净零框架构建航运脱碳的“刚性 价格”信号。2025年4月，国际海事组织（IMO）在伦敦通过了首个具有法律约束力的全球航运净零排放框架，旨在2050年前实现行业净零排放，适用于5000吨以上大型船舶（占全球海运CO₂排放量的85%）。

陆上风电制氢是绿氢产业核心支柱，已进入实证示范与商业化探索阶段。我国西北、华北等地区拥有丰富的陆上风能资源，风电开发技术成熟且度电成本低廉。在传统调峰资源有限、外送难度有所加大的背景下，就地制氢恰好可作为“储能载体”承接波动电力，实现风电的非电形式消纳和利用。在“双碳”目标推动下，陆上风电制氢既解决了弃风问题，又为工业、交通等领域提供绿氢原料，成为能源转型的关键路径。张家口崇礼的风光储互补制氢项目则依托兴蓝风电直流机组技术，连续稳定运行超三年，年供绿氢756吨，为北京冬奥会“零碳”目标提供支撑。

海上风电制氢起步探索，兼具发展价值与前景。海上风电具备风能利用率高、出力曲线较陆风平稳、不占据土地资源等优势。海风制氢亦具备发展潜力，当前政策、技术、市场环境为其发展提供了有利条件。2024年，亚洲首个工业级海上风电制氢设备示范项目顺利产氢。其电解槽功率为400千瓦，每小时产氢80标方，纯度达到99.99%以上，全年产氢可减排二氧化碳约1350吨。

海上风电上网电价较低时加强制氢具备边际经济性。根据罗蒙蒙等《不同模式下的海上风电制氢项目经济性分析》测算，电价达0.26元/kWh时该收益率为8%；当并网电价0.2元/kWh、氢气价格19.5元/kg左右，300MW海上风电项目不同电量分配比例（上网或制氢）的资本金内部收益率一致，约3.3%。氢气价格高于19.5元/kg时，制氢电量占比越高，资本金内部收益率越高；氢气价格低于19.5元/kg时，制氢电量占比越高，该收益率越低。

四、风电产业链：“两海”共振，聚焦出海高占比环节

2026年风电板块站在“十五五”开局与国内外双景气共振的交汇点，配置逻辑从“业绩能否修复”切换为“业绩 估值双击”。围绕“整机—海工—海缆—零部件出海”的主线，结合公司海外业务占比、毛利率结构与订单储备，分层次配置，有望在行业景气共振中实现业绩与估值的双重回报。一方面，“十四五”末招标高位叠加“十五五”年均不低于120GW的年均新增装机，使2026年前后风电需求高景气具备中长期可持续性。另一方面，陆风中标价格自2024年二季度见底后持续回升、海外订单进入集中交付期，风机设备板块整体ROE中枢上移，为估值抬升提供基本面支撑。

（一）整机：高价订单进入兑现期，“双海”战略驱动盈利反转

2026年风电整机行业盈利反转具备高确定性。2024Q4–2025年陆风招标价较底部已回升约10–20%，高价订单对应1–2年交付周期，将在2025Q4–2026年集中兑现，叠加成本下行与费用率下滑，整机毛利率有望整体上升3–5pct，净利率重回2%~3% ，头部整机盈利与估值将系统修复。

出海与“双海”战略是业绩弹性核心来源。海外订单与国内海风毛利率普遍较陆风高5–10pct，部分海外项目净利率20% ，且2024–2025年签下的海外高价订单将在2025–2027年密集交付、2026年为高峰年；“海上风电 海外市场（双海）”将显著抬升主机及零部件盈利中枢。

政策护航增量确定，激烈价格竞争下头部厂商凭借成本管控与区位建设累积优势有望受益。随着海风风机价格逐渐下探，竞争格局持续变化，供应端头部厂商依靠自供零部件、高效产业链管控提升成本管理、规模效应等优势具备更大降本空间，可支撑交付更具备价格竞争力的订单，拿单能力进一步增强；同时需求端由于积累的海上风电生产基地及码头的区位优势，头部厂商可实现更高效率的运输交付、运维服务。随着价格下降小型海风风机厂最低承受成本边界和最高产值承压持续出清，行业集中度有望进一步升高，头部厂商将获得更大市场份额。

“深水 远岸”的技术路径将显著提升海缆与基础（管桩/导管架）的单位价值量和毛利率，海缆从 220kV 向 500kV 交流及 ±500kV 柔直升级，管桩向大直径、大壁厚 导管架演进，海风产业链从“量价双杀”转向“量增价稳乃至结构性通胀”。

（二）塔筒：海外及深远海提升单吨价值，经营模式跃迁打造“二次曲线”

1.技术要求：风机大型化提高塔筒技术壁垒

随着风电大型化推进，塔筒要求也逐步提高。塔筒本身的技术壁垒并不高，更考验企业的拼装和焊接能力，也是少数完全实现国产替代的环节。大型化趋势下，对塔筒的高度需求快速增长。在大兆瓦趋势下，塔筒的需求量具有一定的抗通缩属性。而伴随着风机的大型化，柔塔凭借轻量优势逐渐成为主流。

柔塔为大型化趋势下塔筒发展趋势，存在一定的技术门槛。根据每日风电，柔塔是指塔筒的一阶自然频率与风轮旋转一阶频率（1P）相交或者小于1P的塔筒。相比于传统塔架，柔塔的优势在于：（1）重量轻、节约成本，柔塔在100米以上更具有经济性，在有效提高机组发电量的同时，不会增加太多成本；（2）塔筒直径小、便于运输。柔塔的技术难点主要体现在控制技术，柔性塔筒与风轮旋转一阶频率相交，就有可能产生机组共振问题，需要先进的控制技术规避风险来避开共振区，对整机技术能力提出较高要求。因此，研究柔塔控制技术尤为关键。

钢混塔是低碳混凝土材料和钢材混合使用的塔架类型。钢混塔能在控制塔架成本的同时减少碳排放。根据北极星风力发电网，目前全球120米以上钢混塔装机量超千台，我国最高的钢混塔达170米，混凝土塔段分为3节，每节45米到50米，钢塔段约为30米。钢混塔的设计如同砌墙，无论墙上放多重的东西，墙本身都必须达到一定厚度。当钢混塔承载2兆瓦级主机时，其必要的混凝土厚度承载力远高于安全余量要求；当承载3MW及以上的机组时，余量将得到释放，实现其更好的经济性。在未来大型风机运用中钢混塔能提供更强的承载能力。

2.码头资源：优良码头有限，龙头掌握资源优势

码头资源稀缺，优良码头条件有利于产品出口、公司控费。码头建设需要经过诸多部门审核且建设周期较长，根据中国交通运输部数据，我们测算近年来我国沿海港口万吨级以上泊位增长率保持在3-4%左右，10万吨以上的泊位数量每年增量仅20多个，整体万吨级泊位中可以用于塔筒集装箱专业化新增泊位更是少于30%。截至2024年底，全国港口万吨级及以上泊位2971个，比2023年底增加93个；其中10万吨级以上港口数量为525个，比2023年底增加12个。

2025原材料价格波动可控、产业规划更集中，有利于提升企业盈利水平。风电塔筒的成本由原材料成本和运输成本构成。根据华经产业研究院，原材料成本占比最高，超过80%。塔筒原材料主要为钢材。根据同花顺和百川盈孚数据，以泰胜风能、大金重工、天顺风能等塔筒公司为例，2020-2025Q3塔筒毛利率变化与中厚板价格呈负相关关系。2022年以来，中厚板价格维持下降趋势，2024Q3中厚板平均价格为4284元/吨，相较2021年均价-21.44%，相较2022年均价-10.00%。由于原材料成本为塔筒成本主要成分，中厚板价格下降有望大幅降低塔筒企业成本，从而带来盈利水平大幅提升。

（三）海缆：深远海 电压升级 海外缺口，构建高成长 高壁垒赛道

需求侧海缆环节量利齐涨。下游海风装机保持高景气，朝深远海推进，25年预计是海风装机大年，海缆也会集中交付，近年来新建风电场以江苏大丰H8风电场项目为例，离岸距离已达72km，未来随着远距离、高电压等级海缆需求推进，海缆环节有望量利齐升。

供给侧海缆行业壁垒高。由于海缆的品牌效应以及海缆生产与施工需要专用设备、生产前期需要较大的资本投入，海缆行业具有生产技术壁垒、资格认证壁垒、生产设备壁垒、品牌业绩壁垒和资金壁垒，分化为明显的一二梯队，预计25年风机大型化下海缆依然能保持抗通缩特性，量利齐涨。

（四）铸件：深远海大机型带来结构性改善，行业格局持续优化

1. 成本：技术壁垒相对较低，竞争要素体现为成本

铸造行业主要原材料为各种口径圆钢、方钢和钢锭等，从材质上看主要是碳钢、不锈钢和合金钢，以碳钢和不锈钢为主。铸件的工艺设计能力决定铸件的成本控制水平、产品的废品率控制对于最终利润率影响较大，机床的合理选型对于对加工小时费率和成本率影响较大。

从供给侧来看，长扩产周期叠加置换设备产能效率降低，未来3年产能增长有限。风电铸件属于高端铸件，扩展周期通常为一年半以上，较长的扩产周期意味着扩产计划对于市场需求可能存在一定滞后性。同时，由于大兆瓦风电铸件设备置换小兆瓦设备，且大兆瓦铸件设备生产效率较低会影响小兆瓦铸件产能，生产效率将会有所下降。预计24-26年的产能的年均复合增速为4.4%，低于需求增速，26年有效产能预计为280万吨左右。

2.市场集中度

国内具备全球话语权。根据整机厂制造1MW风机需要铸件25吨计算，按照全球100GW需求估算，约需要组件250万吨，供应主要集中在中国。

在行业玩家方面，目前全球风电铸件80%以上产能集中在我国，为世界主要风电铸件供给国，其余20%产能主要位于欧洲和印度。国内厂商数目虽相对主轴较多，但产能较为分散，呈现百花齐放的局面。

（五）主轴：双寡头竞争，大兆瓦配套产能仍稀缺

主轴是风电整机的关键零部件。风电主轴用于连接风叶轮毂和齿轮箱，将叶片转动产生的动能传递给齿轮箱，在风机运转中受到的扭矩力较大，是整机的关键零部件。主轴的使用寿命约20年，使用中更换成本高、更换难度大，整机厂商对主轴的质量要求较高。

主轴环节厂商数目较少，呈现寡头竞争的局面。在行业玩家方面，国外主要分部在日韩和欧洲，但由于能耗限制和人工成本的限制，产能数量较小，不构成对主轴的主要供给。在销量方面，金雷股份2020-2024年主轴销量分别为12.4/14.7/14.7/15.7/ 15.8万吨。主轴环节厂商数目较少，产能较为集中，呈现寡头竞争的局面。

主轴行业壁垒高，行业格局较稳定。我们认为，主轴环节在资金、技术和客户上有一定壁垒，行业格局有望长期稳定：

（1）技术壁垒：风电主轴属于大型零部件，制造流程复杂，而且流程的各环节均需经过长时间的技术研究、经验积累方能生产出合格优质的产品。铸锻造和热处理过程属高温、高压，非稳态成型，影响因素多，变化大，很难检测与控制，必须采用高科技检测与现代化采样手段，不断进行理论分析与试验研究才能掌握核心技术。同时，由于风电行业技术创新步伐不断加快，风机最大兆瓦容量记录不断被打破，对主轴技术升级的要求不断变高，高品质、大兆瓦风电主轴技术有一定稀缺性。

（2）客户认证壁垒：风电主轴使用寿命约20年，使用中更换成本高、更换难度大，因此风电整机制造商对其质量要求非常严格，其质量的好坏直接影响到整机的稳定性、可靠性和发电效率等因素。因此风电整机制造商对其零部件供应商通常会进行长时间的严格考察。客户认证壁垒使后进入者难以打开市场，在位零部件厂商有一定“先发优势”。

（3）资金壁垒：主轴制造行业属于制造业，专业风电主轴的生产涉及金属冶炼、锻压、热处理、机械加工、涂装等多个工艺环节，制造流程较长，设备及相关能源动力、生产组织配套投入巨大。同时，生产过程又需要垫付较多流动资金以保证存货采购的资金周转。巨大的资本投入限制了一大批中小企业的进入。