风电行业 2026 全产业链白皮书

内容导航

·一、行业摘要与核心结论

·二、市场总览与体量

·三、需求侧与下游应用

·四、供给侧与竞争格局

·五、全产业链图谱（上游—中游—下游—回收）

·六、成本结构与价格周期

·七、前沿技术图谱

·八、供应链与地缘风险

·九、政策与监管环境

·十、区域格局与全球化

·十一、ESG与可持续发展

·十二、资本与投资逻辑

·十三、全球上市公司图谱

·十四、A股上市公司图谱

·十五、产业展望、风险与投资建议

一、行业摘要与核心结论

2025 年，全球风电产业交出了一份“创纪录”的成绩单——全年新增装机 165 GW，同比增长 40%，累计装机突破 1299 GW，风电机组已遍及 57 个国家。中国继续扮演“全球引擎”角色：新增装机 130.8 GW（同比 +49.9%），占全球新增的 79%，并首次包揽全球整机制造商市场份额前六位。与此同时，产业正从“规模扩张”迈向“价值深耕”：陆上单机迈入 15MW 级、海上冲击 26MW，金风 16MW 漂浮式机组完成吊装刷新世界纪录；整机商海外并网容量一年增长 8 倍，全球化破局初现。但繁荣之下亦有暗流——风机价格较 2021 年高点近乎腰斩，价格战虽近尾声却仍压制盈利；欧美贸易壁垒与本地化要求抬头；电网消纳与负电价压力渐显。本白皮书以 53 张图表、11 张数据表，系统拆解风电的市场规模、需求结构、竞争格局、全产业链、成本周期、技术演进、政策监管、区域格局、ESG 与资本逻辑，为产业参与者提供一份可交付的认知地图。

图表：核心指标一览

◆ 要点小结

·2025 全球新增 165 GW（+40%），累计 1299 GW，中国占全球新增 79%

·中国整机商首次包揽全球市场份额前六，大兆瓦与出海双线突破

·价格战近尾声但盈利承压，消纳与贸易壁垒是中期主要矛盾

◆ 关键数据

·全球新增装机 165 GW，同比 +40%

·中国新增 130.8 GW，占全球约 79%

·中国整机商海外并网容量一年增长 8 倍

二、市场总览与体量

从全球维度看，2025 年风电新增装机呈现“中国驱动、亚太主导”的鲜明格局。据 GWEC《2026 全球风能报告》，全球新增 165 GW 中风电，亚洲（中国 + 印度）贡献 131 GW，占比高达 80%；欧洲 19.1 GW（+16%）居次，美国 6.9 GW，印度 6.3 GW 近翻倍并首超美德，成为中国以外最大市场。截至 2025 年底，全球累计装机 1299 GW，区域分布上亚太约占 55%、欧洲 23%、北美 12%。中国方面，CWEA 数据显示 2025 年全国新增吊装 130.8 GW（陆上 125 GW、海上 5.56 GW），同比 +49.9%，平均单机容量升至 7160 kW；累计装机约 650 GW，占全国发电量约 1/10，成为仅次于火电、水电的第三大电源。拉长周期，全球新增装机从 2020 年 93 GW 一路攀升至 2025 年 165 GW，中国则从 71.7 GW 增至 130.8 GW，两国合计贡献了全球增量的绝对主体，市场集中度仍在提升。从结构特征看，全球风电市场呈现典型的长尾加头部格局：少数资源大国与整机巨头主导增量，但装机国数量已增至五十七个，说明产业正从早期政策试点走向广泛商业部署。值得关注的是，陆上与海上市场的景气节奏并不同步——陆上受大基地与平价驱动持续放量，海上则在国补退坡后进入以地方接力与深远海示范为主的新阶段。中国市场的高占比既是规模红利，也意味着后续增长对国内政策与消纳能力的依赖度极高，任何电网约束都可能被放大为全局性装机波动。

图表：全球市场规模逐年变化

图表：中国市场规模趋势

图表：市场份额占比

 ◆ 要点小结

·亚太占全球新增 80%，中国 + 印度是绝对增量主体

·欧洲累计 >300 GW 居第二，美国、印度稳居前五

·中国累计约 650 GW，成第三大电源

◆ 关键数据

·全球累计 1299 GW，57 国装机

·中国新增 130.8 GW（陆上 125 / 海上 5.56）

·中国平均单机容量 7160 kW（+18.3%）

三、需求侧与下游应用

风电的需求底盘是“能源转型 + 绿电替代”。从应用场景拆解，2025 年中国新增装机中：沙戈荒大型风电基地约占 42%，是中短期增量主源；中东南部分散式风电约 18%，依托低风速、高切变技术在高密度负荷区就近消纳；海上风电约 13%；老旧机组“以大代小”增容约 12%；源网荷储一体化约 15%，服务绿电直供与绿氢/绿氨。需求驱动力来自多端：其一是双碳目标下能耗双控与绿电消纳权重考核，倒逼高耗能企业与园区采购绿电；其二是“沙戈荒”大基地建设与特高压外送通道打通，使三北资源大规模转化为电量；其三是风电制氢、绿氨、海水淡化等“电—X”新场景打开第二增长曲线。区域上风电利用小时差异显著——华北、东北、西北可达 2300—2500 小时，华东、华南仅 1600—1850 小时，决定了资源地与负荷地的不同开发逻辑。GWEC 预测 2025—2030 全球新增将从 165 GW 增至 245 GW，年均复合增速约 8.8%。进一步看，风电需求的刚性正在增强而非减弱。随着能耗双控转向碳排放双控，高耗能行业与数据中心的绿电采购从自愿变为考核，构成稳定的中长期买盘；而绿氢、绿氨等电转X路线把风电从单纯电力商品拓展为工业原料的能源底座，使需求天花板显著抬高。需求侧真正的约束不在于意愿，而在于消纳——三北资源地与东南负荷地的错配要求特高压与储能同步跟上，否则富余电量只能以负电价或弃风形式损耗，反过来压低项目收益率。

图表：下游需求占比

图表：各下游场景需求堆叠预测

图表：各年度月度需求密度

表注：下游应用规模/增速。

◆ 要点小结

·沙戈荒大基地占新增 42%，是增量主引擎

·源网荷储与绿氢打开第二增长曲线

·2025—2030 全球新增 CAGR 约 8.8%

◆ 关键数据

·大基地 42% / 分散式 18% / 海上 13% / 增容 12% / 源网荷储 15%

·三北利用小时 2300—2500h，东南 1600—1850h

·2030 全球新增预测 245 GW

四、供给侧与竞争格局

供给端呈现“头部稳固、中国包揽、出海破局”的强分化。CWEA 口径下，2025 年中国整机市场 CR5 达 73.4%：金风科技 19.8%、运达股份 14.7%、明阳智能 14.2%、远景能源 13.4%、三一重能 11.2%；CR10 近乎满格，行业向头部加速集中。放在全球坐标系，彭博新能源财经显示中国整机制造商首次包揽全球新增市场份额前六——金风 29.3 GW 居首、远景 20.9 GW 次之、明阳、运达、三一、东方电气均约 13—16 GW，维斯塔斯则自 2013 年有统计以来首次跌出前五（降至第 7）。竞争主轴正从“价格战”转向“价值战”：金风提出从度电成本 LCOE 走向度电价值 LCOV，远景强调“种最聪明的风机”。出海成为新增长极——2025 年中国整机出口 7.73 GW（+48.9%），覆盖 60 国，海外并网容量一年增长 8 倍，在拉美、中东、非洲形成对欧美对手的价格优势，但也仍高度依赖本土市场（国内占其新增 93%）。竞争格局的背后是两种能力分野：一种是把风机造得更便宜更大的制造与工程能力，另一种是把风机用得更聪明的软件与运维能力。前者决定短期份额，后者决定长期黏性。当前价格战趋缓，意味着行业从以价换量切换到以质换利，整机商竞争主轴正从单纯投标报价，转向全生命周期的度电价值、可融资性与海外交付记录。对后发者而言窗口正在收窄——头部凭借规模、供应链与品牌构筑的护城河，使新进入者难以在主流陆上市场复制此前的份额跃迁。

图表：Top5 厂商对比

图表：主要厂商规模阶梯

图表：头部厂商累计份额

图表：厂商份额两期变化

表注：数据为公开披露，份额为占比。

◆ 要点小结

·中国整机 CR5 73.4%，集中度持续提升

·中国包揽全球前六，维斯塔斯首跌出前五

·出海加速：出口 +48.9%，海外并网增 8 倍

◆ 关键数据

·金风 19.8% / 运达 14.7% / 明阳 14.2% / 远景 13.4% / 三一 11.2%

·全球新增：金风 29.3GW、远景 20.9GW

·中国整机出口 7.73 GW，覆盖 60 国

五、全产业链图谱（上游—中游—下游—回收）

风电产业链自上而下可分为四层：上游原材料与零部件、中游核心部件与整机集成、下游风电场开发与运维、以及贯穿末端的回收再生。上游以玻纤/树脂（叶片基材）、特种钢材（主轴、塔筒）、稀土永磁（发电机）、轴承钢（主轴承）为主，具备资源与材料属性；中游核心部件中，叶片约占整机成本 22%、齿轮箱 18%、发电机 8%、主轴承 12%、塔筒 13%、变流器/电控 7%，其中叶片、齿轮箱、主轴承三者合计约占 50%，是降本与国产化的主攻方向。国产化率呈现“两端高、中间低”——叶片 >95%、塔筒 >98%、发电机 ~90%，但主轴承仅约 50%，仍依赖进口，是产业链安全的关键短板。下游由发电集团（国家能源、华能、三峡等）作为开发商，中国电建/能建承担 EPC，运维后市场正成为整机商“第二曲线”；末端回收涵盖退役叶片材料再生与钢、铜资源循环，呼应循环经济。

图表：产业链全景

图表：价值从投入到各成本项分配

图表：各环节价值/产出漏斗

◆ 要点小结

·叶片+齿轮箱+主轴承约占整机成本 50%

·国产化“两端高、中间低”，主轴承约 50% 是短板

·运维后市场与回收再生成为价值新增量

◆ 关键数据

·叶片 22% / 齿轮箱 18% / 主轴承 12% / 塔筒 13% / 发电机 8%

·主轴承国产化 ~50%，叶片 >95%

·整机成本中三大核心部件合计约 50%

六、成本结构与价格周期

成本是风电平价竞争力的核心变量。过去四年风机价格经历“过山车”：陆上风机中标均价从 2021 年的约 3000 元/kW 一路下行至 2025 年的约 1400 元/kW，近乎腰斩，价格战在 2023—2024 年达到白热化，成为整机商毛利承压的主因。成本结构上，叶片（22%）、齿轮箱（18%）、主轴承（12%）、塔筒（13%）、发电机（8%）、变流器/电控（7%）及其他（20%）构成典型陆上机组；海上风机因更大型轴承、更长叶片与海工要求，主轴承与塔筒/基础占比更高（轴承约 18%、塔筒约 15%）。大兆瓦化是摊薄单位成本的关键杠杆——6MW+ 机组较 2MW 级单位千瓦成本可降低约 30%，这也是单机容量从 3.5MW（2020）跃升至 7.16MW（2025）的底层逻辑。随着价格战见底与原材料长协锁价，2025 年起行业进入“增收更增利”的修复通道，但海上风电因施工与海缆成本仍显著高于陆上。把时间轴拉长，风电成本下降本质上遵循学习曲线——累计装机每翻一番，单位成本约下降一定比例，这一规律在陆上已被反复验证，并在海上开始显现。真正决定企业盈利的不是某一时点中标价，而是报价到交付到确认收入之间的成本与原材料波动管理：谁能以长协锁价、以一体化摊薄、以大兆瓦摊薄固定费用，谁就能在价格底部仍保住毛利。因此成本章节揭示的不仅是数字，更是企业内功差异——同样面对腰斩的价格，有人亏损出清，有人逆势扩份额。

图表：产品成本拆分

图表：价格开高低收周期

图表：单位成本构成瀑布

图表：各成本项按场景堆叠

图表：价格高低区间

图表：各场景成本分布

◆ 要点小结

·陆上风机均价从 3000 跌至 1400 元/kW，近乎腰斩

·大兆瓦摊薄单位成本，6MW+ 较 2MW 低约 30%

·价格战见底，行业进入增收增利修复期

◆ 关键数据

·2021 均价 ~3000 元/kW → 2025 ~1400 元/kW

·叶片 22% / 齿轮箱 18% / 主轴承 12% / 塔筒 13%

·平均单机 3.5MW(2020) → 7.16MW(2025)

七、前沿技术图谱

技术演进的主旋律是“更大、更轻、更智能、更自主”。单机容量持续跃升：陆上方面三一重能 15MW 原型机下线，海上方面东方电气 26MW、金风 22MW 机组相继问世，平均单机容量由 2020 年 3.5MW 升至 2025 年 7.16MW，2030 年有望突破 12MW。技术路线呈“直驱—半直驱—双馈”并存，半直驱凭借效率与可靠性平衡，采用率由 2015 年约 20% 升至 2025 年约 45%。漂浮式风电从样机走向示范——金风 16MW 漂浮式机组 2025 年完成吊装，刷新全球已吊装漂浮式单机容量与叶轮直径纪录，关键部件全面国产化，为深远海打开空间。配套技术同步突破：叶轮直径达 260 米级、长叶片轻量化降低载荷；AI 运维实现故障预测与发电性能优化；远景海上风机 100% 国产化、自研齿轮箱与主轴承交付超万台，标志核心大部件“黑匣子”被逐步打开。技术成熟度上，陆上大兆瓦与海上固定式已规模化（>85%），漂浮式约 55%，风光储一体化约 70%。

图表：技术路线多维评分

图表：技术产业化时间线

图表：2025-2030 预测

图表：各技术方向成熟度

图表：各技术路线份额流变

图表：主要区域技术采用强度

◆ 要点小结

·平均单机 3.5MW(2020) → 7.16MW(2025)，海上冲 26MW

·半直驱采用率升至 45%，成主流路线

·金风 16MW 漂浮式吊装，关键部件全面国产化

◆ 关键数据

·东方电气 26MW、金风 22MW 海上机组

·金风 16MW 漂浮式 2025 吊装（全球最大）

·叶轮直径 260m 级，远景海上 100% 国产化

八、供应链与地缘风险

风电产业面临五类结构性风险。其一，价格战余波：2021—2024 年风机价格腰斩虽近尾声，但低价订单交付仍压制短期毛利，倒逼企业向服务化与出海要利润。其二，原材料波动：钢材、铜、稀土等占成本比重高，价格受宏观与贸易政策扰动，头部厂商以一体化与长协对冲。其三，政策与补贴退坡：海上风电国家补贴 2021 年底退出后短期阵痛，依赖地方接力；绿电消纳权重与电价机制影响项目 IRR。其四，国际贸易壁垒：欧美以关税、本地化成分要求（LCR）构筑壁垒，维斯塔斯等在欧洲本土市场仍占优，中国厂商出海需布局本地产能。其五，电网消纳：三北地区弃风与负电价风险、电网阻塞与灵活性不足，是装机放量的最大系统约束。相较而言，技术路线风险（直驱/半直驱/双馈选择）已随半直驱主流化而收敛。综合看，价格战与消纳是短期最突出矛盾，贸易壁垒是中期最大不确定性。

图表：各维度风险 vs 敞口

图表：各环节区域依赖对比

图表：两期区域依赖斜率

图表：各风险点等级

图表：风险强度随时间演变

表注：供应链与地缘风险评估。

◆ 要点小结

·价格战与电网消纳是短期最突出矛盾

·主轴承等原材料波动需长协对冲

·欧美关税与 LCR 是中期最大不确定性

◆ 关键数据

·风机价格 2021-2024 腰斩，低价订单压制毛利

·海风国补 2021 末退出，依赖地方接力

·欧美 LCR/关税抬升起出海门槛

九、政策与监管环境

政策是风电产业的“定盘星”。顶层锚定来自“双碳”目标——2030 碳达峰、2060 碳中和，以及“十四五”规划提出的风光累计装机 12 亿千瓦以上（实际已大幅超额）。2024 年 11 月《能源法》通过，填补能源顶层设计空白，为可再生能源发展提供法律保障。海上风电国家补贴于 2021 年底退出，行业短期承压后由广东、山东、浙江等地方补贴与平价项目接力。增量主源来自“沙戈荒”大型风电光伏基地，配合特高压外送通道建设，成为三北资源转化的关键抓手。需求侧，可再生能源电力消纳保障机制、绿电绿证交易扩容，为高耗能企业与园区采购绿电提供通道；能耗双控向碳排放双控转型，进一步抬升绿电溢价。大基地与消纳责任权重考核协同，确保发得出、送得走、用得上；从中央到地方，项目核准放管服改革缩短前期周期。整体政策框架从"补贴驱动"全面转向"机制驱动"，稳定性和可预期性增强，但也对并网便利度、审批效率提出更高要求。

图表：近年关键政策节奏

图表：关键指标 vs 目标

图表：各方对政策态度分布

表注：近年关键政策与影响。

◆ 要点小结

·双碳 + 十四五构筑顶层锚定，装机已超额

·能源法落地，海风国补退坡由地方接力

·从补贴驱动全面转向机制（消纳/绿证）驱动

◆ 关键数据

·2030 碳达峰 / 2060 碳中和

·风光累计 12 亿千瓦目标已超额完成

·2024.11 能源法通过，海风国补 2021 末退出

十、区域格局与全球化

区域格局呈现“中国三北为核、欧洲海上领先、新兴市场提速”的梯度。中国国内，内蒙古（年新增约 30 GW、累计 >45 GW）、新疆（约 18 GW）、甘肃（约 12 GW）构成三北核心，依托大基地与外送通道；河北、江苏兼具陆上与海上，江苏海上风电累计 >25 GW 领先。欧洲是全球海上风电策源地，累计装机 >300 GW，西门子能源（Siemens Energy）连续居全球海上整机第一；德国、西班牙、英国、瑞典等稳步新增。美国 2025 年陆上新增近 7 GW 显示复苏韧性，但海上受政治阻力波动。印度 2025 年新增 6.3 GW 近翻倍，首次超越美德成为中国以外最大市场，本土制造与招标改革见效。新兴市场爆发力强——中东非 2025 新增同比 +100% 以上（沙特、埃及领跑），巴西、智利、澳大利亚稳步放量，成为全球增量的“第二梯队”。区域增速上，中国 +49.9%、印度 +100%、欧洲 +16%、美国 +7%，分化明显。区域格局的梯度背后是资源、电价与制度的三角关系。三北坐拥最优风资源与最低造价，却受限于本地消纳与外送通道；东南负荷中心电价高、消纳好，但海况复杂、造价陡增；欧洲海上起步早、机制成熟，却面临高昂施工与融资成本；新兴市场资源丰沛、需求刚起，是价格敏感型中国设备的天然腹地。理解这一梯度才能看懂企业出海去哪儿、海风布在哪、陆上拼哪里的底层逻辑——区域不是地理标签，而是差异化的盈利模型。

图表：区域占比

图表：区域结构占比

图表：各区域增速

表注：区域格局数据。

◆ 要点小结

·中国三北（蒙新甘）是增量核心，江苏海上领先

·欧洲海上策源地，Siemens 居海上整机第一

·印度跃升、中东非爆发，新兴市场成第二梯队

◆ 关键数据

·内蒙古年新增 ~30GW，累计 >45GW

·欧洲累计 >300GW，海上领先

·印度 2025 新增 6.3GW 近翻倍，中东非 +100%+

十一、ESG与可持续发展

风电的天然属性是“绿色电源”，但 ESG 内涵远超碳减排。碳减排方面，风电年减排 CO2 约 40 亿吨，度电碳强度仅约 10—14 gCO2/kWh，相较燃煤电站降低一个数量级，是能源转型的减排主力。土地利用上，单机容量增大与集约用海降低单位电量土地/海域占用，但海上施工需平衡渔业、生态敏感区。材料循环是难点也是亮点——传统热固性叶片回收难，行业正转向热塑性叶片与退役叶片粉碎再生，领先企业循环材料使用率较行业平均高约 17%。供应链层面，整机商将 ESG 尽调向上游延伸，要求轴承、磁材供应商合规；社区层面，风电场运维创造本地就业，出海项目通过“建生态”而非“卖机组”提升属地认同。整体看，领先企业在碳减排、土地利用、可回收、社区、供应链五维评分较行业平均高 12—15 个百分点，ESG 正从“合规项”变为“竞争力项”。ESG 对风电的意义正从因为绿色所以天然正确，转向因为透明所以更受资本青睐。一方面，叶片回收、稀土溯源、社区沟通等议题若处理不佳，会成为项目审批与融资的隐性门槛；另一方面，率先建立可回收材料体系与供应链尽调的企业，能在绿色债券、可持续挂钩贷款上拿到更低资金成本。换言之，ESG 已不是成本中心，而是影响估值与融资条件的竞争力变量，这也是领先整机商把 ESG 写入核心战略而非仅作披露的原因。

图表：环境/社会/治理多维

图表：各环节减排贡献

图表：绿色投资累计

图表：排放强度 vs 产出

表注：ESG 关键指标进展。

◆ 要点小结

·风电年减排 CO2 约 40 亿吨，度电碳强度极低

·热塑叶片 + 退役再生破解回收难题

·ESG 从合规项变为竞争力项，领先者高 12—15pct

◆ 关键数据

·度电碳强度 10—14 gCO2/kWh

·领先企业循环材料使用率高行业 ~17%

·五维 ESG 评分领先者高 12—15 个百分点

十二、资本与投资逻辑

资本逻辑正从“拼规模”转向“看质量”。融资端，风电行业年度融资（股权 + 债权）由 2023 年约 800 亿元增至 2025 年约 1400 亿元，累计投资 2025 年约 8000 亿元，2030 年有望达 1.5 万亿元，资金主要流向海风、出海与大兆瓦产能。估值端呈“整机稳、零部件活”——金风科技市值约 420 亿、明阳约 300 亿，而轴承龙头新强联凭借国产化缺口享有约 20 倍 PE、更高增速预期；东方电气作为综合装备龙头市值约 700 亿。盈利端，2025 年全产业链“增收更增利”：上游走出钢价波动谷底，中游整机价格战见底修复毛利，下游开发商受益于利用小时与电价机制改善。资本开支方向清晰——向海上（高附加值）、向海外（避开内卷）、向运维后市场（高毛利长尾）倾斜。对投资者而言，具备“大兆瓦技术 + 出海能力 + 核心部件自给”三重属性的企业，更可能在平价时代获得估值溢价。落到投资语言，风电板块定价逻辑正在重写：过去市场给装机量增速高溢价，如今更看重自由现金流质量与海外收入占比。原因在于，单纯内卷的国内陆上市场已接近价格底部，增量价值更多来自毛利更高的海上、回款更稳的运维后市场，以及定价权更强的出海。因此资本开支方向本身就是一份选股地图——向海风、向海外、向核心部件自给倾斜的企业更可能在平价时代获得估值溢价与盈利弹性，而被困于低价陆上订单的参与者则面临估值压制。

图表：市值-营收分布

图表：一级市场融资规模

图表：并购金额累计

图表：企业资本排名变化

表注：资本市场关注标的。

◆ 要点小结

·年融资 800→1400 亿，累计投资 ~8000 亿

·估值“整机稳、零部件活”，轴承享高 PE

·资本开支向海风、出海、运维后市场倾斜

◆ 关键数据

·2025 行业融资 ~1400 亿元（+75%）

·金风市值 ~420 亿，新强联 PE ~20 倍

·2030 累计投资有望达 1.5 万亿元

十三、全球上市公司图谱

全球整机商版图在 2025 年被中国军团重写。彭博新能源财经数据显示，全球新增 169 GW 中风电，金风科技以 29.3 GW 稳居第一，远景能源 20.9 GW 第二（近 1/4 来自海外），明阳、运达、三一、东方电气均约 13—16 GW 包揽第三至六，中国中车、上海电气分居第八、九。这是中国企业首次包揽全球前六。海外对手中，丹麦维斯塔斯退至第七（仍是中国以外市场最大供应商），西门子能源凭借海上优势保持海上整机第一，GE Vernova 在美洲与海上维持存在。竞争力对比鲜明：中国头部平均单机 7.2MW、海外收入占比仅约 8%、毛利率约 18%；欧洲头部平均单机 5.0MW、海外收入占比约 80%、毛利率约 12%——中国以“大容量 + 低成本 + 快交付”取胜，欧洲以“全球化 + 品牌 + 海上技术”守成。出海是分水岭：中国厂商海外并网一年增 8 倍，在拉美、中东、非洲以价格优势切入，但欧美市场仍受贸易壁垒制约，全球化“量质齐增”刚刚起步。

图表：多维对比

图表：各企业营收面积占比

图表：主要厂商全球份额两期

表注：全球龙头财务。

◆ 要点小结

·中国企业首次包揽全球整机前六

·中国以大容量+低成本取胜，欧洲以全球化守成

·出海是分水岭，海外并网一年增 8 倍

◆ 关键数据

·金风 29.3GW / 远景 20.9GW 全球前二

·维斯塔斯退至第 7，Siemens 居海上第一

·中国头部海外收入占比仅 ~8%

十四、A股上市公司图谱

A 股已聚集完整的风电产业链上市公司集群，覆盖整机与核心零部件。整机端：金风科技（002202）全球第一、明阳智能（601615）海上领先、运达股份（300772）增速强劲、三一重能（688349）高毛利、东方电气（600875）综合装备、中国中车（601766）风电板块、电气风电（688660）海上专攻。零部件端：中材科技（002080）叶片龙头、新强联（300850）主轴承国产化核心、日月股份（603218）铸件、天顺风能（002531）与 大金重工（002487）塔筒/海工、东方电缆（603606）与 中天科技（600522）海缆。2025 年板块呈现“增收更增利”的系统性修复：整机价格战见底、出货放量；零部件中轴承、海缆、塔筒因出海与海风高景气弹性更大。地域上，整机商集中于新疆、广东、浙江、北京、四川，零部件沿长三角（江苏、浙江）集聚，形成清晰的产业地理分工。对投资者而言，具备“大兆瓦 + 出海 + 核心部件自给”的企业更可能在平价时代获得超额收益。

图表：A股上市公司营收-净利分布

图表：重点企业排名变化

表注：上游企业财务。

表注：中游企业财务。

表注：下游企业财务。

◆ 要点小结

·A 股风电集群覆盖整机 + 核心零部件全链条

·2025 板块增收更增利，零部件弹性更大

·整机沿资源地、零部件聚长三角的地理分工

◆ 关键数据

·整机：金风/明阳/运达/三一/东方电气/中车

·零部件：中材/新强联/日月/天顺/大金/东方电缆

·主轴承国产化核心为新强联（300850）

十五、产业展望、风险与投资建议

展望 2030，风电仍处景气长周期，但路径从“高歌猛进”转向“高质量发展”。全球累计装机情景：乐观 1500 GW、中性 1300 GW、悲观 1050 GW，中性情形下 2025—2030 年均新增约 200 GW。四大趋势确定：一是大兆瓦化继续，海上冲击 30MW 级、漂浮式从示范走向商用；二是海上风电接力陆上，成为附加值与壁垒最高的赛道；三是出海从“卖机组”到“建生态”，本土化产能规避贸易壁垒；四是 AI 运维与风光储一体化抬升全生命周期价值。主要风险集中于三处：价格战余波压制短期盈利、电网消纳与负电价约束放量节奏、欧美贸易壁垒抬升出海成本。结论上，风电已从政策驱动全面转入平价驱动，度电成本持续下探使其在与煤、核的竞争中胜出；在“十五五”窗口，行业核心命题将从“装多少”转向“值多少”，具备技术、出海与核心部件三重能力的企业，将主导下一程。（免责声明：本报告基于公开资料整理，仅作行业研究用途，不构成任何投资建议；数据来源于 GWEC、CWEA、彭博新能源财经及行业通用测算，编写者不对内容准确性作保证。）

图表：核心风险/景气指标

图表：不同情景概率/价值

◆ 要点小结

·2030 全球累计中性 1300GW，年均新增约 200GW

·海上、出海、AI 运维是四大确定趋势

·核心命题从“装多少”转向“值多少”

◆ 关键数据

·乐观/中性/悲观 2030 累计：1500/1300/1050 GW

·海上接力陆上，漂浮式走向商用

·风电全面转入平价驱动，度电成本持续下探

数据截至 2026年8月｜本白皮书基于公开资料整理，仅供研究参考，不构成投资建议