陆风稳步推进，海风重回快车道
思瀚产业研究院    2025-05-07

2025 年是"十四五"收官之年，也是"双碳"目标提出后首个五年计划收关节点，政策端通过强化大基地建设与海风开发确保既定风电目标落地。从总量来看，在"沙戈荒大基地"战略驱动下，"十四五"风电年均装机目标较"十三五"提升 133%至 70GW，2023 年国内风电装机达 75.9GW（海风占比 9%），2024 年进一步提升至 88GW 再创新高，为收官之年奠定坚实基础。

从政策端来看，根据《2025 年能源工作指导意见》，2025 年将通过加速第二批/第三批大基地及海上风电建设保障目标兑现，预计全年陆/海风装机分别达 100GW/15GW（同比+25%/+88%），同步完成 36 亿千瓦总装机目标中非化石能源占比 60%的核心指标。

展望 2025 年，风电装机维持高景气度，装机量下限由政策强制力与项目储备双重锁定。当前大基地在建规模超 200GW 叠加海风施工周期刚性，确保 2024年装机成果延续及 2025 年预测目标达成。

2025 年风电行业投资主线聚焦四大方向：1）海风：政策松绑叠加招标放量驱动深远海开发加速，海底电缆/基础产品升级开启新周期；2）陆风：价格筑底企稳与大型化趋势深化共振，整机及铸锻件环节盈利修复弹性突出；3）零部件：大兆瓦机型交付放量推升供需紧平衡，叶片/铸件等高价值量环节进入量价齐升通道；4）出海：全球能源转型加速催生海外需求扩容，中国整机商依托成本优势实现市场份额与盈利结构双升。四大领域共同构建"政策-技术-成本-市场"多维驱动格局，奠定行业增长性高，确定性强。

1、景气周期上行，价格拐点已现

2024 年风电指数呈现先抑后扬的震荡格局，全年涨幅超 10%，显著优于光伏、储能等新能源细分板块。分阶段看，年初受宏观经济及 A 股下跌影响，板块整体下行；随后江苏海风项目积极推进，超跌反弹推动，板块回升；二季度因交付节奏放缓、Q1 业绩承压而回调；5-6 月海风施工窗口期叠加海外需求催化，海缆/塔桩领涨但整体仍震荡；下半年受海风审批延期压制后，9 月底至年末多项金融政策及江苏项目落地提振市场情绪，叠加陆风价格企稳，推动指数快速回升并维持高位震荡。

展望 2025 年，风电行业有望迎来“海陆共振+国内外需求双升”的景气周期。需求端，预计国内陆风新增装机 95GW（同比+30%），海风新增 12-15GW（同比+71%），叠加 2024 年递延项目释放，装机确定性高企；海外市场如欧洲海风、东南亚陆风贡献增量，中国整机商出口订单加速兑现。盈利端，陆风价格拐点已现，低价竞争终结推动毛利率修复；海风开工提速带动高价值量订单释放，零部件环节量利齐增可期。

2、 “十四五”装机完成度分化，光伏领先于风电

“十四五”期间，我国新能源装机呈现显著的区域与电源类型分化，其中光伏装机进度大幅领先风电，且省份间目标完成度差异显著。截至 2024 年末，全国 16 个省市新能源装机规划完成度超 80%，浙江、福建等 14 省光伏目标超额完成，而云南、青海、甘肃等 5 省因超 10GW 规划缺口，仍有 15 省市完成度不足 80%。

从电源类型看，风电发展明显滞后：全国仅 4 省提前完成风电目标，远低于光伏的20 省达标率。内蒙古风电实际装机 48.13GW，较规划缺口达 3.02GW；甘肃、青海风电装机分别为 6.03GW 和 1.32GW，仅完成规划的 55%和 35%，成为拖累西北地区整体进度的关键。反观光伏，新疆以 44.14GW 的实际装机远超 23GW 规划目标，山东（53.41GW vs 42.28GW）、河南（39.90GW vs 40.00GW）也接近或超额完成目标。

区域分化鲜明，重光伏轻风电：华东、华中依托分布式光伏政策推动高完成度，而西北、东北风电受制于消纳瓶颈，如黑龙江、吉林风电合计装机 18.16GW，较规划缺口超 10GW，弃风率持续高企。尽管 BNEF 预测 2025 年陆上风电、光伏 LCOE 将分别降至 37、35 美元/兆瓦时，但风电成本降幅（-4%）慢于光伏（-9%），叠加并网挑战，、“重光伏、轻风电”的结构性矛盾，未来需通过储能配置与跨区输电优化提升风电竞争力。

3、新能源发电利用率下降，风电消纳优于光伏

全国风电利用率同比普遍回落，区域消纳能力差异显著，部分省份弃风现象加剧。2024 年全国风电利用率同比普遍下降 1.8%，区域消纳能力分化显著，部分省份弃风问题加剧。从区域表现看，三北地区呈现明显差异：华北地区消纳矛盾突出，河北风电利用率同比骤降 9.0%，蒙西地区下降 3.2%，两地弃风率分别攀升至 16.9%和 8.1%；东北、西北局部有所改善，辽宁、黑龙江波动较小，陕西通过电网改造实现利用率回升 2.2%。

高弃风区域形成"低利用率三角区"，河北（83.1%）、青海（92.3%）、西藏（84.6%）因外送通道受限或电网孤岛运行等问题，累计损失超 70 亿千瓦时清洁电力。与此同时，山东（+2.8%）、河南（+2.1%）、宁夏（+1.9%）等 7 省通过灵活调度及储能投运实现逆势提升，陕西榆林储能集群更推动利用率环比增长 6.2 个百分点。

在新能源装机快速增长的背景下，全国 13 个省份消纳能力持续承压，尤其蒙西、青海等风电大基地受配套建设滞后影响，利用率环比降幅达 3.2%-6.7%，当前新型电力系统建设需破解"重开发、轻消纳"的结构性矛盾。

4、2024 年风电招标情况

2024 年，全国风电整机厂商（含国际项目）中标规模 220.64GW（+90%），其中国内项目招标 192.58GW，国内陆上风机招标 178.92GW，国内海上风机招标 13.66GW。价格方面根据风电头条统计，2024 年央国企陆上风电项目（含塔筒）中标均价为 1894元/kW，海上风电项目（含塔筒）中标均价为 3307 元/kW。

中标结果来看，远景在出海企业中位居前列，金风在国内风电项目中位居榜首。国内和国际项目总榜单中，远景（38.62GW）、金风（37.40GW）、运达（31.92GW）位居前三；国内项目金风（29.17GW）、运达（28.73GW）、远景(28.63GW)位居前三；海风项目远景（4.09GW）、金风（3.95GW）、明阳（2.83GW）位居前三。

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