一、市场供需与装机动态

（一）供给端：整机商中标格局固化，头部效应持续增强

2025年7月，国内风电设备供给市场呈现头部集聚、梯队分化的显著特征。根据公开开标数据统计，7月国内共有32个风力发电机组采购项目完成开标，累计采购容量达7.68GW，全部为陆上风电项目(无海上风电项目)。从整机商中标格局看，行业集中度持续提升，呈现以下特点：

● 前三强格局稳固：东方电气风电有限公司(东方风电)以1.27GW中标容量位居榜首，市场份额达16.5%；新疆金风科技股份有限公司以1.11GW位列第二，市场份额14.4%；远景能源有限公司以901.3MW排名第三，市场份额11.7%。前三甲合计市场份额达42.6%，较上月提升约3个百分点，头部效应进一步凸显。

● 第二梯队竞争胶着：运达股份以770MW容量位列第四，明阳智能以520MW排名第五，三一重能以370MW紧随其后。值得注意的是，运达股份在国家电投规模化集采项目中表现抢眼，一举拿下810MW订单，成为当月最大赢家之一。

● 中小企业份额承压：中车株洲所、中车山东风电、中船海装等企业中标规模均低于300MW，十家整机商中有七家市场份额不足5%，行业“长尾”逐步收缩。

（二）需求端：开发商采购集中度提升，集采模式成主流

风电开发端需求在7月呈现国央企主导、集采扩容的双重特征，主要开发商采购情况如下：

● 央企集团占比超八成：7月开标项目涉及15家开发企业，其中国家能源集团、中广核、中国华电、华润集团、中国华能等11家央企集团合计采购占比达85.6%。地方国企方面，广西投资集团、河北交投集团表现活跃，但单体规模较小。

● 华能国能领跑采购榜：中国华能集团以1.40GW采购规模位居开发商首位，主要分布在内蒙古、吉林等风资源富集区；国家能源集团以1.29GW紧随其后，项目集中在宁夏、甘肃等西北地区；中煤集团以780MW位列第三，标志着传统能源企业加速向新能源转型。

● 集中采购成主流模式：7月完成开标的2个规模化集采项目(国家电投、中核集团)总容量达1.99GW，占当月总采购量的25.9%。其中国家电投项目要求单机容量≥5MW，中核集团集采更明确划分5-6MW、6-7MW、7-8MW及8MW+四个功率段各投标3种机型，反映开发商对机组大型化、技术多元化的需求趋势。

（三）装机动态：单月增速亮眼，全年高增可期

7月风电装机运行数据延续高增长态势，反映行业在政策驱动下装机加速、结构优化的发展特点：

● 单月发电量同比高增：大唐新能源7月风电发电量达188万兆瓦时(约1.88TWh)，同比大幅增长14.74%了；光伏发电量60万兆瓦时，同比增长73.59%，风光协同效应显著。前7个月累计风电发电量达2.136万兆瓦时，同比增长11.75%，完成率符合预期。

● 抢装效应持续释放：受“136号文”电价政策调整影响，5月行业曾出现单月26.3GW的抢装高峰(同比+801%)，带动1-5月全国风电装机达46.3GW，同比增幅134%5.7月虽环比回落，但同比增速仍保持双位数增长，表明抢装余波未消。

● 年装机预期乐观：基于上半年招标放量及政策支持，机构预测2025年陆上风电装机将突破100GW(同比增长25%+)，海上风电装机有望达8-10GW(实现翻倍增长)。值得注意的是，7月所有开标项目均为陆上风电，海上风电项目预计将在三季度末密集启动15.

（四）海外市场：出口订单持续放量，全球布局深化

中国风电产业链国际化进程在7月取得显著突破，呈现订单放量、区域拓展、技术输出三大亮点：

出口订单量质齐升：2024年国内风机出口达5.2GW(同比+42%)，2025年上半年延续高增态势。1-6月整机制造商国际订单达19.51GW，其中明阳智能以7.18GW领跑，包含3.96GW漂浮式风机、2.09GW海上风机及1.14GW陆上风机订单7.远景能源、金风科技分别收获4.2GW、3.5GW国际订单，头部企业出海步伐明显加快。

重点项目突破：东方风电中标哈萨克斯坦1.2GW风电项目，创单笔出口新纪录；运达股份在巴西首个300MW项目完成设备发运；明阳智能为意大利塔兰托二期项目供应的16MW漂浮式机组进入吊装阶段，标志中国深远海技术获国际认可。

区域多元化加速：中国企业除巩固亚太、中东市场外，7月新签欧洲订单占比提升至35%，其中希腊、挪威、苏格兰项目规模超2.5GW；中东北非地区签约沙特NEOM新城配套风电项目(1.1GW)，首次实现整机+EPC联合输出。

二、产业链价格与成本分析

（一）风电整机价格：陆风持续回升，海风承压下行

1.陆上风机价格突破新高

● 中标均价环比提升：2025年7月陆上风机(不含塔筒)中标均价达1.670元/kW，环比6月上涨5%，较2024年均价(1.359元/kW)提升23%，主要因大型化机型占比提高及原材料成本传导。

● 价格驱动因素：

○ 功率段上移：6MW以上机型占比达61%(运达股份2024年数据)，较2023年提升14个百分点；

○ 成本压力传导：稀土及玻纤等核心材料涨价倒逼整机商提价。

2.海上风机价格承压

2025年1月海上风机(含塔筒)开标价降至2.500-2.900元/kW，较2024年均价(3.000-3.500元/kW)下滑约15%，主因国管海域项目延期导致短期需求疲软。

（二）原材料成本：稀土暴涨，玻纤集体调价

1.稀土磁材价格跳涨

受新能源汽车(需求+40%)及风电(需求+25%)双驱动，7月30日金属钕均价报645.000元/吨，单日上涨10.000元/吨，氧化钕涨至537.500元/吨(日涨5.500元)，创年内新高。

供应端收紧：缅甸稀土矿对华供应中断(战乱+地震)、美国MP Materials停止对华出口，加剧短缺。

2.玻纤龙头联合提价10%

8月初中国巨石、泰山玻纤等头部企业宣布风电用纱及短切原丝全面涨价10%，因“三高一低”(技术/研发/质量成本高、效益低)导致亏损。

全球影响：巨石占全球风电叶片玻纤份额33%，调价将传导至叶片成本上升3%-5%。

3.其他原材料分化明显

上涨品类：铜价环比+2.5%(9788美元/吨)、铝价+2.5%(2657美元/吨)。

下跌品类：风电法兰价格指数环比-0.4%(主因钢坯库存高企)、铁矿石期货结算价771.5元/吨(同比-6.7%)。

（三）零部件价格：法兰量价齐跌，轴承盈利改善

（四）整机企业盈利拐点确立

1.整机企业盈利拐点确立

2025Q1头部企业毛利率回升至8%+(如运达股份)，主因涨价订单交付(7月均价较2024年高11%)及设计降本。

海外高毛利订单占比提升(金风科技出口毛利率25%+)，进一步拉动盈利。

2.零部件企业量利齐升

轴承、齿轮箱等高端部件因国产替代加速，净利率提升至15%-20%(如长盛轴承股价周涨9.1%)。

三、竞争格局与企业表现

（一）市场集中度：头部效应强化，CR5突破70%

1.整机商中标格局固化

2025年7月国内风电设备招标中，头部企业垄断态势加剧：

● 前三强份额达42.6%：东方风电(16.5%)、金风科技(14.4%)、远景能源(11.7%)合计占据近半壁江山，较上月提升3个百分点。

● 第二梯队分化明显：运达股份(10.0%)、明阳智能(6.8%)聚焦差异化市场(如运达主攻陆上低风速、明阳深耕海上机型)，而三一重能(4.8%)凭借西北地区25%市占率稳居第六。

● 长尾企业承压：中车株洲所、中船海装等10家企业合计份额不足15%，行业出清加速。

2.年度排名凸显梯队壁垒

2025上半年综合竞争力榜单显示：

CR5达64%：金风科技(全球装机60GW+)、远景能源(EnOS平台连接100GW能源终端)、明阳智能(漂浮式技术领先)、运达股份(陆上低风速市占第一)、三一重能(数字化降本30%)形成稳固第一阵营。

央企背景企业占比提升：前10名中7家为国企(如东方电气、中国中车)，资源获取与抗风险能力突出。

（二）企业核心能力：技术路线与战略分化

1.技术路线对比

2.盈利修复拐点显现

价格传导机制启动：2024年下半年陆风中标均价1588元/kW(较上半年+7%)，订单将于2025H2集中交付，推动毛利率回升至8%+(如运达股份)。

大型化趋缓降本增效：2025年1-7月6MW+机型占比84.1%(同比+2.6pct)，8MW+机型占比30.9%(持平)，技术迭代减速叠加设计优化，整机制造亏损收窄。

（三）海上风电：三重梯队与技术竞赛

1.市场格局分层明显

第一梯队（单月中标＞2GW）：东方风电(华润阳江项目)、金风科技(中广核湛江项目)、中车株洲所(辽宁丹东100万千瓦项目)。

差异化竞争者：电气风电(LCOE低至0.25元/度)、中船海装(深远海技术储备)聚焦高收益率场景。

2.技术代际跃迁加速

18MW机组商业化：东方电气18MW海上机组下线，单机年利用小时4800[h]，推动项目收益率提升20%。

漂浮式技术突破：明阳智能中标欧洲3.96GW漂浮式订单，占其国际订单总量55%。

（四）国际化：出海规模跃升，欧洲成主战

1.订单量级与区域突破

头部企业海外订单占比超25%：2025年1-6月中国整机商国际订单达19.51GW，同比+42%，其中：

● 明阳智能7.18GW(漂浮式占55%)，覆盖欧美/中东北非。

● 远景能源5.77GW(印度2370MW+中亚806MW)。

● 金风科技2.71GW(阿曼234MW项目)。

欧洲市场渗透率提升：东方电缆、大金重工等供应链企业中标希腊/挪威项目，欧洲订单占比升至35%。

2.本土化运营深化

制造基地落地：天顺风能德国基地产能增至20万吨/年，海上单桩欧洲市占率15%。

EPC联合输出：三一重能巴西项目实现“整机+运维”全链条服务。

（五）财务表现：盈利弹性与风险并存

1.毛利率修复进行时

整机环节：随高价订单交付，金风科技出口毛利率达25%+，拉动整体盈利回升。

零部件环节：轴承/齿轮箱国产替代企业(如五洲新春)净利率提升至15%-20%。

2.资本开支高增推升杠杆率

2025年1-5月风电装机同比+23.1%，但136号文推动电价市场化，风光上网电价下行压力增大，行业平均资产负债率升至65%+。

现金流分化：国企开发商(如国家能源集团)融资成本低于4%，民企依赖高毛利海外订单维持现金流。

四、政策技术与发展趋势

（一）政策动态：电价市场化改革全国落地，地方细则分化显著

1.“136号文”地方实践：蒙西首单结算完成，山东首发竞价细则

蒙西样本全国推广：2025年7月，内蒙古成为全国首个完成新能源机制电量结算的省份。其核心创新在于 “机制电量分解” 与 “动态差价结算”：

● 电量分配优化：按风电/光伏实际发电能力分时分解机制电量(如7月带补贴风电分得12.9小时)，取代原有“负荷预估”模式，解决“供需错配”问题。

● 差价动态补偿：机制电价(0.2829元/kWh)与实时市场均价差值由电网结算。例如7月光伏项目实际收益 = 23.75小时×装机容量×(282.9 - 168.39)元/MWh。

● 负电价常态化：申报下限放宽至-0.05元/kWh，7月蒙西出现4天午间负电价，倒逼企业优化出力策略。

山东竞价机制破冰：8月6日山东发布全国首个《新能源机制电价竞价实施细则》，明确增量项目规则：

竞价主体分层：分光伏、深远海风电、其他风电三类竞价，分布式光伏可由售电公司代理(代理容量≤10万千瓦)。

价格上限管控：申报电价不得高于竞价上限(未公开具体值)，按报价从低到高确定中标项目，机制电价=入选项目最高报价。

失信联合惩戒：虚报投产时间等行为将导致企业所有项目禁入三年竞价。

2.地方差异化政策：甘肃“新旧有别”，辽宁强化分时电价

甘肃存量优待：2025年6月前投产项目机制电价锁定0.3078元/kWh，扶贫/特许权项目电量全额纳入机制;增量项目需竞标，执行期12年。

辽宁峰谷扩围：新增 “午间深谷”时段(11:00-15:00)，深谷电价较平段下浮70%，夏冬季高峰电价上浮84.3%。

（二）技术前沿：AI预测性维护与深远海装备突破

1.数字孪生+AI运维：故障预测精度提升至90%

实时监测体系：通过振动、温度、转速等传感器构建风机数字孪生体，利用反向传播神经网络(BPNN)比对预测/实际行为偏差，提前7-30天识别轴承磨损、齿轮箱过热等故障。

经济效益凸显：2025年大唐集团试点项目显示，预测性维护减少停机时间40%，运维成本降低18%，尤其适用于检修成本高的海上风场。

2.深远海技术双突破：18MW机组下线+漂浮式订单放量

国产18MW机组商业化：东方电气18MW海上风机下线，单机年利用小时达4.800小时，推动项目收益率提升20%。

漂浮式国际订单激增：明阳智能中标欧洲3.96GW漂浮式项目(占其国际订单55%)，中国深远海技术获欧盟认证。

3.激光测风与退役回收技术

LIDAR激光测风系统：丹麦技术引入中国，通过预判风向/强度优化叶片角度，提升发电量5%。以4万千瓦风机为例，年增收约20万元。

退役风机循环利用：政策要求建立 “玻纤-巴莎木”回收体系，叶片破碎后玻纤再利用率超80%，成本降低30%。

（三）行业趋势：分散式开发与电力交易策略升级

1.分散式风电下乡提速

山西“千乡万村驭风行动”：2025年计划新增1GW分散式风电，利用农村闲置土地、采煤沉陷区开发低风速项目，推动“风电+文旅”融合。

技改扩容潜力释放：山西同步推进1GW老旧风场改造，更新后单机容量提升2-3倍，土地利用率提高50%。

2.电力交易策略核心转变

收益模型重构：新能源企业从“固定电价躺赚”转向 “基础收益（机制电量）+市场波动收益” 双轨模型。

负电价应对策略：蒙西经验表明，午间光伏大发时段需灵活调整报价策略，通过储能平移或参与辅助服务对冲风险。

（四）风险与展望：技术迭代加速政策套利风险

政策衔接风险：各省机制电量核定标准差异大(如蒙西风电215小时vs.甘肃风电1800小时)，跨省运营企业需建立区域政策动态跟踪机制。

技术淘汰压力：18MW机组量产可能引发新一轮产能出清，二线企业若未布局超长叶片或主轴轴承技术，面临市场份额萎缩风险。

2025下半年关键节点：

● 政策：山东、甘肃首批增量项目竞价结果(8-10月)将定义全国机制电价基准。

● 技术：16MW漂浮式机组意大利项目投运(9月)验证中国深远海技术出海能力。