2025年三一重能研究报告：风机景气再临，龙头乘风入“双海”

三一重能：核心技术自主可控的风电黑马

三一重能作为三一集团旗下核心新能源平台，自 2008 年成立以来深耕风电领域，现已成为 全球第六、中国第五的风电整机制造商。公司依托核心部件自研自产和自主可控供应链构 建核心壁垒，2009 年突破 2.0MW 大功率机组国产化，2022 年科创板上市后加速技术迭代， 目前形成陆风 3.X-11MW、海风 8-16MW 全谱系产品矩阵，并纵向整合"研发-制造-EPC-运 维"全产业链能力，被工信部认定为智能制造标杆企业。在"双海"战略驱动下，公司双线布 局陆海风市场，同步推进海外拓展，市场份额持续提升。

三一重能股权结构集中，主要股东持股比例较高。梁稳根先生作为公司实控人，控股 45.73%。 其他主要股东包括唐修国、向文波、毛中吾，分别持有 7.05%、6.45%、6.45%的股权。公 司亦积极开展股权激励，带动公司上下齐心。2025 年 3 月，公司发布 2025 年度员工持股 计划，参加对象涵盖 861 人，设立规模约 9,144.2 万元，股票合计约 305.73 万股。此前公 司于 2022-24 年均设有股权激励计划，分别计划 525、631、779 人，覆盖了从董监高到核 心业务技术人员等大量员工。

公司覆盖风电全产业链，一体化程度较高，自主生产核心零部件。公司核心业务位于产业 链中游风机业务板块，同时涉及上游核心零部件板块以及下游风电场板块。不同于其他风 电整机制造商以设计和组装为主，公司采取核心零部件自研自产的“三一模式”，具备叶片 和发电机的自产能力，并具备部分核心零部件设计能力，且通过与齿轮箱供应商（德力佳 传动科技）形成联营企业关系控制核心供应链，确保质量和成本的控制能力。复盘来看， 公司采取“抓大放小”的核心零部件自产策略，曾于 2017 年之前自产齿轮箱、底架、主控 系统、变流器、变桨系统等零部件形成全产业链模式，而后转为除叶片和发电机外核心零 部件外购，引入专业化的零部件公司进行降本增效，同时全环节的生产经验亦构成公司的 技术纵深，持续巩固技术优势。

公司厚积薄发，在 2020 年风电抢装潮依靠供应链优势完成弯道超车。复盘来看，2020 年 为中国陆风补贴最后一年，行业出现抢装潮导致供给偏紧，公司凭借全产业链自研自产能 力和北京南口制造基地改造扩产，出货能力不受供应链的制约，因此充分吸收传统风电龙 头供需差带来的市场空间。从具体数据来看，2020 年全国新增风电装机达到 54.4GW，同 比增加 103%，同期公司实现吊装容量 3.0GW，同比高增 330%，对应国内市占率约 5.6%， 同比提升 3 pct，排名跃升至第七。

研发能力和生产能力为公司核心优势，持续高水平研发投入和产线持续迭代助力公司稳住 身位优势。风电行业具备“强者恒强”的特点，公司 2024 年实现全球新增装机第六名、中 国新增装机第五名的佳绩，我们看好公司继续凭借技术和供应链的优势稳住身位： 1） 研发投入保持高速增长：公司 2024 年研发投入总额为 7.8 亿元，研发投入占营收比例 达到 4.4%，长期处于行业龙头中上位置；兑现到专利数量，公司 2024 年在手专利数 量 1181 个，在行业龙头上市公司中绝对数量紧随金风科技和明阳智能，2019-2024 CAGR 达到 13.6%。 2） 智造能力持续迭代：公司通过从“手工生产线”到“标准化流水线”再到“数字化产线” 的路径迭代生产能力。公司北京南口制造基地流水线于 2020 年改造完成，成功支撑公 司在“抢装潮”的出货能力，出货量同比高增 330%，成为公司市占率提升的关键因素； 公司于 2022 年分别完成智能制造 1.0 改造，并于 2023 年启动 2.0 版本改造，目标是 业务和流程均实现数字化，公司 24 年 12 月投产的日照风电智能制造基地交付时间缩 短 30%，风机最快 3 小时可下线，已实现从计划订单到产品交付的全周期数字化管控。

风力发电机组制造支撑公司营收规模，电站运营发电业务增厚盈利。 1） 营收方面：公司 2024 年实现营收 149.4 亿元，2019-24 年 CAGR 达到 64.4%，主要 系公司抓住 2020 年风电抢装潮提升市占率，并于其后保持身位优势，录得稳健增长。 按收入结构拆分来看，2024 年公司营收规模主要由风力发电机组制造板块支撑，实现 营收 135.8 亿元，对应营收占比达 76.3%，2019-24 年 CAGR 达到 72.9%带动公司整 体规模快速扩张。 2） 毛利润方面：随着行业抢装潮退去，行业供给过剩促成价格战的导入，风电机组制造业 务盈利承压导致公司毛利润从 2021 年达峰后开始下滑，并在 24 年随着公司增加计入 电站产品销售的自有风电场出售业务而回升。公司 2024 年整体毛利润为 30.1 亿元， 对应 2019-24 年 CAGR 42.7%，但是 2021-24 年 CAGR 为 1.1%。其中公司风电机组 制造业务于 2024 年实现毛利润 14.9 亿元，占比为 49.7%，2021-24 年 CAGR 为-13.7% 是公司毛利润增长收窄的主要因素。 3） 毛利率方面：虽然公司毛利率相较行业其他玩家的毛利率优势逐渐缩窄，2024 年整体 毛利率水平为 16.9%，但是近年在风电行业风机中标价格整体下降趋势下，公司整机部 分毛利率仍在行业内保持明显动态领先优势，2024 年整机环节毛利率达 11.0%。公司 长时间保持行业较高毛利率主要系供应链环节供应商集中度较高且关键部件自研自产 能力出色，进而具备较强的成本管控能力。

公司盈利能力行业领先，行业扩张周期下的费用和债务控制是关键。期间费用率方面，公 司 24 销售费用率/管理费用率/财务费用率分别为 3.3%/3.3%/0.7%，销售费用 2024 年出现 大幅下降主要系公司将原列示于“销售费用”的保证类质量保证改为列示于“营业成本”， 2023/24 年对应销售费率的影响约为 3.4%/2.7%，回溯后销售费率维稳；管理费用和财务 费用率近年保持稳定水平，随 2020 年营收规模迅速扩张后有效摊薄。资产负债率方面，在 公司逐步清除历史遗留亏损问题后，资产负债水平逐步降至行业龙头中最低水平。兑现到 净利率，公司 2024 录得 10.2%净利率水平，虽然同比略有下滑，但是同其他风电上市公司 保持显著动态优势。

不破不立，风电景气周期再临

短期来看，新一轮风电装机周期启动，盈利修复信号已经出现

2024 年以风电招标量和核准量双增收官，2025 年装机集中落地景气可期。招标容量方面， 2024 年国内公开招标容量为 164.1GW，较 23 年同期增长 90.2%；2024 年风电项目核准 加速，核准容量约 135.7GW，同比增加 101.6%。考虑到 2024 年招标项目普遍对应 2025-26 年进入交付周期，叠加核准明显加速，我们认为 2025-27 年新增装机或达 110-130GW/年。

2024 年行业竞争加剧导致风机价格迫近成本线，我们认为极端低价为以市场占有率为导向 的非理性竞争不具备长期持续性，25Q1 价格回弹趋势已经显现。2024 年陆风/海风不含塔 筒加权平均价格分别为 1,440/2,775 元/kW，同比-4%/-11%。拆分为月度数据来看， 2024 年 6 月陆风招标价格（不含塔筒）探底至 1,133 元/kW，单项目中标单价最低来到 900 元/kW （7.XMW 以上风机），而根据 CWEA，10MW 机组成本（不含塔筒）价格线约为 1,200 元 /kW，包括材料、制造费用、运输费用等直接成本 950 元/kW，质量投入、研发费用及其他 日常费用250元/kW。行业普遍盈利承压下倒逼价格25Q1出现反弹，根据风电新闻网统计， 2025 年 3 月平均陆风（不含塔筒）月度招标价格来到 1520 元/kW，较 24 年 12 月招标价 格回升 5.5%。我们认为在 1）中共中央政治局、中央经济工作会议提出反对内卷式竞争； 2）CWP2024 会上十二家风电整机商签署自律公约抵制低价恶性竞争；3）24H2 央企最低 价中标原则逐渐松动等因素交织作用下，长期价格将回归理性，行业盈利将得到修复。

风机行业虽面临价格下行压力，但产业链各环节仍存在结构性利润空间，与光伏行业价格 战下的普遍盈利收缩形成差异。复盘风电招标价格和各环节主要厂商毛利率，在 2021-24 年陆风招标价格（不含塔筒）以-20.5%CAGR 下滑时，除部分整机商受质保计提会计准则 调整出现导致 2024 年毛利率明显下降外，其余环节尤其是细分龙头均保持可观盈利水平。 我们认为风电行业正从无序竞争转向有序，行业利润将逐渐集中于各环节具备技术壁垒与 规模效应的龙头企业。

长期来看，136 号文落地或将带动资源开发向风电倾斜

136 号文机制落地将重塑电站运营盈利模式，而现货电量交易将引入项目收益的不确定性。 2025 年 2 月 9 日，国家发改委和国家能源局联合发布《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》（简称 136 号文件），政策要点主要是： 1. 新能源全面入市：上网电价通过市场交易形成； 2. 引入机制电价：对纳入机制的电量按市场均价与机制电价差额进行差价结算，25 年 6 月 1 日前投产的存量项目按现行保障性政策规定价格和执行期履行，增量项目机制电价 由各地每年自愿参与竞价形成，执行期为同类项目回收初始投资平均期限确定；

风电有望凭借更稳定的项目收益率，结构性受益于 136 号文机制落地乃至新型电力系统的 推进。一方面，虽然机制电价形成一定缓冲垫，但是仍存在市场交易电价和交易均价之差 形成的敞口；另一方面，非机制电量将完全受市场电价影响，尤其是机制电量规模（规定 比例不得高于上一年）和机制电价（增量项目机制电价竞价决定）的退坡使得在整体收益 预期将对市场电价走势更为敏感。而复盘来看，风电在 2024 年电力市场中实现相对较高的 电价，项目回报率更具保障。我们在 2024 年 10 月 25 日发布的报告《新型电力系统成本 篇：多维解决消纳问题，新能源迈入 2.0 时代》指出风力发电在新能源品类中发电同步率相 对较低，因此风电在电力市场中电价折让更少、出力置信度更高，因此在 2024 年各省现货 市场实现的捕获价优于光伏，且风电现货价格对发电占比的敏感性更低，即在风电装机起 量下仍可保障相对稳定的现货价格中枢。

细化到山东地区的高频数据，1）横向比较：2023-24 年山东现货电价与光伏出力曲线呈现 明显负相关关系，而与风电出力关联度较低，我们基于日前现货平均电价和风光出力曲线 进行逐月拟合，估算 2023 年 1 月到 2024 年 12 月间，假设山东光伏全部进入现货市场交 易，可实现的加权平均电价较现货平均电价会折让 58%~溢价 3%不等，平均折让 30%；而 风电仅折让 3%~溢价 8%不等，平均溢价 2%。2）纵向比较：根据兰木达，山东省现货价 格逐年走低，风电、光伏捕获价随之走低，但风电中枢下降速度明显慢于光伏。

风电从平价时代进入市场化时代，电站侧将更强调收益确定性

在新能源入市大趋势下，风电电站或转向“LCOE 降本”的精细化运营模式。风电电站初 始投资成本高而发电边际成本低，在全额收购制度下经济性的驱动因素为利用小时，电价 更多是政策驱动，因此收益率主要由当地风能资源和初始投资决定；风电全面入市后将引 入市场交易电价和机制电价，其中作为稳定收益预期的机制电价执行期将锚定同类项目回 收投资的平均期限，因此机组在项目机制电价执行期内出现停机等可靠性问题将对整体收 益率造成严重影响。反推到上游风机行业，我们认为通过技术迭代降低单瓦投资成本的大 趋势不变，在全面入市下机组可靠性亦成为重要因素，两者共同决定 LCOE，构成市场竞 价机制下的核心竞争力。 风机大型化仍是风电降本增效发展进程中不变主线。风电大型化的原理在于通过增大叶轮 直径实现更大的扫风面积，进而提升对风能资源的捕获效率，单机容量提升。我国大容量 风机渗透率不断走高，根据 CWEA 数据，我国 2024 年 10MW 以上风电机组新增装机容量 占比为 8.7%，较 2023 年增长 4.5 pct。大型风机降低投资成本主要分为两方面：1）风机 成本：风机物料成本并非随风机容量线性增加，因此单机容量提升带动成本边际下降；2） BOS 成本：同等装机规模下，使用大容量风机将减少风机点位，带动道路土建、用地费用 等 BOS 成本减少。根据龙源设计院，在 100MW 平原风电项目中，使用 4.5MW 和 10MW 单机容量的风机对应电站动态投资成本分别为 5,360/3,477 元/kW，对应 10MW 风机较 4.5MW 风机拉动了 35%的总成本降低。

在电价和利用小时数的不确定下，大容量风机带动的投资成本降低构成确定性。我们基于 陆风全生命周期模型测算，使用高单机容量风机将有效拉动 LCOE 降本及项目 IRR 提升。

然而，风机容量与叶轮直径紧密相关，大型风机叶片失效风险为电站投资收益引入不确定 性。长叶片会增加运行时的弯曲和扭转应力，叠加循环载荷可能会导致材料疲劳，对结构 强度、刚度以及材料提出更高要求。根据风芒能源，2024 年我国风电行业事故数量增至超 200 起，相比 2021 年 95 起绝对数量接近翻倍；拆分来看，根据 CWEA，2013-24 年期间 我国部件失效型事故比例达 68%，而风电机组关键部件失效中叶片失效占半数。

虽然 2024 年呈现大容量风机产品井喷态势，但是我们认为可靠的大型风机产能仍具备技术 壁垒，尤其是叶片环节 Know-how 以及产品验证的重要性不容小觑。根据中国风电新闻网 对 CWP2024 参展整机商发布产品的梳理，陆上最大功率等级为 16MW，叶轮直径 270 米， 海上最大功率等级为 26MW，叶轮直径 310 米；而 CWP2021 整机商发布的新产品中，陆 上叶轮直径为 202 米，海上叶轮直径 256 米，相当于 2021-24 年期间陆风/海风的风轮直径 提升了 68/54 米。复盘风电发展史，当风电大型化进程来到 15MW 级时，我国风电行业已 进入技术“无人区”，各家大容量风机产品仍待验证，考虑到 10MW 级别陆上风机刚于 2025 年 1 月进入批量商运阶段，各家 10MW 以上级别产品转化落地为电站经济性的进程仍在徐 徐前行。我们看好具备强技术兑现能力和生产能力的整机商将在“风电入市”和“大型化” 两条主线交织带动的新一轮风电周期中获得超额收益。

三一重能在风机大型化布局领先，看好本轮风电周期中兑现 Alpha

在降本增效的永恒主题下，行业大型化风机技术路线向齿轮箱方案回归，公司押中双馈技 术路线。风机技术路线差异主要在于是否配置齿轮箱结构，在齿轮箱技术迭代驱动扭矩密 度不断提升下，齿轮箱重量亦相应降低，带动配备齿轮箱的风机有效降本。根据重齿公司， 陆风机组从 5~7MW 升至 8~10MW，齿轮箱扭矩密度亦从 160+NM/kg 升至 240+NM/kg， 即在相同扭矩下齿轮箱可减少 33%的质量，除去铜等原材料用量成本降低外，叠加结构尺 寸带动制造、运输和吊装有效降低整体风机成本。反映到风机市场产品，我们也看到市场 逐步向配置齿轮箱的双馈技术回归，目前我国陆风主要以双馈路线为主，根据 CWEA，2023 年下线陆风机组双馈占比超 90%；海风主要以介于双馈和直驱的半直驱路线为主，直驱和 高速永磁方案逐渐退出，而双馈方案也凭借降本的巨大优势开始在海风产品中出现。双馈 和半直驱路线降本核心在于齿轮箱，我们看好公司凭借自持齿轮箱龙头德力佳股份带来的 供应链协同优势，在双馈路线上大型化降本增效进度领先，保持单位成本的动态领先。

大型双馈风机主要对叶片和齿轮箱核心部件带来挑战，而公司拥有叶片完全自研自产能力， 并参股德力佳实现齿轮箱的自主可控。 1） 叶片方面：叶轮直径延长带动叶片重量快速提升，根据 MDATA，15MW 风机叶轮直径 达 270 米，重量高达 50 吨，因此对大叶片设计和材料提出挑战，行业普遍采用碳纤维 方案进行减重。碳纤维技术具备强技术壁垒，公司叶片上游供应商中国石化是国内第一 家、全球第四家掌握大丝束碳纤维的企业。根据中国石化报，公司 131 米叶片采用上 海石化生产的 48K 大丝束碳纤维风电专用料，使用全碳拉挤主梁，并配备先进的后缘 辅梁和小腹板设计，通过优化主梁区域单双腹板组合形式，有效提升了超长叶片的刚性 和稳定性。产能方面，公司巴彦淖尔零碳数智产业园是目前全球唯一同时具备 10MW+ 风电主机和 136 米长叶片产能工厂，并于 2024 年 1 月成功下线首个 131 米叶片刷新陆 风叶片世界纪录。根据 Brinckmann，2023 年仅有 30%风电叶片来自整机商自产，放 眼全球公司是少数对叶片设计和生产自主可控的风电龙头，因此我们看好公司凭借叶 片 know-how 积累在风机大型化进程中保持身位优势。 2） 齿轮箱方面：根据 MDATA，齿轮箱重量也随整机容量相应增加，5~10MW 单台约 40~60 吨，10+MW 预计将达百吨级。公司通过持有德力佳 28%股份实现齿轮箱自主可控，业 务和技术上具备协同效应，在行业高容量风机专用核心部件供给结构性偏紧下供应无 忧。根据 Brinckmann，2023 年德力佳在全球齿轮箱市场中市占率达 13%，位列世界 第四。技术方面，德力佳 HB16500 齿轮箱用于 15MW+风机，采用多级柔性均载齿轮 传动结构等技术实现了齿轮箱的轻量化和高扭矩密度。

公司在价值量最高的环节选择自研自产/自主可控亦可有效保留利润，毛利率优势较核心零 件外采的整机商可达近 4 pct。 1） 叶片可创造 2.5pct 毛利率优势：参考叶片龙头中材科技 2024 年风电叶片业务毛利率 为 13.46%，我们认为 2024 年公司通过自产叶片仍可创造 2.5 pct 左右的毛利率优势（按 叶片占双馈式风机成本 24%测算），25 年受原料涨价、大型风机需求起量，叶片价格亦 相应提涨，或将进一步扩大自产叶片兑现的毛利率优势； 2） 发电机可创造 1.5 pct 毛利率优势：参考电机企业湘电股份 2024 年电机业务毛利率 17.61%，公司通过自产发电机可创造 1.5 pct 左右的毛利优势（按发电机占双馈式风 机成本 9%测算）； 3） 齿轮箱可通过投资收益增厚归母净利：公司持有德力佳 28%股份，后者在全球齿轮箱 市场中市占率达 13%位列世界第四。公司不仅可以实现齿轮箱环节高度自主可控，亦 可通过持股公司的投资收益增厚盈利，较大程度抵消齿轮箱环节的价格波动。

作为组装型制造行业，整机产能弹性较大，产量约束和价格张力在于上游零部件环节，而 在新一轮装机潮带动下部分环节或已趋紧。复盘 2020 年抢装潮，公司在 1.85GW 年产能 下实现了 3.88GW 的产量，产能利用率达 209.83%，主要系通过轮班工作制确保产线全天 24 小时运转，即相比每日单班八小时制的产能弹性可达 1 倍。上游产能方面，我们梳理了 GWEC 2023 年国内各环节产能数据，结合我们对 2025-2027 年新增装机 110-130GW/年 的判断，发现齿轮箱环节（133 GW/年）已经呈现出边际紧平衡状态，而叶片环节（101 GW/ 年）或将出现结构性供给不足，特别是大兆瓦产品推进下对部件提出更高适配性要求，25H1 行业反馈轮毂、机架等铸件，叶片、塔筒等关健部件产能紧张，叶片、轴承等零部件涨价 已落地。零部件弹性方面，一方面我们梳理各环节上市公司历史购建固定资产、无形资产 和其他长期资产支付的现金情况，发现 2023-24 年行业并无明显整体扩张趋势，另一方面 136 号文政策的抢装窗口期短，对产能释放刺激有限，预计短期供给将保持偏紧。

公司与供应链厂商同心多元。公司产品重要部件均选用行业“第一梯队”优质品牌，是斯 凯孚、舍弗勒、威能极、采埃孚等国际一流供应商的重要合作伙伴,同时整合国内最优供应 链资源。公司一方面通过更优的支付条款实现规模效应降本，而非降低采购价压制供应商 利润；一方面公司与供应商相互锁定具备更强的产业链适配能力，与欧洲头部公司在整机 和叶片方面合作开发，并联合主要部件供应商合作研发实现技术创新，考虑到风电核心部 件多为定制件，我们认为供应商定制化能力是推动风机大型化的重要因素。 我们看好公司凭借长期战略供应商维护与供应链管理保供无忧。一方面，公司在高价值量 的叶片、发电机自产情况下，除齿轮箱以外的主要供应商来自铸件、树脂和塔筒等集中度 较低的环节，但前五大供应商比例仍维持在行业可观水平，在单环节供给实现规模效应； 另一方面，公司对上游供应商的账款结算更友好，应付票据和应付账款周转天数在行业内 较短，我们认为与上游供应商保持长期良性合作关系在行业景气上行时尤其重要，有助于 保障大兆瓦部件稳定供给。考虑到风电行业普遍通过前一年招标量确认来年装机量，我们 看好公司凭借供应链优势保供无忧，参考公司 2024 吊装容量 9.15GW 以及 2020 年产能弹 性，我们预计公司 2025 年产能可满足约 18GW 装机。

大容量风机的 Track Record 亦不容小觑，先发者易形成订单“滚雪球”优势。以国央企 为代表的运营商倾向于规避不确定风险，而公司在大容量风机产品验证方面进度领先，有 望先行占据国央企招标大型风机市场。根据风芒能源，由于陆风已经充分降本，因此存在 下游电站运营商为规避长叶片不确定风险选择成熟中型机组的案例，部分央企亦开始调整 投标细则不再唯价格论，例如国家电投 8.4GW 集采将评标平均价格下探 5%作为基准价而 非最低价；此外，全生命周期综合成本亦被列入央企采购规范，根据《关于规范中央企业 采购管理工作的指导意见》，央企采购要求以性能价格比最佳、全生命周期综合成本最优为 目标，优选供应商、承包商或服务。 公司大型陆上风机验证进度行业领先，叠加公司“双样机验证”模式保障可靠性，我们看 好公司在大型风机领域保持身位优势，通过大型化降本优势和过硬的产品质量形成订单竞 争力。公司大型陆上风机已经历长时间验证，在 2023 年 2 月下线国内首台 10MW 陆风机 组后开始深度测试验证，最终于 2025 年 1 月规模商运并网，成为首个批量使用单机容量 10MW、叶轮直径 230 米的陆风项目；公司 15MW 陆风机组亦于 2024 年 10 月成功吊装样 机，刷新陆上机组单机容量和叶轮直径记录，开拓陆上机组市场空白领域。同时，公司率 先建立 35MW 六自由度室内试验台形成“双样机验证”模式，是当时全球可承载功率最大、 还原度最高、验证最全面的风电整机传动试验台，每运行 1 年等效风场运行 20 年，可满足 整机全生命周期验证需求。

双“海”构成成长曲线

海风：大型化风机龙头入海

大容量海风商业化订单已经落地，我们看好公司在海风业务的成长性。2025 年 3 月，公司 首次斩获海风订单，中标广东能源集团揭阳石碑山风电项目，项目拟采用 14 台单机容量 13.6MW 与 1 台 10MW 的海上风电机组，总容量达 200MW；2025 年 4 月中国电建挂网公 示，公司再次中标祥云岛 250MW 海风项目，含塔筒及附属设备投标报价 7.54 亿元，对应 约 3015 元/kW。公司在海风风机具备技术积累，根据公司年报，截至 2023 年底已形成 8.5-16MW 级海上风电全系列产品；同时，公司基于大型陆上风机经验积累打造海陆平台， 具备设备和技术复用性，覆盖海陆中高风速多种应用场景，既可迁移复制同系列产品在陆 地项目上既有的研发、制造、验证和运维上的经验，亦可通过同平台共用零件放大供应链 优势。我们看好公司在实现海风 Track Record 突破后加速获取订单，再次复现“抢装潮” 弯道超车，在海风市场占据高地。 2025 年或迎来国管海风开发元年。2021 年国内“抢装潮”后用海审批减慢，海风新增装 机逐渐收窄，2024 年新增装机 5.62GW，较 2021 年峰值减少 61.2%；而另一方面，海风 招标量却持续维持高水平， 2022-24 年累计招标量达 34.9GW，超出同期累计新增装机量 18.0GW 94.3%，具备较多遗留项目等待核准。24Q4 到 25 年，多重海风重回上升通道的 信号出现，政策端，2025 年 3 月政府工作报告明确 2025 年将推动海上风电规模化发展； 兑现到项目侧，新一轮海上竞配陆续启动，根据风芒能源，辽宁 7GW 海上风电、江苏 8GW 海上风电竞配工作已经公布结果；江苏、广东过去遗留的项目基本已正式开工，广东省 15 个海风竞配项目共计约 7GW 已全部完成核准。结合历史招标、核准装机量以及海风装机周 期，我们预测 2025-27 年我国将新增 15/25/25 GW海风装机，较 2024年增长 167%-345%， 重回 2021 抢装潮规模。

远海风电可期，但仍需进一步降本，而大型化可有效减少海上点位摊薄 BOS 成本，公司作 为大型化风机龙头或将受益。目前我国主流海风机组仍处于近海区域，而 2021 年抢装潮导 致近海用地逐渐紧张，深海风电将成为未来海风重点发展方向。2024 年 12 月《关于进一 步加强海上风电项目用海管理的通知》推进海上风电向深水远岸布局，颁布新增海上风电 项目应在离岸 30 千米以外或水深大于 30 米的海域布局等一系列规定。但是深海风能开发 对工程实施提出挑战，BOS 成本远高于陆风项目，叠加较高的海风风机价格，海风项目仍 需降本。成本结构方面，根据龙源设计院案例，海风项目非设备费用占比达到 51%，相较 陆风项目对应占比高出 10 pct；整体造价方面，根据风芒能源，当前深远海固定式风电/漂 浮式风电单位造价成本约为 1.2～1.5/4.0～5.0 万元/kW，而陆风项目单位造价约 0.4~0.5 万元/kW，成本之差可达 10 倍。海风项目相比陆风具备更高比例的 BOS 成本，因此大型 化风机的摊薄作用将更加明显。

出海：全球化机遇涌现，亚太布局加速

公司深入布局中亚和印度，形成覆盖风机生产、销售和风电电站运营的本土一体化产业链。 1） 产能：公司在乌兹别克斯坦昆格勒地区开工建设生产风电机组部件、塔架和叶片的工厂， 年产能 1000MW+120 套塔架；公司与哈萨克斯坦主权基金 Samruk Kazyna 合作建设 江布尔州风力涡轮机部件生产工厂，生产机舱、轮毂、塔架等关键风电设备部件，计划 2025 年年底竣工；公司亦授权 JSW NEO 在印度境内生产 3.X MW 风电机组。 2） 订单：公司历史上曾交付哈萨克斯坦 98MW 风电机组，并有 1.62GW 印度风电机组订 单交付中。 3） 电站运营：公司在乌兹别克斯坦取得 1GW 电厂项目独家开发权，并签署《购电协议》 获得 25 年售电权利。 我们看好公司深入布局亚太地区蓝海市场，依靠全产业链纵深业务拉动营收规模，形成新 成长曲线。根据 GWEA，到 2030 年亚太地区陆风产业链只有印度可以满足基本建设需求， 海风则均不满足，而需求侧除中国外亚太地区 2025-28 新增陆风/海风装机容量将达到 11.9~14.4GW/1.7~5.4GW，具备较大出海空间。公司未来将着重布局亚洲陆风市场，基于 行业预期和国家规划，我们预测 2025-27 年亚洲海外市场陆风装机空间可达 12/13/13 GW。 中国在风电产业链产值占比超 60%，未来在全球风电装机规划高增下具备可观出口空间。 需求侧，根据 GWEC Global Wind Report 2024，海外地区 2025-28 新增陆风装机容量将 达到 54.3~70.5GW，海风亦有 8.3~17.8GW 空间；而供给侧方面，中国在风电产业链采矿、 原材料加工、制造、组装、运输及安装五大环节产值占比分别为 60%/66%/69%/64%/60%。 考虑到中国在风电产业链绝对领先的行业地位，我们认为全球其他国家实现风电装机目标 仍需要中国产能的支撑，未来或将进一步拉动中国风电出海空间。

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