2025年风电行业策略报告：周期再至，陆海共振

1、五年周期再至，陆海需求共振

2025 年，作为“十四五”的收官之年，也是我国“碳中和，碳达峰”目标提出后的第一个五年计划结束之年。“十四五”期间，我国风电进入“大基地时代”和“平价时代”。 大基地、海风推动国内装机量不断创历史新高。根据2022 年印发的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，“十四五”期间规划建设的风电光伏大基地达到 200GW，“沙戈荒大基地”的提出使我国风电年均装机预期从“十三五”期间的 30GW，提升到了70GW。2023年国内风电装机量创历史新高，达到 75.9GW，其中海上风电装机6.8GW，占比达到9%，成为新的增长点。根据 CWEA 的最新统计，2024 年国内风电装机量达到88GW，再创历史新高。

2025 年装机量有望突破 110GW。根据我们统计，2024 年国内风机招标量达 146.7GW，同比增加 70%，海上风电已招标待建项目达18GW。2025年，陆、海风需求有望同步爆发，风电行业五年周期有望再现。我们预计，2025年陆、海风装机量分别为 100GW、15GW，同比分别增长25%、88%。平价时代四年产业发展后，机组大型化趋缓、价格企稳、大宗成本端改善。2020 年后，国家补贴退出，陆风市场竞争加剧，同时黑色系大宗价格大幅增长，严重挤压产业链利润。在这种上下游挤压的背景下，各家主机厂开始推动机组大型化的降本，风机平均单机功率从 2MW 向 8-10MW快速推进。2020-2024年，国内风机投标均价近乎腰斩，导致风机市场出现了增量不增需、增量不增收、增量不增利的情况，对行业发展产生了严重冲击。2024 年，国内风机投标价格下降趋势已放缓，各家主机厂新发布机型也基本停留在10MW以内，黑色系大宗价格也有了大幅回落，这些因素都有望在 2025 年给风电行业带来利润空间的触底回升。 在上述大背景下，我们观察到密集的行业催化出现——主机厂停止内卷、零部件大宗成本改善、海上风电用海政策调整落地、国管海域试点启动、风机出海加速等等。这些催化构成了多条 2025 年潜在的行业投资主线：1）海风：深远海海风开发加快，海底电缆、海风基础产品升级；2）陆风：机组大型化趋缓、风机价格企稳，市场空间与主机厂盈利能力有望回升；3）零部件：8+MW陆海风机型交付量大增，大兆瓦零部件供给拉紧、价值量提升；4）出海：风机出海加速，打开中期市场成长空间。

2、“大型化”引领主线，风电进入新周期

2.1、平价时代，“大型化”成为主线

平价时代，竞争加剧，机组大型化成为行业主线。2021、2022年，陆、海风国家补贴先后退出，我国风电行业全面进入“平价时代”。平价后，电站项目收益率大幅下降，业主将这部分压力向上游传导，风机招投标价格承压。与此同时，在“双碳”、“大基地”政策背景下，风电装机预期提高，产业链各环节厂商大幅扩产，产能过剩导致竞争加剧。在此背景下，主机厂通过超前投标更低成本的大兆瓦机型，来加强竞争优势，客观上加速了机组大型化的推进。根据 CWEA，2023 年，我国陆、海风平均单机容量分别达到5.4MW、9.6MW，同比分别增加 26%、30%。2023 年下半年，10MW陆上风机首次在招标中出现、首台 16MW 海上风机并网；2024 年，16MW 海上风机批量化应用；机组大型化持续推进。我们预计，2025 年，国内陆、海风单机容量有望分别达7MW、11MW以上。

“大型化”带动风机单位成本和单位价格下降。“大型化”的本质，是降低风机单位发电功率的物料用量，从而带动单位成本和单位价格下降。根据运达股份披露的风机销售均价（可近似为国内陆风风机销售均价），2020年及以前，均价维持在 3000 元/kW 以上，2023 年则已下降至1891 元/KW。根据我们统计，2023、2024 年国内陆风风机中标均价分别为 1589、1438 元/kW（可近似为2024、2025 年陆风风机销售均价）。2020-2024 年五年时间风机价格近乎腰斩，进一步带动了风电行业的出清和集中度提升。

2.2、价格企稳，风机市场空间回升

“自律公约”签订，主机厂停止“内卷”。2024 年7 月30日，中共中央政治局召开会议分析研究当前经济形势和经济工作，提到要强化行业自律，防止“内卷式”恶性竞争，这也是中央首次提及防“内卷”的说法。2024年10月，北京风能展上，国内 12 家风电主机厂签订了《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》（下称“自律公约”），并成立公约执行管理委员会和纪律监督委员会。2024 年 11 月 22 日，国家电投集团2024 年第二批陆上风力发电机组规模化采购项目正式开标，本次招标采购中，对评标基准价计算方法进行了修改，不再以最低价为评标基准价，而是以有效投标人评标价格的算术平均数再下浮5%作为评标基准价，被市场认为是风电行业反内卷的一个落地性的事件。

风机价格企稳，市场空间回升。“自律公约”签订后，风机中标价格显著回升。根据我们统计，2024 年 11 月陆风风机中标13.46GW，中标均价1509元/kW，环比上升 11%。受益于 11、12 月的价格回升，2024 年全年陆风中标均价维持在 1438 元/kW，同比仅小幅下降 9.5%，价格企稳逻辑已现。根据我们测算，2025年风机市场空间有望回升至 1854 亿元，同比增加23%。

由于风机均价的大幅下降，2025 年的风机市场空间依旧无法超越2020年“抢装潮”的高点。但在本轮“大型化”中，各环节的行业集中度显著提升，龙头厂商所享受的市场空间和业绩弹性或将比 2020 年更大。根据CWEA，2023年风机环节 CR5 已达 73.8%，上市公司中，重点关注：1）金风科技：风机交付量长期位居行业首位，“两海”业务发展超前；2）三一重能：成本控制能力领先，盈利能力长期位于高位；3）运达股份：国内陆风风机业务为营收主要来源，风机价格企稳回升的最大受益者；4）明阳智能：占据广东省区位优势，有望受益于广东海上风电的高速发展。

2.3、“黑色系”商品持续降价，带动行业盈利能力修复

“黑色系”大宗商品处于长期降价通道。“黑色系”大宗商品是风机的主要原材料。其中废钢、铸造生铁用于铸件制造，方坯用于锻件制造，热轧板卷用于塔筒制造，齿轮钢则用于齿轮箱制造。2021 年，受“碳达峰、碳中和”政策影响，国内“黑色系”大宗商品产能产量受控，叠加全球市场波动，大宗价格大幅上涨。这一影响已经从 2022 年下半年起被逐渐消化，“黑色系”大宗价格进入长期下行通道。从季度均价口径来看，2024 年内，铁矿石和主焦煤价格分别下降 18%、26%，带动下游钢铁类产品价格同步下降。

2025 年，受全球宏观经济影响，叠加美元走强，“黑色系”大宗商品价格有望继续下降。在风机价格企稳的情况下，风机以及零部件厂商盈利能力有望进一步修复。此前，在 2024 年半年报中，部分主机厂报表端就已经出现了风机业务毛利率修复的迹象，我们认为，2023H2-2024H1 可以确定为风电行业盈利能力底部，2025 年起风电行业将进入盈利修复的“新周期”。

我们认为，本轮风电“新周期”的特点主要包括：1）大型化研发放缓，但大兆瓦机型在装机中的比重持续提升；2）主机厂停止内卷，风机盈利能力回升，并向上游零部件传导；3）国内、国外、陆风、海风市场空间全面打开，全行业交付预期上调；4）风机、零部件质量要求提高，龙头厂商份额扩大，行业集中度提升。在“新周期”中，主要关注陆风、海风、出海三条投资主线。

3、陆风：聚焦大兆瓦机型，零部件需求增长

3.1、大型化研发放缓，8+MW机型集中交付

陆风大型化机型研发节奏放缓。从北京风能展发布的新机型来看，2021年国内主机厂发布的陆风机型大多集中在 4-7MW 之间，2023 年各主机厂发布的陆风机型集中在 6-10MW 之间，而 2024 年大部分国内主机厂发布的陆风机型都未超过 10MW。可以看出，本轮机组大型化的进程已经暂时告一段落，我们认为，其根本原因在于需求端 10MW 机型已经基本可以满足降本需要，并且10MW机型供应链相对较窄，规模化降本空间恐受制于上游供给。

2025 年，8+MW 机型或将集中交付。虽然大部分主机厂停止了10MW以上的陆风机型的大规模研发，但是 2024 年招投标端8+MW机型比例出现了大规模提升。根据我们统计，2023 年中标（可近似为2024 年装机）的8+MW风机占比约 5%，而 2024 年中标（可近似为 2025 年装机）的8+MW风机占比提升至 28%（不明机型占比 10%）。

我们的统计数据无法覆盖全市场，但我们可以据此保守估计，2025年国内陆风装机中 8+MW 机型占比在 25%以上，较我们同口径统计下的2024年5%的数据高出 20pct。我们认为，8+MW 机型的集中交付或将对上游供应链产生冲击。

3.2、大兆瓦零部件需求增长，龙头厂商受益

2025 年 8+MW 风机占比大幅提升，或将导致一些零部件环节的产品变化，主要关注：主轴、主轴承、叶片、齿轮箱。 主轴：从锻造向铸造过渡。相较此前主流应用的锻造主轴，铸造主轴材料强度更大、制造成本更低，是大兆瓦机型的首选。我们粗略测算了国内铸造主轴需求，以前文预测的装机量和平均单机容量为基础，假设陆风8+MW机型全部采用铸造主轴、5.X-7.XMW 机型一半采用铸造主轴，海风风机全部使用铸造主轴，以此估算 2023-2025E 铸造轴系（主轴和连体轴承座）需求约25、28、45万吨，2025 年需求同比增加 59%。 相较轮毂、底座，铸造轴系产品对精加工要求更高，因此我们认为，2025年铸造轴系产品有较大概率会出现供给紧张的情况，从而导致该环节议价能力提。

主轴承：从单 SRB 向双 TRB 切换。大兆瓦风机需要更高的传动比和更稳固的负载结构，主轴承从单 SRB（Spherical Roller Bearing，调心滚子轴承）向双 TRB（Tapered Roller Bearing，圆锥滚子轴承）切换。我们采用和主轴类似的方式测算，2025 年 TRB 需求约 1.92 万只，同比上升53%，而SRB需求则同比下降了 27%，擅长 TRB 制造的龙头厂商新强联有望从中受益。

叶片：陆风平均叶轮直径或将超 200 米。大兆瓦风机配套的叶片长度更长。根据 WoodMac，2022 年，我国陆风风机平均叶轮直径就达到了188米，较2020年增长 41 米、28%。我们认为，2025 年，陆风风机平均叶轮直径或将超200米（即单根叶片长度 100 米以上）。大型叶片在风机运行过程中容易出现“失稳”状况，这对叶片设计、选材、工艺、测试都提出了更高的要求。因此我们预计，2025 年，叶片需求将进一步增加，且市场份额有望向龙头厂商集中。

齿轮箱：新厂商布局，投资标的涌现。在本轮机组大型化过程中，风机传动方式的选择也出现了变化。直驱机型因需要使用大型永磁发电机，导致磁材、铜的成本无法得到控制，其故障率低等运行成本优势被生产成本劣势所掩盖，从而丧失了国内市场竞争力。双馈、半直驱机型成为国内主力机型，导致增速器（主齿轮箱）需求增加。

零部件龙头厂商的产能布局有望收获。从2020 年末到2024年上半年末，日月股份、金雷股份、新强联、威力传动的固定资产分别增加了84%、218%、515%、809%。受扩产影响，这些厂商在 2021-2024 年盈利能力有所承压。2024年上半年，上述四家厂商的固定资产等折旧分别占营收13%、15%、12%、10%。但是，随着 2025 年市场空间的回升，以及大兆瓦零部件需求增加带来的涨价可能性，这些厂商的盈利能力有望快速修复，并且有望凭借新扩的大型化产能提升市场占有率，进而稳固龙头地位。

4、海风：政策调整落地，“深远海”带来新机遇

4.1、政策调整落地，海风进入上行周期

三年政策调整结束，海风进入上行周期。2021 年，国家补贴退坡政策导致海风出现“抢装潮”，但抢装发展过快也留下了隐患。2022 年下半年起，海风用海冲突频发，用海政策调整，大批项目延后、甚至作废，直接导致2022-2024年的装机量低迷。其中，核心政策为“单 30 政策”（即要求海风项目离岸30公里或水深 30 米以上二者满足其一）。

在“通知”发布之前，前瞻指标就已经表明本轮政策调整接近尾声。根据我们统计，2024 年，国内海风竞争性配置达25.85GW，同比增加52%。国家补贴退出后海风开发较慢的上海、江苏、辽宁分别开展竞配5.8、7.65、7GW，表明政策调整结束后各省加快海风开发的意愿较强。2024 年，国内海风核准量达 18.85GW，同比增加 16%。浙江、广东、福建分别核准6.8、6.5、3.2GW，占全国核准量的 90%，优势区域维持高速发展。截至2025 年1 月10日，已招标待建的项目达 18GW，已核准待招标风机的项目23GW，已启动竞配待核准的项目 25GW，项目储备充足。

历史遗留项目重启，2025 年有望并网的项目达17.7GW。政策调整后，多个历史遗留项目于 2024 年下半年重启。2024 年10 月，广东帆石一、帆石二分别完成送出缆、EPC 招标；2024 年 11 月，广东青洲五七送出缆中标公示；2024年 12 月，江苏龙源射阳启动风机基础施工招标。根据我们统计，2025年有望并网项目达到 17.7GW。

根据我们统计，上述项目均已启动风机招标（部分项目系主机厂自建项目，不进行公开招标），但仍有约 6.7GW 项目未启动海缆招标，有望在2025年上半年集中启动。按 15 亿元/GW 的价值量估算，订单总额或超100亿元。若这部分招标能够顺利启动，则对于 2025 年海风装机预期，以及相关公司的业绩增长预期都将有较强的刺激作用。

4.2、政策导向“深远海”，产品升级逻辑已现

“深远海”政策导向加强，成为我国海风发展必然趋势。本轮用海政策调整的核心是“单 30 政策”，其本质是通过将海风场址向深远海转移，从而规避近海可能出现的用海冲突问题。自 2021 年以来，“深远海”已被多次写入国家级政策。根据中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长2024 年6月在《中国能源报》中发表的文章：“深远海海风开发能够增加我国在海洋专属经济区的活动，巩固海上主权、构筑权利屏障”，表明其具有国家战略层面意义。与此同时，2023 年起，深远海项目全面加入竞配，已经有一定的经济性作为支撑。我们认为，“深远海”是我国海风发展的必然趋势，将在“十五五”期间加速推进。当前，深远海海风开发的最大阻碍是国管海域和专属经济区用海政策的缺失，后续应重点关注相关政策的落地节奏。

海风项目离岸距离显著提升，海缆产品升级。根据我们统计，2024年海风项目平均离岸距离达到 29.8km，较 2022 年增加7.6km，增加34%。2025年有望并网的项目离岸距离达到 46.9km，同比进一步提升57%。随离岸距离提升，海缆长度需求增加，同时海缆产品向超高压（三芯500kV 交流为主）、直流（±500kV 直流为主）升级。我们认为，50km、80km 可以作为使用超高压、直流送出方案的分水岭，在该距离以上的项目使用对应方案的经济性更优。

2024 年海缆订单总额 111 亿元，东方电缆龙头优势显著。我们根据公开信息统计了 2024 年的 23 个海缆订单，总金额达111 亿元。其中，东方电缆市场份额占比 51%，龙头优势显著。同时，东方电缆于2024 年11 月中标青洲五七±500kV 直流送出缆，成为国内第一家拥有三芯500kV 交流、±500kV直流海缆中标记录的厂商（2023 年 8 月交付青洲一二500kV 送出缆，2024年10月中标帆石一 500kV 送出缆），已率先完成海缆产品升级。

2025 年海缆市场空间有望达 253 亿元，超高压、直流海缆占比提升。我们统计了 2025 年有望并网项目的海缆需求长度（部分项目系我们估计），以此粗略测算，2025 年海缆市场空间有望达到 253 亿元，同比增加176%。其中，超高压、直流海缆占比 44%。从盈利能力角度看，超高压、直流海缆毛利率有望达到 50%以上，远高于其他电压等级的海缆（220kV 海缆毛利率在30%左右）。根据我们测算，2025 年超高压、直流海缆毛利空间占比有望达58%。

海风项目水深增加，导管架需求有望爆发。在离岸距离增加的同时，海风项目的涉海深度也在增加，带动海风基础需求增加，并且产品从单桩向导管架切换。我们假设单桩需求平均 20 万吨/GW、导管架需求平均25 万吨/GW，据此测算，2025 年海风基础需求有望达 402 万吨，同比增加152%。分省份来看，广东的青洲五七、帆石一二等项目使用导管架，导致局部导管架需求爆发。而江苏由于龙源射阳等项目的重启，单桩需求较大。

4.3、国管海域试点加速推进

国管海域开发“箭在弦上”。在“深远海”海风开发中，国管海域和专属经济区是绕不开的话题。国管海域是和省管海域相对的概念，在此区域用海须经国家审批。专属经济区（EEC）则是和领海相对的概念，特指基线外12-200海里的海域，沿海国家对此区域享有部分使用权。国管海域和专属经济区的海域面积大、海风资源丰富，是深远海海风开发长期空间的来源。

以海风发展时间较长的欧洲为例，新建的大部分海风项目都位于专属经济区。然而，目前我国国管海域和专属经济区用海政策尚存缺口，绝大部分海风项目都处于领海，限制了海风开发的空间以及市场预期。多省启动国管海域试点项目，为政策推出打下基础。在2024年末用海政策调整落地前后，多省启动了国管海域的试点项目。2024 年11 月，山东省半岛南ZB2 场址进行社会稳定风险分析公众参与公示；2024 年12 月26日，浙江省深远海风电母港启动建设，省内首个深远海示范项目推进；同日，河北省秦皇岛国管海域 1GW 项目获得核准；2025 年 1 月 7 日，江苏省深远海海风示范场址Z26启动岩土工程勘察公开招标；2025 年 1 月 9 日，上海市深远海海风一期示范项目环评前期工程公开招标。

我们认为，各省集中启动国管海域示范项目，主要系给国管海域和专属经济区用海政策的出台做出参考和打下基础。“十五五”期间，我国国管海域和专属经济区用海政策有望落地，届时，海风板块估值有望再次抬升。

5、出海：“一带一路”加持，风机出海加速

5.1、量价优势显著，风机出海打开空间

国内风机、零部件产能占全球 60%以上。由于风电行业偏重工业的性质，国内外的风电市场长期以来较为割裂。然而，这种局面正在被国内外产能的差异所打破。根据 GWEC，截至 2023 年底，我国机舱、齿轮箱、发电机、叶片产能分别占全球 60%、80%、73%、65%。同时GWEC 预计，欧洲、北美等地将在 2025 年起出现较为严重的零部件供给不足问题。

国内外风机价格“剪刀差”走扩。国内产能过剩、海外供给不足，直接导致了国内外风机价格出现“剪刀差”。对比 Vestas 和金风科技报表端的风机销售均价，2024 年上半年，Vestas 风机销售均价达到8223 元/kW，为金风科技的3.32 倍。这也表明，我国风机在海外市场竞争中具有极大的成本与价格优势。

国内主机厂加速海外布局。2023、2024 年，由于机组大型化导致的风机均价大幅下降，国内风机厂商盈利能力下滑、甚至亏损。在此背景下，国内风机厂商加速海外布局，希望通过具有一定溢价的海外市场修复盈利。2024年11月，三一重能哈萨克斯坦工厂开工建设；同月，金风科技与越南T&T集团签约合作。根据风芒能源，2024 年国内主机厂海外中标量已达到34.3GW，同比增长345%，海外市场空间已全面打开。我们预计，2025 年国内风机出口量有望达到11GW，并且除风机外，零部件各环节皆有望打开海外市场。

5.2、关注“一带一路”沿线的新兴市场

“一带一路”沿线的新兴市场为我国风机出口主要目标。截至2023年底，我国风机累计出口最多的国家为越南，出口量达2.95GW，乌兹别克斯坦、印度、哈萨克斯坦均为主要出口国。不难看出，我国风机出口目的地主要为“一带一路”沿线的新兴市场。我们认为，其主要原因有二：1）风机体积、重量较大，运输较为困难，“一带一路”已建成较为完善的交运基础设施，有利于降低风机运输成本；2）新兴市场风机准入标准较低且竞争者较少，同时，这些国家大多数与我国有能源方面的战略合作，主机厂能够依托合作优势完成市场准入。

从需求端来看，全球新兴市场的风电装机有望进入高速增长阶段。2021年11 月，印度总理提出“Panchamrit”计划，到2030 年新能源装机达500GW，其中风电装机 140GW；2023 年 5 月，越南政府颁布第8 版电力发展计划（PDP8），提出到 2030 年陆风累计装机 21.8GW、海风6GW的目标，并提出2050年海风 91GW 的远期目标。根据 GWEC，2023 年，全球除中国、欧洲、北美外（可近似为新兴市场）的陆风装机 13.8GW，海风装机0.8GW，较低的基数有望带来较高的增长率。

6、展望“十五五”，风电发展空间依旧广阔

6.1、我国能源结构转型方兴未艾

“十四五”期间，我国能源结构转型加速推进，取得了超预期的成果——2024 年 7 月底，我国风电光伏累计装机超过 1200GW，提前6 年完成了我国在气候雄心大会上承诺的 2030 年目标；2024 年1-11 月，我国风电光伏新增装机258GW，占新增发电装机量的 81%。 然而，从发电量角度看，2024 年 1-11 月，我国火电占比仍旧高达67%，相较 2010 年下降 14pct，平均每年仅下降 1pct，这表明我国能源转型尚且任重道远。2023 年 11 月，我国在《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》中提出“努力争取到 2030 年全球可再生能源装机增至三倍”，大幅上调2030年风电光伏装机，彰显我国加速推进能源结构转型的决心。

风电、光伏装机失衡，导致消纳难题。由于光伏安装方便、对环境影响较小、审批较为宽松的特点，叠加光伏产业链快速降本增效，近年国内光伏装机爆发，风电和光伏的累计装机量之比，从 2020 年的 1.11 下降至2023 年的0.72。同时，光伏发电曲线波动较大的特点也引发了消纳问题。根据全国新能源消纳监测预警中心，2024 年 2 月全国光伏发电利用率仅 93.4%，系该数据公布以来首次跌破95%。2024 年 6 月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作，保障新能源高质量发展的通知》，下调新能源消纳红线至90%，侧面验证了光伏带来的消纳压力较大问题。

风电、光伏的日内发电曲线有较强的互补性，两者协同发展有助于解决消纳问题。我们认为，由于“十四五”期间光伏相对发展过快，“十五五”规划有望增加风电的比重，力求风电、光伏协同发展。

根据 2022 年印发的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，“十五五”期间“沙戈荒大基地”规划量达255GW。我们认为，在这部分规划中，风电的占比或将有所提高，带动风电装机预期的进一步增长。 数据中心绿电政策出台，新需求出现。2024 年7 月，国家发改委等四部门印发《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，提到“将新建及改扩建数据中心可再生能源利用目标和方案作为节能审查重要内容，逐年提升新建数据中心项目可再生能源利用率。到 2025 年底，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%”。随着 AI、算力、数据中心等高耗能行业的快速发展，在“碳中和、碳达峰”目标下，新能源行业也出现了新需求。我们认为，在2025 年及“十五五”期间，风电市场空间还将不断扩大。

6.2、“十五五”期间，国内风电装机有望达400GW

“十五五”期间我国风电行业发展的驱动因素已基本明确：1）陆风大基地：“十五五”期间规划建设的风电光伏大基地达255GW。由于光伏发展相对过快，风电在“大基地”中的比重有望上升，我们预计能够贡献年均 25GW 以上的装机。 2）海上风电：2024 年 6 月 27 日，央视新闻报道，预计到2030年，我国海上风电装机将达到 150GW，海上风电发电量占东部沿海地区用电量比重将达到约 10%，以此估算“十五五”期间年均装机约18GW。后续国管海域和专属经济区用海政策推出后，我国海风开发有望再次加速。3）以大代小：2023 年 6 月，国家能源局印发《风电场改造升级和退役管理办法》，文件指出，鼓励并网运行超过 15 年或单台机组容量小于1.5MW的风电场开展改造升级。根据 CWEA，预计到“十五五”末，风机潜在技改规模达 93GW。我们保守估计，“以大代小”能够在“十五五”期间贡献约30GW的装机增量。 4）驭风行动：2024 年 4 月，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部联合印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》。假设每年选择具备条件的 1000 个村进行试点开发，按每村装机 20MW测算，“驭风行动”能够贡献年均 20GW 的装机量。 5）风电制氢氨醇：2022 年 3 月，国家发改委、国家能源局印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035 年）》，指出到2025 年，可再生能源制氢年产量将达到 10-20 万吨。2024 年 6 月，两部门印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027 年）》，指出改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，预计将催生约 3 亿吨的绿氨年需求量。目前，风电制氢氨醇已具有一定经济性，示范项目不断涌现。 除了上述五大政策相关的驱动因素外，经济性方面，根据风芒能源，国内陆风、海风度电成本已分别下降至 1 毛、3-4 毛左右。电站经济性的增加，也将成为业主的装机动力。我们预计，“十五五”期间，我国风电装机规模有望达400GW，即年均 80GW，相较“十四五”更上一个台阶。

编辑：火腿肠