免责声明：本报告仅供参考，不构成投资建议
风能发电已成为中国最具经济竞争力的清洁能源之一，国内风电累计装机6.4亿千瓦，占全国总装机16.4%，发电量1.13万亿千瓦时，占全社会用电量约10.9%。
行业正从"拼规模"转向"拼质效"，陆上风电度电成本已低于火电，海上风电进入平价时代，漂浮式风电开启深远海新纪元。
核心判断
短期最大看点是风机价格触底回升带来的产业链盈利修复，长期最大机会在海上风电、源网荷储一体化和"以大代小"存量改造。
01
风能发电入门必读
1
什么是风能发电？
风推动风机叶片旋转，带动发电机将风的动能转化为电能，再通过电网输送到千家万户。
2
风机里面长什么样？
一台陆上风机主要由三部分组成：
风机越大，单机发电量越高。一台6MW风机每小时发电6000度，可供约6000户家庭使用1小时。
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陆上风电 vs 海上风电：核心区别一览表
度电成本（LCOE）：平准化度电成本，即项目全生命周期内每发一度电的综合成本，包含建设投资、运维、资金成本等。是衡量发电方式经济性的核心指标。
4
风电在中国能源体系中的位置
截至2025年底，中国风电装机6.4亿千瓦，占全国总装机的16.4%，发电量1.13万亿千瓦时，占全社会用电量约10.9%。风电+光伏合计装机18.4亿千瓦，已历史性超过火电。
2025年风电核心数据
02
风电发展现在到哪一步了？
1
一句话总结发展阶段
中国风电经历了三个时代，目前正在进入第四个时代：
Q
行业发展历程
平价上网：风电上网电价与当地燃煤发电基准价相同，不再享受额外补贴。标志着风电已具备与火电竞争的经济性。
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2
2025年核心数据
累计装机：6.4亿千瓦（640GW）
新增装机：1.2亿千瓦（120GW）
发电量：1.13万亿千瓦时
风电平均利用率：94%
累计海上风电装机：47GW（连续八年全球第一）
全国度电成本：陆上约0.19元/度，海上约0.27元/度（均已低于或接近火电）
3
中国风电的全球地位
累计装机占全球50%以上。
2025年新增装机占全球73%。
连续多年全球第一。
2025年全球新增装机前5名全部是中国企业（金风、远景、运达、明阳、三一）。
03
现在都用上了哪些新技术？
1
已大规模商用（风电场里随处可见）
永磁直驱：叶片直接驱动永磁发电机，无齿轮箱。优点是可靠性高、运维成本低；缺点是体积大、成本高。
半直驱：使用中速齿轮箱+中速发电机，介于直驱和双馈之间，兼顾可靠性和成本。
2
正在试点（已有示范项目）
柔性直流输电：一种新型输电技术，相比传统交流输电，损耗更低、控制更灵活，特别适合远距离大容量海上风电送出。
数字孪生：在电脑里给风机建一个"虚拟分身"，通过实时数据模拟风机运行状态，提前发现潜在故障。
3
还在实验/概念阶段
4
风电的"卡脖子"环节
虽然中国风电产业链整体领先，但仍有少数环节存在短板：
04
国内新概念与新模式
国内风电行业近年来涌现出大量新概念、新模式，按"政策与体制"和"产业与商业"两大类介绍：
1
政策与体制类新概念
（1）源网荷储一体化
风电、光伏是"看天吃饭"的新能源，发力不稳定。要让它们稳定供电，就必须把电源（源）、电网（网）、用电端（荷）、储能（储）打通，让风光发多了就储能，发电不够就从储能或电网调电。
国内案例：内蒙古、青海等"沙戈荒"大基地普遍采用"风光储一体化"模式。
（2）风光储一体化 / 风光火储一体化
把风电、光伏、储能电池放在同一个电站里，组成"互补组合"。风光白天晚上、刮风晴天互相补充，储能削峰填谷。如果加上火电，可以更好地稳定出力。
国内案例：第二批、第三批"沙戈荒"大基地基本采用"风光+储能"配置。
（3）虚拟电厂
风电、光伏、储能、电动汽车充电桩、工厂可调负荷等分散资源，通过物联网和AI算法聚合成一个"虚拟电厂"，统一参与电网调度。不是真实的发电厂，但功能上等价于一个电厂。
国内案例：国家电网在华北、华东等地试点虚拟电厂，聚合风电+储能参与电力市场。
（4）绿电交易 / 绿证交易
传统模式下，风电和火电上网后混在一起卖。绿电交易后，风电等绿色电力可以单独卖、单独计价，价格通常高于火电（溢价约0.03-0.05元/度）。绿证则是绿色电力的"身份证"，企业购买绿证可以证明自己使用了绿色电力。
国内案例：特斯拉、苹果、巴斯夫等跨国公司在中国购买绿电；2025年绿电交易规模同比增长超50%。
（5）沙戈荒大基地
利用西北、华北"沙戈荒"地区丰富的风光资源和廉价土地，建设千万千瓦级超大型风光基地。通过特高压外送通道将电力输送到中东部用电负荷中心。
国内案例：第一批97GW沙戈荒大基地已基本建成，第二批、第三批"十五五"建成规模超过5500万千瓦。
（6）深远海风电
传统海上风电主要在近海（水深<30米）。深远海风电在离岸30公里以上、水深30-60米甚至更深的海域，需要使用漂浮式基础。这是中国"十五五"规划首次明确的发展方向。
国内案例：广东阳江"三峡领航号"16MW漂浮式风电机组2026年5月安装完成。
（7）"以大代小"风电场改造
早期（2015年前）投运的1.5MW及以下老旧风机效率低、故障率高、占地多。在原场址拆除老风机，换装少量6MW+大兆瓦新风机，发电量可提升2-3倍，土地利用效率大幅提高。
国内案例：国家发改委、国家能源局2023年印发《风电场改造升级和退役管理办法》，2015年前投运的28GW+老旧机组是改造对象。
（8）新型电力系统
传统电力系统以火电为主，新型电力系统以风电、光伏等新能源为主，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好等特征。源网荷储一体化是新型电力系统的核心实现路径。
国内案例：国家发改委2023年发布《新型电力系统行动方案》，明确2025-2030年建设路径。
（9）新型储能
包括锂电池、压缩空气储能、液流电池、飞轮储能等。相比传统的抽水蓄能，新型储能建设灵活、响应快，是支撑新能源消纳的关键技术。风电+新型储能正在成为标配。
国内案例：2025年国内新型储能新增装机超50GW，锂电池储能占主导。
（10）"136号文"竞价上网
2025年国家发改委发布136号文，新增风电、光伏项目全面进入竞价上网时代，不再享受固定电价。开发商通过竞标确定上网电价，电价可能低于燃煤基准价，盈利模式从"补贴依赖"转向"成本竞争"。
国内案例：2026年Q1风电招标中，部分项目中标电价已低于当地燃煤基准价。
2
产业与商业模式类新概念
（1）风光同场
在同一片土地上同时建设风电和光伏，共享土地、电网、运维资源。风光出力具有天然互补性——晴天光伏强、阴天和大风天风电强，"风光同场"可平滑出力曲线。
国内案例：内蒙古、青海等"沙戈荒"基地普遍采用"风光同场"模式。
（2）海上风电+海洋牧场
海上风机基础周围形成的人工鱼礁，为鱼类提供栖息地；风机之间的海域可以养殖海藻、贝类等。实现"海上风电+海洋牧场"融合发展，立体用海，提高海域综合利用效率。
国内案例：山东"国能共享号"项目是国内首个"海上风电+海洋牧场"示范。
（3）风电+制氢 / 绿氢
用风电发出的电驱动电解槽，将水分解为氢气和氧气。这种氢气生产过程零碳排放，称为"绿氢"。绿氢可替代灰氢（化石燃料制氢）用于化工、钢铁、交通等领域。
国内案例：国家电投在广东揭阳推进兆瓦级海水原位制氢示范项目。
（4）风电+算力 / 东数西算
西部"沙戈荒"地区风光资源丰富但用电负荷小。数据中心是耗电大户，将数据中心布局到西部，配合风电、光伏直接供电，既消纳新能源，又降低数据中心用电成本。"东数西算"工程是其国家级布局。
国内案例：三峡集团探索"从绿电到绿算"新范式，在内蒙古等地建设风光+算力中心。
(5)智能微电网
在工业园区、海岛、偏远地区等小区域内，集成风电、光伏、储能、负荷，形成一个可以独立运行的小型电网。微电网可以并网运行，也可以离网运行，特别适合偏远地区和工业园区。
国内案例：山东东营海上风电+海岛微电网示范项目。
(6)分散式风电
单机容量较小（一般50MW以下），靠近用电负荷中心，电力就地消纳。区别于集中式大基地风电场。分散式风电不需要长距离输电，消纳条件好，是"千乡万村"风电的重要形式。
国内案例：2026年国家能源局明确鼓励发展乡村分散式风电。
(7)风电制氢氨醇
风电具有间歇性、波动性，难以大规模储存。将其转化为氢、氨、甲醇等化工产品，是"风光+储能"的另一种形式。这些绿色化工品可运输、易储存，可用于化工、航运、燃料电池等领域。
国内案例：金风科技在内蒙古建设绿色甲醇项目，2025年新签订单15万吨，在手订单超75万吨。
(8)风机退役与回收
2005-2015年大规模投运的风机陆续达到设计寿命（20-25年），进入退役高峰期。退役风机的叶片、齿轮箱、发电机、塔筒等部件需要拆解、回收、再利用。叶片复合材料回收是难点。
国内案例：中国循环经济协会统计，2024年退役风电市场规模30亿元，2025年达50亿元，同比增长66.7%。
(9)风电碳足迹
风电虽然运营期零碳排放，但设备制造、运输、建设、回收等环节也会产生碳排放。风电碳足迹指量化这些全生命周期碳排放。在"双碳"背景下，低碳风电产品在国际市场（特别是欧盟碳关税覆盖范围）更具竞争力。
国内案例：2025年底工信部启动《风电装备碳足迹核算指南》试点，中复神鹰等碳纤维供应商绿电使用比例已达76%。
05
中国风电市场深度分析
1
中国风电装机规模
根据国家能源局2026年1月28日发布的数据：
截至2026年4月底，风电装机容量已达6.6亿千瓦（660GW），同比增长22.0%
2
陆上风电：从补贴退坡到平价上网
中国陆上风电已于2021年全面进入平价上网时代，不再享受国家补贴。目前陆上风电的度电成本已低于火电，成为最具经济竞争力的电源之一。
陆上风电开发格局：
"三北"大基地（东北、华北、西北）：占全国新增装机的79%，风资源最优，度电成本最低可达0.14元/度。
中东南部分散式：靠近负荷中心，消纳条件好，但风资源一般。
"沙戈荒"大基地：第二批、第三批沙漠戈壁荒漠大型风电基地预计"十五五"建成规模超过5500万千瓦。
3
海上风电：中国速度与全球第一
中国海上风电已连续八年全球第一，核心数据：
海上风电技术快速迭代：
16MW、18MW级机组已实现规模化应用。
20MW级样机加速落地。
漂浮式风电技术突破，深远海开发成为可能。
3
弃风限电问题
弃风率（即风电因电网消纳能力不足而被迫放弃发电的比例）是衡量风电消纳状况的关键指标。
弃风率变化趋势(%)
2025年风电利用率94%，较前几年有所下降（弃风率从3.5%升至6%），主要原因是装机规模大幅增长而电网消纳能力建设相对滞后。消纳形势较严峻的省份包括湖南、新疆、辽宁。
3
风电在电力结构中的地位变化
风电2025在电力结构中的地位
06
产业链全景解读
1
产业链全景
上游：原材料与核心零部件
钢材（塔筒/基础）
稀土永磁（发电机）
碳纤维（叶片）
铜材（电缆）
中游：风机整机制造与零部件
叶片（中材科技、时代新材）
齿轮箱（南高齿、重齿）
发电机（湘电股份、中车永济）
塔筒（天顺风能、大金重工）
主轴承（新强联、瓦轴）
变流器（阳光电源、海上风电）
海缆（东方电缆、中天科技）
铸锻件（日月股份、吉鑫科技）
风机整机制造商（金风科技 / 远景能源 / 明阳智能 / 运达股份 / 三一重能）
下游：风电场开发运营与消纳
风电场开发商（五大电力央企、地方能源国企、民营开发商）
电网公司（国家电网、南方电网、跨区特高压）
运维服务商（整机商运维、第三方运维、智慧运维）
2
各环节详解
上游——原材料：
中游——零部件与整机制造：
风机零部件成本占比(%)
下游——风电场开发运营：
五大电力央企（国电投、华能、大唐、国电、华电）每年风电招标规模占国内总量超70%，是绝对主力。
3
利润分配分析
以陆上风电项目为例，每100元终端电费收入的大致分配（行业估算，仅供参考）：
风电项目利润分配(每100元电费)
利润最丰厚的环节：风电场运营（长期稳定现金流，优质项目IRR可达8%-12%）和海缆（毛利率25%-35%）。
增速最快的环节：海缆（海风需求爆发，2025-2030年市场规模CAGR约21%）、漂浮式基础（从0到1的新赛道）。
IRR（内部收益率）：衡量投资项目盈利性的指标，IRR 8%-12%意味着项目年化回报率在8%-12%之间。
齿轮箱：将风机叶片的低速旋转加速到发电机所需的高速旋转的机械装置。直驱风机没有齿轮箱，半直驱使用中速齿轮箱。
海缆：海底电缆，用于将海上风电场发出的电力输送到陆地。技术壁垒高，毛利率显著高于陆上电缆。
主轴承：风机主轴的核心支撑部件，承受巨大载荷，技术壁垒极高，长期被海外品牌垄断，近年国产化率快速提升。
4
钱流方向
钱从电力用户→电网→风电场开发商→风机整机商→零部件供应商→原材料企业，利润主要沉淀在风电场运营和海缆环节。
07
细分赛道对比
1
陆上风电：成熟赛道的新增长点
市场规模：2025年中国陆上风电新增110GW，累计590GW。
新增长点：
老旧风场改造（"以大代小"）：国家发改委、国家能源局联合印发《风电场改造升级和退役管理办法》，2015年前投运机组超28GW需改造。用大兆瓦新机组替换老旧小兆瓦机组，同等风资源下发电量大幅提升。是存量市场的核心增量来源。
大兆瓦趋势：平均单机容量从2020年的2.6MW提升至2024年的5.9MW，预计2027年达7.5MW
分散式风电：靠近负荷中心，消纳条件好，政策鼓励
代表企业：
整机商净利率对比(%)
2
海上风电：高增长赛道
市场规模：2025年中国海上风电新增6.6GW，累计47GW。
细分方向：
漂浮式风电三大里程碑（2026年）：
1. "三峡领航号"：全球单机容量最大16MW漂浮式平台，2026年5月在广东阳江安装完成。
2. "图强号"：全球首台20MW级深远海漂浮式风机，2026年5月启动建造，单位千瓦造价低于2万元，较现役样机下降30%以上。
3. "睿风号"：全球最大17MW直驱型漂浮式机组，2026年6月在广东阳江启动，单位千瓦造价较已建项目降低25%以上。
代表企业：
3
风电运维后市场：被忽视的千亿蓝海
截至2026年4月底，风电装机容量已达6.6亿千瓦（660GW），同比增长22.0%，大量机组进入服役中后期，运维后市场正快速扩大。
据《中国风电后市场发展报告（2025）》数据，2025年中国陆上风电运维市场规模突破700亿元，海上风电运维市场超过80亿元。
陆上年运维成本0.05-0.08元/瓦，海上比陆上高50%-80%。
智慧运维（AI+大数据+无人机巡检）正在替代传统人工运维。
金风科技智能运维系统合同金额同比增长37%。
风电后市场规模(亿元)
4
分散式风电与风电制氢：新兴方向
绿氢：用可再生能源电力电解水制取的氢气，生产过程零碳排放。区别于灰氢（化石燃料制氢）。
分散式风电：单机容量较小、靠近用电负荷中心的风电项目，电力主要就地消纳，区别于集中式大基地。
08
核心驱动力
1
政策驱动：双碳目标与"十五五"规划
核心政策：
2
经济驱动：度电成本持续下降
与火电对比：燃煤火电度电成本0.30-0.45元/度（随煤价浮动），陆上风电0.14-0.25元/度已全面低于火电。国家电网能源研究院预测，未来十年中国风电和光伏发电成本还将下降20%以上。
3
技术驱动：大兆瓦、漂浮式、AI智能运维
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需求驱动：电力需求增长+能源转型刚性需求
2025年全国用电量10,368TWh，同比增长5.0%。
新能源发电量对全国发电量增长的贡献率超过90%。
AI算力、数据中心、电动化驱动电力需求持续增长。
出口企业面临国际碳关税，绿电需求刚性。
碳关税：欧盟等对进口产品征收的碳排放费用，倒逼出口企业使用绿电。中国出口企业面临碳关税压力，绿电需求因此增加。
09
竞争格局与核心玩家
1
国内风机整机制造商排名
根据CWEA《2025年中国风电吊装容量统计简报》，2025年国内新增装机排名：
2025年风机整机商新增装机排名(GW)
2
中国风机整机制造商格局
2025年财报核心数据：
关键趋势：2026Q1行业盈利明显修复，金风科技净利率从3.79%升至5.85%，三一重能从2.60%升至4.49%。低价订单消化接近尾声，高价订单占比提升至80%-90%。
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海上风电专属竞争格局
4
核心竞争力对比
5
护城河分析
06
风险与变量
1
电网消纳瓶颈
2025年风电利用率94%，弃风率6%，较前几年回升。
新疆弃风率6%-9%，青海弃光率13.7%，消纳形势严峻。
装机增速远超电网建设速度，跨省输电通道不足。
46条特高压工程已建成，但仍不够。
判断：消纳问题是中期最大瓶颈，但随着电网投资4万亿、跨区输电能力提升30%以上的规划落地，将逐步缓解。
2
价格战：风机招标价格触底回升
判断：价格战最激烈的时期已过。行业自律公约+招标规则改革+业主对可靠性要求提升，三重因素推动价格触底回升。但回升幅度有限，不会回到2020年3,000+元/kW的高位。
3
供应链风险
稀土永磁材料：中国占全球产量80%+，但若出口管制升级可能影响海外业务。
特殊钢材：部分高端品种仍依赖进口。
海工装备：海上施工船舶产能紧张，可能制约海上风电建设速度。
4
政策风险
136号文：新增风电项目进入竞价上网时代，电价可能低于燃煤基准价。
补贴退坡后，部分项目收益率下降。
地方土地/林地审批周期延长，影响项目进度。
5
海上风电特有风险
施工难度大，台风等极端天气影响建设进度。
运维成本高，深远海运维难度更大。
海缆故障修复周期长，影响发电量。
漂浮式风电仍处于示范阶段，商业化尚需3-5年。
07
核心结论
1
核心判断
1. 风电行业已从"拼规模"转向"拼质效"，装机增速将放缓但盈利质量将提升。
2. 海上风电是未来5年确定性最强的增长赛道，中国连续八年全球第一，"十五五"目标100GW。
3.国内风电整机商已实现全球领先，2025年国内新增装机前7家市场份额91.8%。
4.价格战较差时期已过，2026年风机价格触底回升，产业链盈利修复进行时。
5.新模式新概念加速涌现，源网荷储一体化、"以大代小"、绿电交易等将重塑产业生态。
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关键机会
3
主要风险
1. 电网消纳瓶颈：弃风率可能继续上升，制约装机增长。
2.电价下行压力：竞价上网时代，项目收益率面临压缩。
3.海上风电施工产能不足：专业船舶短缺，可能制约建设进度。
4. 新能源市场竞争加剧：光伏、储能等其他新能源对风电市场份额的竞争。
免责声明：本报告仅供参考，不构成投资建议