2025年金风科技研究报告：运营与制造双轮驱动，盈利能力有望修复

1.中国风机制造龙头风机和风电开发双轮驱动

金风科技股份有限公司是在 2001 年在新风科工贸的基础上，采取整体变更设立的方式成立的股份有限公司，并于 2007 年 12 月登陆 A 股。上市时公司的主要股东包括新疆风能、中国水利投资集团、中比基金等，三者股份占比分别为18.27%、15.75%、7.2%。上市之初公司便是无控股股东和实际控制人状态并持续至今。2008 年12月中国水利投资集团出资人变更为中国长江三峡工程开发总公司，2010 年公司第二大股东变更为三峡新能源。 2010 年公司于 H 股发行股份，完成 A+H 上市。截至 2024 年三季度末，公司最大股东为新疆风能（11.78%），直接持股第三大股东三峡能源直接持股9.16%同时持有第一大股东新疆风能 43.33%股权，公司董事长武钢先生持股 1.47%。

公司主要业务包括风电整机及零部件制造、风电场开发及风电服务等。（1）风机整机及零部件制造：公司收入最大板块，受 2020 年陆上风电抢装潮影响，当年营收达到466.6亿元的历史最高水平，后面随着风机价格下跌收入也逐渐开始滑坡，到2023 年收入约329亿元。（2）风电场开发：公司重要的业务之一，主要通过获取风资源建设风电场后收取电费或转让获取收益，随着风电场规模扩张公司此项业务收入也稳定上升，从2016 年的24.2亿元提升至 2023 年的 109.2 亿元，成为公司当前重要的利润来源之一。（3）风电服务：主要为客户提供现场运维、备件供应、维修、技改等服务，随着公司产品累计交付量上涨，此项业务收入也稳定增加，到 2023 年收入规模达到 52.4 亿元。

风机毛利率走低，风电开发则相对稳定。盈利能力方面，风电设备行业受产能快速扩张、风电电价持续走低等因素影响，毛利率呈震荡走低态势。公司2021 年受海风抢装影响风电整机及零部件毛利率曾短暂走高至 17.7%，但随着海风建设进入低谷，毛利率大幅下跌至2023年的 6.4%，2024H1 低至 3.8%。相比之下风电开发的盈利能力相对稳定，从2016—2022年均维持在 62%至 68%之间的毛利率水平，2023 毛利率出现比较明显下滑，与公司风电场产品销售金额大幅增加有关。

风机利润率下滑拖累近两年业绩表现，24 年业绩开始反弹。公司营业收入在2020年陆风抢装潮年份达到顶峰 563 亿元，后两年随着抢装褪去开始略有下滑。2023 年风电新增装机大幅反弹，但毛利率持续走低，因此归母净利润也下滑至近年来的最低点13.3亿元，相比2022 年下滑 44.16%。2024 年风电毛利率继续走低，但风电场运营和开发保持较为稳定的增长态势，因此前三季度实现归母净利润 17.9 亿元，同比增长达42.14%，业绩开始反弹。

2.海风+出海有望推动整机盈利触底反弹

2.1.我国风机制造龙头企业直驱起家并向半直驱转型

风力发电机根据其原理大致分为三种类型：永磁直驱、双馈型、半直驱（中速永磁）。永磁直驱与双馈型的主要区别在于两点： （1）双馈型叶轮与发电机之间通过齿轮箱连接，而永磁直驱型两者之间直接连接。由于永磁直驱无齿轮箱环节，因此优点在于简化了传动结构、减少了传动损耗、提高了可靠性，缺点在于由于缺少齿轮箱变速，发电机转子转速低、需要大幅增加极对数，从而导致发电机重量明显增加。根据能源局发布的全国电力可靠性报告，2023 年风机故障中齿轮箱故障占比约 5%，是排名第七的故障来源。 （2）变流器不同：双馈型变流器负责给电机励磁，并通过励磁改变转子磁场，使发电机输出参数与电网一致。永磁直驱电机则采用全功率变流器，直接实现AC-DC-AC转换，可实现零冲击并网且故障穿越能力更优秀，其调节能力也更强，缺点在于变流器的容量和成本都要更高。通常来说，永磁直驱风机的价格高于双馈型风机，但其可靠性和涉网性能更好。此外，永磁直驱电机需要用永磁体提供磁场，永磁体价格高且有消磁风险。

金风科技是我国永磁直驱风力发电机的引领者。公司永磁直驱技术来源于公司与Vensys公司的联合开发，Vensys 公司在直驱风机领域有成熟技术，2004 年公司与Vensys公司联合设计兆瓦级永磁直驱机组并于 2005 年完成 1.2MW 样机研制，在新疆达阪城风场安装运行。后续公司继续深耕永磁直驱路线并逐渐提升单机容量，目前公司主流永磁直驱风机包括GW1S、GW2S、GW3S/4S、GW5S、GW6S/8S 等系列，容量从0.85MW~8.0MW不等。

降本压力下半直驱成为重要发展方向。半直驱（中速永磁）结合了双馈型和永磁直驱的技术路线，即叶轮与发电机之间采用中速齿轮箱连接从而降低了发电机的重量和尺寸，同时采用全功率变流器提高了风机的故障穿越和涉网性能，但半直驱同时也有双方的缺点。涉足半直驱及双馈机型，盈利能力有望得到改善。虽然永磁直驱机组具有可靠性高、性能好等优点，但在风电行业竞争加剧、价格走低的情况下，其成本较高的缺点也对公司风机利润率水平产生了较大影响。从主流风机上市公司来看，公司的利润率水平整体处于下游水平。随着公司涉足半直驱和双馈机型，公司成本压力有望得到缓解。

2021 年公司首次实现半直驱产品商业化项目交付，2021 年半直驱机组销售容量108.50MW，实现营收 2.10 亿元。随后公司半直驱机组交付量大幅上升，2022 年交付8623MW，占比达到 62%，销售金额达到 154.47 亿元，占风机销售比例为47.4%，成为公司主力机型。

2.2.市占率常年位居国内第一近年盈利能力恶化但风机价格有望反弹

公司技术实力在业内认可度高，市场份额常年位居国内第一。根据公司公告，金风科技风机市占率常年位居全国第一。根据 CWEA 统计，2024 年金风科技国内新增装机1867万千瓦，市占率 21.5%位居第一。截至 2024 年末，金风科技累计装机量12841 万千瓦，也是全国唯一超过 1 亿千瓦的公司，市占率 23%稳居全国第一。

风机大型化成主要趋势，风机单位价格快速下降。风力发电机的核心降本措施之一便是大型化，特别是风电行业平价以来，加上新能源市场化后成本压力增大，风电大型化趋势愈发明显。根据 CWEA，2024 年国内海上风机单机容量已经达到10MW，陆上也达到了5.9MW。金风科技的单机容量也呈与行业类似上升趋势。单机容量上升带来的结果便是风机的单价快速下跌，金风科技受此影响，价格也呈现下跌趋势。2018—2020 年，由于风机大型化趋势不明显，公司平均销售单价稳定在 3600 元/kW 上下，2021 年大型化加速，但因为当年海风交付量较大，平均单价仍有小幅上升，但随后开始快速下跌，到2023 年单价已不足2400元/kW，相比于 2021 年下跌 36%以上。

风机价格持续下滑风机毛利率走低，部分公司 24H1 毛利率反弹。根据金风科技官网资料，2023 年 1 月风机价格超过 1700 元/kW，随后便一路走低，到2024 年8 月降至约1400元/kW 左右，9 月招标价格出现小幅反弹。受此影响，主要风机厂的毛利率近年来均呈现走低趋势，2022 年以来金风科技毛利率低于行业平均水平。

2.3.风机出口龙头企业 海外市场盈利能力有望改善

技术进步+降本显著，我国风机出口呈加速趋势。早年间海外风机厂实力较为强劲，Vestas、西门子歌美飒、GE 等海外巨头占据较高市占率，国内风机厂在大型化、技术指标、可靠性等方面较为落后。但随着国内风电行业快速发展，国内风机厂在各方面均有长足进步，外加显著的规模效应，我国风机出口开始加速。2013—2018 年间每年风机出口容量仅数百MW，2019 年开始大幅增加，到 2024 年出口容量达到 5194MW，创下历史新高。同时我国占全球市场份额也快速提升：2015 年我国风机占海外市场份额不足1%，到2023 年份额已达到9.2%的历史最高水平（2024 年海外风电装机数据未出，未计算份额）。

金风科技是国内整机出口佼佼者，份额稳居第一。金风科技是我国最早走出国门的风电企业之一，早年与 Vensys 公司合作掌握永磁直驱技术，后来积极推进国际化战略，以本土化驱动国际化，积极参与国际竞争。根据 CWEA 统计，截至2024 年底我国风电整机累计出口约 20.8GW，其中金风 9.8GW 占比接近 47%稳居第一。而2024 年金风出口量达到2.5GW，占比大约 48%。

海外风机价格震荡走高，公司海外市场提升盈利有望修复。与国内风机价格持续走低不同，海外市场风机价格在持续走高。根据 Vestas 披露的订单数据，2019—2020年Vestas新签订单平均价格在大约 0.7—0.8 欧元/W 浮动，随后震荡走高，在24Q1 短暂下滑后继续反弹，24Q2 和 24Q3 的订单平均单价分别达到 1.2 欧元/W 和1.1 欧元/W，价格远高于国内。截至 24Q3，公司海外在手订单量 5536MW，超过 2023 年出口容量的3 倍，在海外高价订单+海外交付比例提升的情况下，公司风机盈利能力有望改善。

2.4.抢装潮影响逐渐褪去海风有望放量拉动盈利能力提升

风电降本显著以及国家政策扶持下，我国风电行业近年来蓬勃发展。2020年双碳战略提出加上陆上风电结束国家补贴，引发陆上风电抢装潮，当年风电新增72.4GW，同比增长超190%。2021 年海上风电国家补贴最后一年，引发了海上风电抢装，当年海风新增装机达到16.9GW，是 2020 年的近 4.4 倍。但 2022 年下滑至 5.05GW，2023 年小幅反弹至6.33GW。

各地海风规划及核准项目数量开始增加。从 2023 年底到今年，上海、广东、广西、福建、浙江、海南、山东等多个省份发布了未来海上风电竞配或规划，仅上述几个省份的规划量就超过 4400 万千瓦。海上风机单价和利润率水平相对较高，且由于海上风电运维难度和成本更高，质量可靠的头部厂商在海风领域优势更大。随着海风建设提速，海上风机在公司收入构成中的比例增加，公司盈利能力也有望迎来改善。

3.风电运营资产质量位居前列机制电价同时利好运营与制造

3.1.拥有优质风电资源 资产质量位居前列

公司权益规模持续增加，利用小时数优于全国平均水平。在常年保持风机销售龙头的同时，公司也积极利用自身技术及区位在国内外进行风电场投资开发及运营业务。截至2023年底，公司国内外并网风电装机权益规模分别达到 683 万千瓦和46 万千瓦，总计729万千瓦，持有规模持续增加，到 24Q3 权益装机规模达到 814 万千瓦。公司借助新疆等风资源丰富区域区位优势，近年来利用小时数显著高于全国平均水平。

公司项目主要位于西北、华东、华北，在手项目数量充足。截至2023 年底，子公司天润新能在全国拥有 700 余家项目公司，自主开发风电项目 150 余个。截至24Q3，公司全球总计并网容量 813.8 万千瓦，其中国际项目 46 万千瓦。国内项目分布排名前三的区域分别是西北（308 万千瓦）、华东（195 万千瓦）、华北（161 万千瓦）。公司储备项目充足，截至 2023 年底公司已核准项目装机容量达 628.7 万千瓦，创下历史最高水平。公司在建项目装机容量近几年均保持在 200 万千瓦以上的水平。截至 24Q3 末，在建项目455.6万千瓦，其中约56%位于西北地区，其次为华东、华北。

公司一方面通过自营风场持续获取利润，同时也积极出售在手项目获取收益。公司到2023 年底实现发电收入 64.3 亿元，增长幅度与装机增速大致相当，但利润贡献幅度更为明显，2023 年底风电开发贡献税前利润 44.46 亿元，相比 2019 年增加约1.6 倍，明显高于收入增长。当然这其中除发电本身外，近几年公司每年都会固定出售一部分在手项目回笼资金，因此风场转让的投资收益占比较高。 假设风场转让投资收益的所得税率固定为 25%，则可以简单计算公司发电业务的利润、ROE 等指标如下表所示。 电价：公司项目一半以上位于三北地区，但平均电价（不含税）接近0.5 元/千瓦时水平，主要得益于带补贴项目较多以及少量海外项目贡献。

公司风场质量优异，发电业务ROE位居同行前列。公司发电业务的ROE水平较高，2021、2022 年 ROE 都超过 13%，2023 年下滑至 10.6%左右，主要与当年所得税上升较多且2023年公司风场开发业务中开始涵盖风电场产品销售，拉高了净资产水平有关。公司近年来ROE与同行相比处于较高水平。

公司全部发电资产为风电，盈利能力强于光伏。近年来我国电力市场建设进展较快，2023年我国新能源市场化比例已超过 47%，且部分省份电力现货市场也已经开展。由于新能源发电呈现较强的集中性，因此在新能源比例较高的省份，当风况、光照条件较好时往往造成发电侧供给过剩、电价降低，而风况、光照较差时发电侧供给不足、电价升高，新能源量价难以兼顾由此造成新能源平均电价低于市场平均电价。然而光伏发电特性导致其发电过于集中，电价水平相比于风电面临更大压力。 以山西、山东、甘肃、蒙西现货情况为例，可以发现，除部分少量月份外，四省区风电的现货平均电价显著高于光伏，在风电利用小时数更高的情况下，风电盈利能力相比光伏具有一定优势。

3.2.可再生能源补贴问题有望得到解决缓解资金压力

进入平价时代但补贴拖欠问题仍存在。我国 2020 年、2021 年陆风、海风分别取消了国补，公司截至 2020 年底国内风电装机为 524 万千瓦，且当年平均电价高达0.52元/千瓦时，显著高于广东省燃煤标杆电价（0.453 元/千瓦时），因此公司有大量存量风电项目带有补贴。但近年来我国新能源补贴发放有所滞后，大部分绿电公司应收账款比重增加明显，多数绿电公司应收账款周转率降低至近年来新低附近。金风科技情况与行业类似，2023年营业收入比2020 年下滑 58 亿元，但应收账款及应收票据增加 35 亿元。

由于公司业务中风电整机比例高于发电收入，我们参考风电整机厂2023 年的应收账款水平，去除明显较高的三一重能外，其他公司应收账款周转率大致在2.0—2.5 的水平，我们假设金风科技风电运营外业务的应收账款周转率在 2.0—2.5，则可以估算风电运营的应收账款大致在 67—107 亿的水平。

2022 年补贴核查开启，欠补问题有望彻底解决。2022 年3 月，国家发改委、财政部、国家能源局下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，开启全面核查，核查主要围绕六方面展开：合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环保。2022 年10月，信用中国发布《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单的公告》，第一批合规项目共计 7344 个，2023 年绿电公司补贴回收进展明显加速。2022 年 8 月，国家发改委、财政部、国务院国资委《关于授权设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题的复函》。国家电网和南方电网将成立二级公司进行专项融资，解决可再生能源补贴年度增量缺口；在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则专项融资，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支。截至目前，第二批补贴核查持续推进，补贴核查有助于确定存量项目补贴资金规模，并陆续兑现合规项目历史拖欠补贴。 一旦欠补问题得到解决，公司应收账款有望大幅下降，从而减轻公司资金成本压力。

3.3.绿电机制电价出台 风电运营和风机价格同时获利

理论上来说，电能量市场可以选择对全社会福利最大化的机组组合，同时可以充分反应电力市场的实时供需。但实际上，考虑电力行业的特殊性，仅仅依靠电能量市场仍将面临几大问题：（1）现货市场价格受燃料成本、电力供给、气温、经济生产活动等多种因素影响，而电力运营是一个动辄数十年的长周期资产，收益率难以准确衡量，进而影响到了投资决策；（2）不同机组电力成本不同，在电力系统中也发挥着不同的作用，但电力工程通常来说建设周期较长，一旦用电需求出现明显变动，很难短时间内解决供需矛盾；（3）电力行业技术进步时时刻刻发生，降本将是长期趋势且不同机组降本速率不同，如果不分先后将所有类型机组放在同一市场内交易，可能对老项目收益率产生影响。这些问题导致绿电公司长期盈利能力不确定性增加，体现在估值上便是有一定折价。 国家发改委 2025 年 2 月 9 日发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136 号）（下称“通知”），意味着“全国性政府差价合约机制”落地。在建设全国统一电力市场背景下，本通知为新能源全面入市首份纲领性文件，制定了诸多原则性方向。

推动新能源上网电量全面入市，执行新老划断与差价结算。1）新老划断：考虑到新能源项目的成本差异，通知明确项目分类上新老划断，2025 年 6 月1 日以前投产均为存量项目，可简单理解为老项目执行老办法。2）差价结算：为保障新能源可持续发展，场外建立差价结算机制。纳入差价机制的电量，参与市场化交易但按照差价机制电价结算，由电网月度结算，计入系统运行费用，多退少补。新能源全面入市仍旧是有保护的入市，新老划断与差价结算机制均是为了呵护新能源的可持续发展。 存量高收益项目有望维持收益，增量项目收益率有稳定预期，行业或进入更健康的发展周期。1）存量项目：电量电价机制延续现有政策，最理想的情况是，上网电价保持当地燃煤标杆电价（补贴项目按照原有规定执行），保障利用小时数延续2025 年政策。超出此前市场预期，但具体实施情况仍需参考各地细则。2）新增项目：上网电量=差价机制电量+市场化电量，其中机制电量由当地非水电可再生能源电力消纳责任权重以及用户承受能力等因素确定。另外通知明确机制电价执行周期与项目投资回收周期相关，单个项目竞价中标后，其差价电量部分或在多年维度固定，在可预期的电价周期内，新能源项目或可测算更实际的收益率，也给运营商提供更加可测的预期。机制电价保障期限为项目初始投资回收期限，意味着初始成本确定收回，后续维护成本对项目盈利能力至关重要，有利于运营商更加注重全生命周期成本，对龙头整机厂盈利能力有推动作用。 本次政策使得金风科技存量和新开发风电运营资产盈利稳定性得到保证，对于风机盈利能力提升也有推动作用，有望全方面受益于机制电价出台。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）