量价齐升与暗流涌动：风电行业的复苏逻辑与现实挑战如何平衡？

风电行业在 2025 年展现出显著的复苏态势，主机价格回升、招标量增长与海外拓展形成三大核心驱动力。这一复苏并非单一环节的回暖，而是产业链各环节在政策引导与市场调节下的协同反应，但其背后仍潜藏着价格竞争、技术适配与出海阻力等多重挑战。

产业链利润分布呈现明显的集中化特征。2023 至 2025 年上半年，电缆环节始终占据全产业链利润的 26% 以上，整机环节利润占比则从 17.44% 持续提升至 23.57%。运达股份、大金重工等龙头企业凭借成本优势与技术壁垒，在行业产能出清过程中获得超额利润，成为利润修复的核心受益者。

量价齐升与暗流涌动：风电行业的复苏逻辑与现实挑战如何平衡？

一、行业复苏的核心支撑：数据与结构的双重验证

招标量与价格的同步改善构成复苏的直接证据。2024 年国内风电招标量达到 164GW，同比增幅超 90%，即便 2025 年上半年增速放缓，仍实现 8.8% 的同比增长。价格端的回暖更为显著，2025 年 8 月风机含塔筒价格较去年最低点增长 27%，陆风不含塔筒中标均价涨幅也达到 19%，直接带动行业盈利修复。

板块业绩增长同样印证复苏态势。2025 年上半年风电板块营收突破 1047 亿元，同比增长 45.6%；归母净利润达 42.3 亿元，同比增长 15.5%。主机环节成为盈利改善的核心引擎，金风、运达等头部企业制造端毛利率同比提升 2-4 个百分点，高价订单占比增加与成本控制优化是主要原因。

二、技术路线的分化：陆上筑基与海上突破的双重格局

陆上与海上风电基于资源禀赋形成差异化发展路径。陆上风电依赖广泛分布的风能资源，适配中东部低风速区域的分散式开发，河南兰考 “风电 + 设施农业” 模式可使土地附加收益提升 15%。其度电成本已降至 0.034 美元 / 千瓦时，三峡乌兰察布基地更是创下 0.08 元 / 千瓦时的全球新低。

海上风电则凭借优质资源实现高端化突破。我国福建、广东等海域年利用小时数可达 4000 小时以上，远超陆上水平，且靠近沿海高负荷中心，长三角项目就地消纳率超 95%。尽管当前装机成本仍是陆上的两倍以上，但风机大型化推动成本年均降幅超 10%，14-16MW 机型已成为主流，漂浮式技术更打破了水深限制。

技术路线的选择直接影响应用场景与盈利水平。直驱永磁技术因免维护优势在海上风电中占比提升，金风科技等企业借此巩固市场地位；半直驱技术则兼顾效率与成本，成为明阳智能等企业的核心竞争力。陆上风电则仍以双馈异步技术为主，在规模化开发中延续成本优势。

三、破局与阻力：反内卷、出海与消纳的三重考验

行业自律成为破解 “内卷” 的关键抓手。2024 年 10 月，12 家风电整机商签订自律公约，明确成本底线；11 月，40 家央企与整机商达成反低价竞争共识，国家电投、华润等企业优化评标规则提升技术权重。这些举措推动风机价格在 2024 年末企稳回升，但低于 1200 元 /kW 成本红线的中标案例仍时有发生，价格战风险尚未完全消除。

出海成为增长新路径但面临多重壁垒。2024 年国内整机企业海外签单量超 28GW，金风、明阳等企业海外收入增长超 50%，且海外毛利率普遍高于国内 10-20 个百分点。但欧美贸易保护加剧，欧盟依据《外国补贴条例》发起调查，越南对中国风塔征收 97% 反倾销税，供应链本土化要求更增加了出海难度。

消纳与电网适配仍是短期核心挑战。尽管国网今年增加 2200 亿元电网投资，但新能源电力全面入市交易打破了收益保障，绿电消纳的时空错配问题尚未根本解决。虚拟电厂规模化发展与 “新能源 + 储能” 一体化成为重要解决方案，在 “沙戈荒” 基地等场景已开始规模化应用。