2025年电力设备及新能源行业分析：储能催化锂电趋势向上，盈利修复风光未来可期

1.锂电行业：行业筑底后向上动能涌现，关注“涨价”行情演绎

1.1.动力电池迈向高质量发展，产量保持高位

动力电池：受益于新能源在售车型数量快速增加、智能化水平提升、充换电基础设施不断完 善等因素，全球新能源车市场需求持续增长。国内市场，根据中国汽车工业协会数据，2025 年 1-9 月我国新能源乘用车销量为 1122.8 万辆，同比增长 34.9%，渗透率提升至 52.2%；新 能源商用车销量为 56.6 万辆，同比增长 61.4%，渗透率提升至 23.9%。 海外市场，根据欧洲汽车制造商协会数据，2025 年 1-6 月欧洲 31 国实现新能源乘用车注册 量 178.2 万辆、渗透率为 26.1%。新能源车市场的快速发展、单车带电量的逐步提升带动动 力电池市场增长，根据 SNE Research 统计，2025 年 1-8 月全球新能源车动力电池使用量达 691.3GWh，同比增长 34.9%。

根据 SNE Research 数据，在动力电池领域，宁德时代 2017-2024 年连续 8 年动力电池使用 量排名全球第一，2025 年 1-8 月全球市占率为 36.8%，较第二名高出 18.8%；在储能领域， 宁德时代2021-2024年连续4年储能电池出货量排名全球第一，2024年全球市占率为36.5%， 较第二名高出 23.3%。

动力电池与其他电池产量持续保持高位运行，展现出强劲发展韧性与产能支撑能力。2024 年， 中国动力和其他电池月度产量整体呈现稳定高位波动态势，全年累计产量达 1,096.8GWh，同 比增长 41.0%，为 2025 年行业增长奠定坚实基础。进入 2025 年，产业延续强劲增长势头， 1-9 月累计产量达 1121.9GWh，同比大幅增长 51.4%。其中，9 月当月产量达 151.2GWh，在去 年同期高基数基础上仍实现同比增长 35.4%，环比增长 8.3%。

1.1.1.锂电产业链材料价格筑底后动能向上，关注材料涨价趋势

受益于新能源车、储能电池需求向好，锂电材料价格总体走出底部，开始上行。其中供需格 局优的六氟磷酸锂价格近期显著上涨，价格由 7 月初的 4.9 万元/吨上涨至 11 月初的 11 万 元/吨，其他电池材料均走出底部区间，开始上行。预计市场将围绕“涨价”这一核心趋势进 行演绎。

1.2.储能需求持续增长，数据中心带来新动力

储能行业：储能商业模式日渐成熟，经济性显现，国内外储能需求迎来快速增长。全球 AI 数 据中心规模的快速扩张也带来了巨大的电力需求，光储系统可以作为数据中心的主电源，为 数据中心提供长期稳定的绿色电力输出。根据 ICC 鑫椤储能数据库统计，2025 年 1-9 月全球 储能电池出货 428Gwh，同比增长 90.7%。预计 2026 年储能市场仍然保持高景气度状态运行。

根据各家储能电池厂的数据来看，2025 年 1-9 月，宁德时代出货超过 100Gwh，位列行业第 一。此外海辰储能、亿纬锂能、弗迪电池、瑞普兰钧、中创新航出货超 30Gwh，处于行业第 二梯队。 根据市场来看，源网侧出货占比 79.2%，工商业占比 9.4%，户储&便携式占比 9.1%，基站&数 据中心备电占比 2.3%，主要得益于源网侧储能需求的增量。 1）源网侧方面：得益于国内储能容量补偿电价政策，内蒙古、新疆、青海、云南、宁夏、河 北等新能源发电占比高的省份，政策之前主要在存量的风光配储项目，政策后主要来自于源 网侧的独立储能发展，由于新能源的全面入市，为了加大新能源的消纳力度及电力外送通道 的变压器扩容建设，在变电站节点布局了大规模的储能项目。 海外新兴市场如沙特、澳大利亚、智利、乌兹别克斯坦、菲律宾、东欧主要得益于光伏和储 能成本的下降，风光渗透率低，风光配储需求的激增，美国和西欧在前些年风光快速发展后， 电网不稳定性加剧，配储意愿加强。 2）工商业方面：一方面受宏观经济影响，出口型企业承压，中小工商业用电需求减少，叠加 电力市场化改革、分时电价调整，江浙一带中小型工商业储能需求放缓；另一方面，得益于 钢铁有色、水泥石化及零碳园区政策的推出，对国内工商业储能带动明显，海外油田、矿区， 部分移动储能市场增量也较为明显。 3）户用、便携式方面：得益于欧洲、澳洲补贴政策，100Ah 电芯出现供不应求状况，2025 年 1-9 月欧洲户储市场火热再现，澳洲市场加速爆发。 4）基站、数据中心备电：经历 5G 网络快速发展后，基站备电需求放缓，而数据中心 UPS 主 要以铅酸电池为主，随着 BBU 等新技术出现，数据中心储能备电或将大有可为。

1.3.固态电池：新一代技术革命，未来产业发展的基石

固态电池是一种使用固态电解质完全替代传统液态电解液及隔膜的电化学装置。其核心特征 在于离子传导介质为固态物质，电极与电解质之间形成固-固界面。固态电池的工作原理主要 基于锂离子在固态电解质中的迁移机制。

1.3.1.依靠安全性、高能量、长寿命核心优势替代液态电池

在各项参数上，固态电池与传统液态电池相比有着较大提升：与传统液态电池相比，固态电 池最大的优势在于安全性，固态电池采用不可燃的固态电解质，显著降低起火风险，固态电 解质可耐超过 800℃的高温；固态电池能量密度较高，目前可达到 400-500Wh/kg，而传统液 态电池容量最高在 200-300Wh/kg，且已经接近锂离子物理极限；固态电池循环寿命长，循环 寿命可超 5000 次；温度适应性高，在-30℃环境下容量保持率超 80%。

1.3.2.三大固态电解质体系各有优劣，适配不同场景

固态电解质主要分为三大体系：聚合物电解质、氧化物电解质和硫化物电解质，三大体系的 特点决定了其不同的应用场景和发展潜力。 1. 硫化物电解质体系：硫化物电解质如 Li-Ge-P-S 体系具有极高的锂离子电导率，并且机 械强度高，与高容量硫正极材料兼容性好。其灵活的结构使其应用范围广泛，但是硫化物材 料具有对水和氧气的高敏感性，材料本身也存在潜在的易燃性，制造工艺复杂且成本高。 2. 氧化物电解质体系：氧化物电解质是含有锂、氧以及其他成分（磷/钛/铝/镧/锗/锌/锆） 的化合物。氧化物电解质具有高机械强度、物理化学稳定性强、耐压性好等优势，且在高温 条件下依然能够保持较高的锂离子电导率，但界面接触能力差，界面稳定性较低，制备工艺 复杂且成本较高. 3. 聚合物电解质体系：聚合物电解质主要由高分子聚合物基体、锂盐及添加剂构成。这种 材料可实现薄膜化，适用于多种电池结构，但在常温下的离子电导率较低，并且在高温条件 下的热稳定性差，易老化，电化学稳定窗口较窄。

1.3.3.工艺革新驱动制造设备升级

锂电池工艺流程主要分为前、中和后道三个环节；前道工序为极片制造，多采用湿法制备正 负极片；中道工序聚焦电芯组装，需要进行注液、焊接密封；后道工序则注重电池性能检测， 重点在化成分容。 前道环节：固态电池前道干法电极为近年新兴技术，具有低成本、低能耗、高性能的优势。 干法制备电极的工艺流程相较于传统锂离子电池制程大大缩短，不需使用溶剂及其相关的蒸 发、回收和干燥设备，能耗也显著降低，对电池制造降本增效具有积极意义。根据美国干电 极设备供应商 AM Batteries 的数据，其干法设备可在电极制造中节省 40%的资本支出和 20% 的运营支出，同时降低 40%的能耗和碳排放。

中道环节：叠片工艺是全固态电池的主流装配方案。全固态电池需在无液态介质条件下实现 固态电解质层与电极层的紧密贴合，无机电解质由于韧性和延展性较差无法适用传统液态电 池中常见的卷绕工艺，而叠片工艺可以通过正极、固体电解质膜和负极的简单堆叠实现电池 各组件的集成，从工艺成熟度、成本、效率等方面考虑，是最适用于全固态电池的装配工艺。

等静压设备是致密化与界面问题的潜在解法。固态电池中固态电解质的刚性特征使其难以充 分填充高孔隙结构，因此固态电池中孔隙率需控制在 5%以下，才能保证锂离子的快速传导。 制造设备开发的重点落在增强电解质/电极紧密复合和电极致密化，提升界面均匀性。等静 压是一种先进的材料致密化技术，是将待压件的粉体置于高压容器中，利用液体或气体介质 不可压缩和均匀传递压力的性质从各个方向对加工件进行均匀加压，使粉体各个方向上受到 的大小一致的压力，从而实现高致密度、高均匀性坯体的成型。等静压技术可以有效消除电 芯内部的空隙，提升电芯内组件界面之间的接触效果，进而增强导电性，提高能量密度，并 减少运行期间的体积变化。

后道环节：固态电池要求大压力化成，化成压力要达到 60-80 吨，由此产生高压化成分容设 备需求。低压化成被替换为高压化成，需配备高压化成分容机以激活固态电池性能。固态电 池需要高压化成的核心原因在于其独特的固-固界面特性和离子传导机制，这与传统液态电 池的化成过程存在本质差异。

1.3.4.应用场景升维，从替代液态电池到开创新产业

固态电池解决传统领域痛点问题，促进产业技术进步。新能源汽车方面，固态电池可解决续 航和安全性痛点，电池能量密度理论上可达到 500Wh/kg，支持续航超过 1000 公里；消费电 子方面，固态电池可实现手机等电子产品更轻薄的结构，并且能够提升耐用性和使用寿命。 固态电池引领新兴领域发展，是未来产业升级的基石。eVTOL（电动垂直起降飞行器）对电池 能量密度提出刚性需求，其电池能量密度要求为 400Wh/kg 及以上，这一能量密度基准必须 于依赖半固态及全固态电池技术的突破；固态电池也适配于人形机器人，不仅能够显著增强 机器人的续航时间，加之其具有不易燃、无腐蚀、不挥发等特性，能够最大限度提升机器人 的室内工作安全性。

2.光伏行业：行业周期底部回转，政策推动供需平衡

2.1.全球需求增速放缓，长期增长动能稳固

我国的光伏市场在历经了十余年的高速发展，已经由增量主体转向存量主体（周期）,政策 引领市场需求平稳增长。2025 年《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》（以下简称“136 号文”）的发布掀起以分布式项目为核心的抢装热潮，1-9 月 我国新增光伏装机共计 240GW，下半年在集中式项目稳步推进下，预计全年新增装机量有望 冲击 300GW。2020 年“双碳”目标的提出带动了光伏行业的爆发式增长，截至 9 月底我国累 计装机规模约 1125GW，同比增长 46%，进入太瓦时代，光伏装机需求也开始进入平缓增长阶 段。2025 年一系列政策组合拳变革了未来光伏需求的增长模式，分布式光伏发电管理办法、 “136 号文”、绿电直连通知、可再生能源电力消纳等政策协同促进分布式光伏项目的规范 管理、推动新能源的上网电价全面市场化和增强新能源电力的消纳水平。光伏行业结束了以 价换量、保障性收购的时代，而是转向市场化和高质量发展的新轨道。短期内政策调整可能 会带来需求缩减的阵痛，尤其是分布式光伏面临电价与电量的双重考验，但也为绿电打开了 新的增长空间，长期将引导我国光伏市场迈向高质量增长阶段。尽管当前光伏装机增速有所 放缓，但需求侧的长期成长性依然显著。大型集中式项目仍是支撑内需增长的重要力量，“沙 戈荒”项目规划明确到 2030 年新增光伏装机 253GW。“碳达峰”目标的规划中至 2030 年非 化石能源消费占比达 25%，故我国 2030 年风光装机至少需达到 2,500GW，其中光伏年增装机 有望保持在 200GW 以上。

海外光伏市场呈现成熟市场增速放缓与新兴市场快速崛起的分化交织，全球需求处于增速放 缓阶段。欧洲市场已度过俄乌战争刺激下的高速扩张期，受经济疲软、夏季 “负电价” 现 象以及电网基础设施老化与并网容量不足等问题拖累，光伏市场增速显著放缓。而美国市场 由于特朗普政府上台后政策转向，收紧新能源优惠补贴以及向光伏产品加征高额关税压缩了 终端需求。印度市场的政策端持续发力，装机需求强劲，同时本土化政策持续加强。以沙特 阿拉伯、土耳其、阿联酋、巴西、墨西哥等为代表的中东、拉丁美洲和东南亚等新兴市场市 场能源转型需求旺盛，成为全球光伏增长的新动能。2024 年，全球累计光伏装机量达到约 2200GW，2030 年在《巴黎协定》的愿景下约定全球温控实现 15℃，依据 IRENA 的测算，光伏 装机总量需要超过 5400GW。全球能源转型共识已然形成，以 AI 为代表的新兴科技将催生大 量的电力需求，全球光伏市场仍具备强劲增长潜力。

海外出口贸易壁垒加剧与新兴市场兴起的风险与机遇共存。近年来传统海外市场库存积压同 时需求减弱等因素引发了价格竞争，导致我国光伏出口产品收入发生明显下滑。根据 SMM 数 据，2024 年我国光伏出口总额同比下降 28pcts，2025 年前三季度我国组件出口额累计 1307 亿元，同比下降 19.2%。同时贸易保护主义抬头和本土制造业扶持政策也在限制我国光伏的 出口体量，但新兴市场的开拓有助于突破发展困局。据 Infolink 数据显示，截至 2025 年 7 月底我国共出口 148.6GW 光伏组件，同比下降约 2%。其中，第一季度受“抢装潮”影响，出 口节奏波动，国内厂商优先供应国内需求，暂缓海外订单。第二季度开始出口总量有所回升， 预计全年出口规模有望与上年持平。从区域市场结构看，2025 年 1-7 月欧洲仍为我国最大的 组件出口市场，共出口 60.4GW 组件，同比下降 4%，出口体量已有所减弱；亚太市场共出口 47.4GW 组件，同比上升 4%，巴基斯坦依托“一带一路”经济合作，以 14.3GW 成为该区域最 大单体出口国，印度自 4 月以来出口体量持续下滑；美洲市场共出口 16.4GW 组件，量同比下 降 15%，出口量持续收缩；而中东市场的组件出口总量达 15.53GW，同比下降 14%，但政策叠 加财政支持，出口需求有望持续旺盛；非洲市场表现亮眼，出口体量达 8.9GW，较去年同期 增加 46%，多个国家实现光伏装机从 0 到 1 的突破，进口需求快速攀升。

2.2.供给侧出清加快，反内卷清风吹动价格回暖

产能过剩压力犹存，扩产排产节奏理性回调收窄供需差。由于前期过度的产能扩张，2024 年 我国光伏产业链产能超全球需求的一倍，供给全面过剩，企业库存高企。供需失衡下，市场 的非理性竞价导致产品价格持续跌破成本线，光伏行业陷入全线亏损。面对结构性失衡，政 策持续表态整治“内卷式”竞争，推动低效产能退出，光伏行业也形成了限价限产的自律共 识。由于前期产能过度累积和全球需求增速放缓，短期内产能阶段性过剩问题将仍然突出。 现阶段企业需谨慎控产向供需平衡过渡，2024 年起光伏主要企业已开始根据实际需求动态调 整生产节奏，目前行业整体库存已向安全边际靠拢，预计 10 月份硅片环节库存约 20GW，电 池片环节库存控制在 5-7 天，组件环节库存有望下降至 30GW 以下，行业整体供需朝着健康 方向发展。

政策精准发力，控产稳价成效显著。2025 年下半年开端供给侧管控力度持续加码，“反内卷” 和产能出清的政策信号密集释放。《反不正当竞争法》的修订和价格法修正草案协同划定不 低于成本销售价格红线，中央财经委会议强调整治低价无序竞争、推动落后产能有序退出， 工信部牵头光伏行业召开座谈会学习贯彻会议决策部署，发改委更将破除 “内卷式” 竞争 纳入下半年改革重点等等。政策组合拳效果显著，行业响应快速落地。7 月起上游硅料企业 迅速基于成本调升报价，价格修复效应向下游传导，带动硅片和电池市价同步上调，10 月中 旬致密料价格已回升至 50-53 元/kg，183N 硅片价格涨至 1.35 元/片，183N 的 N 型电池片均 价维持在 0.315 元/W。组件端因直接对接终端需求，对成本上涨的敏感度最高，价格虽未回 升但已止跌企稳，其中 TOPCon 组件的交付价格围落在 0.64-0.7 元/W，后续价格需继续观望 终端需求。行业产能结构预计在政策带动下得到快速优化。7 月 25 日召开的光伏研讨会内表 示业内正推进从严修订多晶硅单位产品综合能耗标准，8 月 1 日工信部印发多晶硅专项节能 监察任务清单，在 9 月 30 日前报送对 41 家多晶硅企业的监察结果。9 月 16 日，国家标准委 引发《硅多晶和锗单位产品能源消耗限额》等 3 项国家标准的征求意见稿，以引导行业落后 产能退出。限价限产政策合力的重拳出击为光伏行业矫正了发展方向，有效提振了市场信心。 从根本上摆脱同质化竞争困境则需以技术创新为核心驱动力，BC、HTJ、晶硅-钙钛矿叠层等 新技术的突破将扩大先进产能的优势，以良币趋势劣币实现市场化出清，完成供需结构的根 本性优化。

2.3.BC 技术加速放量，新技术百花齐放

2.3.1.新型 BC 电池扩产加速，单面效率领跑行业

BC 更近硅基极限，提效潜力优，更具开发价值。BC 电池采用全背交叉电极技术，将正负电极 全部集成于电池背面，彻底消除了传统电池正面栅线遮挡问题，实现光吸收面积的最大化。 BC 电池的核心技术优势主要在于：取消正面 3-5%的金属栅线遮挡，将入射光子利用率提升 至 97.3%，大幅提高了短路电流密度。同时 PN 结置于背面，避免了传统电池正面掺杂扩散结 造成的寄生吸收效应，进一步提升了光子吸收效率。BC 电池正面无需载流子收集的设计，为 光学和钝化结构提供了更大的优化空间，能够实现更优异的减反射和钝化效果。BC 电池的理 论转换效率极限为 29.1%，逼近单结硅基效率的理论极限 29.56%。叠层 BC 电池是光学管理 与电学优化的完美结合。BC 技术实质是一种平台型技术，可以选择将 PERC、TOPCon、HJT 等 不同的钝化技术作为基底，未来可实现与钙钛矿技术兼容实现复合增效，进一步提升转换效率，该类电池统称为 XBC 电池。其中，TBC 电池则是结合 IBC 高的短路电流与 TOPCon 优异的 钝化接触特性，目前性价比最高，HBC 电池则是结合了 IBC 正面无栅线与 HJT 非晶硅的优越 表面钝化性能，具备大短路电流和高开路电压的双重优势，在单结电池中效率潜力最高。在 晶硅-钙钛矿叠层电池的发展中，BC 电池是一项优秀的顶电池选择，效率高且正面无栅线因 此层压时对软晶格钙钛矿电池损伤较小，在两端、三端和四端电池上都可以实现应用，并且 在两端和三端结构中可以自由转换。

除 BC 技术以外，目前 TOPCon 电池不断加速技术迭代，HJT 技术也实现量产突破不断降本， 晶硅-钙钛矿叠层电池的实验室研发效率纪录不断刷新，各路电池技术效率竞相突破。各家一 体化组件商及电池公司殊途同归，均在“降本增效”这个不变的主题驱动下进行着技术革新 与产品升级，在产品尺寸规格趋同的当下，各家产品在功率与性能方面各有千秋，技术路径 之间的竞争依旧激烈。

3.风电行业：“十四五”完美收官，“十五五”高景气度可期

“十四五”收关，风电目标有望超额完成。根据统计，各省“十四五”风光规划的并网目标合 计达到 889GW，其中风电 309GW，占比 35%。根据能源局的并网数据显示，21-24 年分别新 增并网 48/38/76/80GW，合计并网 241GW，完成度达 78%。2025 年 1-9 月，风电新增装机 61.09GW（YOY+56%）。基于 24 年的招标（124GW，YOY+111%）以及当前并网的情况， 我们预计全年新增并网将达到 120GW，同比增长 50%。按照此测算，我们预计“十四五”期 间累计并网 361GW，有望超额完成此前规划的目标。

风电踏入平价时代，陆风的经济性优势突出。根据 IRENA 的数据，2024 年国内陆风加权 LCOE 为 0.21 元/kwh，明显低于各省的标杆电价，踏入全面平价时代。国内海风的 LCOE 快 速下降，24 年加权 LCOE 降至 0.40 元/kwh，相比 23 年下降 21%，沿海大多数的省份和地区 已能实现平价上网。从全世界范围来看，陆上风电的 LCOE 最低，已是当前最具经济性的能 源形式。

“十五五”的风电需求仍有望维持较高的景气度。2025 年 10 月 20 日，北京国际风能大会暨 展览会上，来自全球 1000 多家风能企业的代表共同发布了《风能北京宣言 2.0》。提出，中 国风电“十五五”期间年新增装机容量不低于 120GW，其中海上风电年新增装机容量不低于15GW，确保2030年中国风电累计装机容量达1300GW，到2035年累计装机不少于2000GW， 到 2060 年累计装机达到 5000GW。如果“十五五”按照年均新增装机 120GW 来测算，则相 比“十四五”72GW 的年均装机增长了 66%。

3.1.陆风：2026 年装机需求依旧旺盛，中标价格预计持续回升

招标需求依旧旺盛，2026 年需求可期。根据我们的统计，2025 年 1-9 月公开招标合计 82.8GW （不含框架标），同比仅下降 5%。24 年有“十四五”末期为了完成阶段性目标而抢装的因 素，所以呈现出天量的项目招标，全年招标 124GW，相比 23 年增长 111%，是历史上招标量 最高的一年。2025 年在 2024 年的高基数下仅有个位数下滑，说明陆风项目的需求依旧旺盛， 26 年的装机需求仍然较好。

行业反内卷持续推进，风机中标价格持续回升。 2024 年 10 月，在 2024 北京国际风能大会上，金风等 12 家头部风电企业代表自愿签署《自 律公约》，重点解决低价恶性竞争、对竞争对手恶意诋毁、合同条款明显有失公平等问题。 若有风电企业无正当理由以低于成本的价格投标，风电自律公约管理委员会可向国家有关部 门举报，提请有关部门依法处理。

2024 年 11 月，在“风能企业领导人座谈会”上，40 余家开发企业与整机企业高层参会并达 成关键共识：优化招投标规则、提高技术标权重、杜绝最低价中标。国电投在 2024 年第二批 陆风集采中首次对评标基准价计算方法进行修改，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，该批风机的中标价格有明显的回 升。 2025 年 3 月，《自律公约》进一步完善相应机制：确定低价恶性竞争行为的认定标准，标准 按季度进行修订；制定关于企业低于自身成本价投标行为的管理细则；12 家整机企业负责人 签署《公约执行承诺书》，承诺规范企业竞争行为，维护公平有序的市场环境，共同维护我 国风电产业健康发展。 根据我们的统计，25 年 9 月风机中标的裸机均价（扣除塔筒）达到 1691 元/KW，相比 24 年 9 月最低点的 1292 元/KW 上涨了 31%，环比 8 月上涨 2%。1-9 月均价 1599 元/KW，相比 24 年全年上涨 13%。

大型化趋势有所减缓。平价以前，大型化进展缓慢，2010-2020 年，陆风单机容量从 1.50MW 增长至 2.58MW，单机容量 10 年才增长 1MW。平价以后，基于降本的压力，大型化的推进 速度明显加快，单机容量平均一年就增长 1MW。2020-2023 年，陆风单机容量分别为 2.56 /3.11/4.30/5.40MW。随着陆风顺利进入全面平价时代，经济性不断提升，以及受限于风资源、 运输等瓶颈，大型化迭代的速度开始变缓。2024 年，陆风平均单机容量为 5.90MW，相比 23 年上升 0.5MW，同比增长 9.26%。相比此前的提升速度已经有所放缓。

3.2.陆风：风机环节盈利有望修复，建议重点关注

复盘历史来看，以金风为例，我们发现风机的毛利率和净利率（毛利率-期间费用率）呈现明 显的周期性波动，且与风电装机需求的波动周期一致。 2010-2012 年，由于风电装机过热，消纳能力有限，弃风率大幅上升，2012 年弃风率上升至 17.1%。弃风率的大幅上升导致风电项目的收益率降低，政策审批也开始收紧，风电新增装机 开始下滑。2012 年新增装机 12.96GW，相比 2010 年下降 11%。金风科技的风机盈利能力在 这几年也持续下滑，毛利率从 2010 年的 23.1%下降 2012 年的 14.0%，净利率跌至-2.4%，风 机业务首次陷入亏损。 2012-2015 年，在限制风电新增装机的规模后，弃风率开始好转，逐年下降。2015 年，陆风 电价补贴政策调整引发项目抢装，风电进入了一段上行的周期。2015 年新增装机 31.39GW， 相比 2012 年增长 142%。金风科技的风机盈利能力在这几年也持续上行，毛利率从 2012 年 的 14.0%提升至 2015 年的 24.7%，净利率提升至 2015 年高点的 8.5%。 2016-2019 年，由于抢装潮新增了大量的风电，产生了消纳问题，弃风率又大幅提升，政策端 开始收紧，新增装机进入下行周期。金风科技的风机盈利能力也持续下滑，2019 年的毛利率 为 12.5%，相比 2015 年高点的 24.7%下降了 12.2pct，净利率降至-4.1%，再次陷入亏损。 2020-2021 年，陆风和海风的国补相继退坡，大量的补贴项目抢在退补前集中性并网，释放了 大量的需求。2020/2021 年分别新增并网 72.11/47.57GW，相比 2019 年的 25.72GW 分别增长 180%/85%。由于旺盛的交付需求，风机盈利能力又开始修复。金风科技 2021 年风机业务的 毛利率和净利率分别修复至 17.7%/2.8%。

2022 年开始，风电进入平价时代，国补完全退坡。同时随着特高压网络持续完善及电网结构 的持续优化，风电的消纳能力已经大幅提升，在经历了一波抢装建设热潮后，弃风率仍然维 持在较低的水平。电价政策趋于稳定以及消纳能力的提升，使得平价后的风电装机的周期性 减弱，成长性凸显。2022-2024 年，风电新增装机分别为 37.63/75.66/79.82GW，2025 年预计 将新增装机 120GW，同比增长 50%。

平价以后尽管风电装机需求旺盛，周期减弱，但是风机企业的盈利能力仍在持续下滑。主要 系业主基于平价降本的压力，为了保障项目的收益率，持续追求更大 MW 的风机机型和更低 的风机价格。这使得主机厂商一方面要进行低价内卷，保障市场份额，另一方面要持续研发、 设计和生产更大兆瓦的机型，导致研发设计费用高，供应链需要频繁的切换和更新，生产制 造的规模效应弱。 展望后续，我们认为风机环节的盈利已经触底，后续有望持续修复。 1）行业需求维持较高的景气度，且后续周期性波动减弱。按照北京风能宣言的指引，“十五 五”年均新增装机 120GW，相比“十四五”年均新增装机的 72GW 上涨 66%。此外，国补 全面退坡后，电价政策趋于稳定，消纳能力也有提升，风电装机的周期性减弱，需求相较之 前更加的平稳。相应地，我们认为风机盈利水平的周期性波动也会减小，后续有望修复稳定 至合理水平。 2）在反内卷的大趋势下，风机行业的低价竞争时代已经过去。中标价格持续回升，在装机 需求景气度较高且稳定的情况下，后续价格有望维持在一个合理水平，回落的可能性小。 3）大型化迭代的速度趋缓，机型逐渐稳定下来，供应链也会趋于稳定，主机厂通过平台化、 规模化的设计和生产，在成本端能够实现持续优化，来提升盈利水平。

3.3.海风：存量项目储备丰富，后续的高成长性可期

存量项目储备丰富，各省市项目陆续在推进，后续的高成长性依旧可期。根据我们的不完全 统计，当前已有进展的海上项目超过 150GW。截至 2025 年 9 月底，我们统计到 2025 年已并 网（包含部分并网）的项目约有 4GW，已开工在建的项目约有 13GW，已进行设备/施工招标 的项目约有 20GW。根据 CWEA 的数据，2024 年国内海上风电新增装机仅 5.6GW，累计装 机仅 41GW。基于充足的项目储备以及当前的低基数，海风后续仍有高成长性预期。

3.4.海风：深远海的开发将打开海上风电的发展空间，为“十五五”的海风装机贡 献可观的增量

深远海域的海上风电开发是“十五五”重点。2025 年 10 月 31 日，国家能源局召开 2025 年 第四季度新闻发布会，明确“十五五”期间要进一步扩大新能源供给，加大海上风电开发力 度，完善顶层设计，加快研究出台深远海海上风电规划性文件和管理办法，推动海上风电规 范有序建设。深远海海风的开发已成为“十五五”国家能源工作的重点。 深远海具有比近海更大的可开发空间。根据水规总院的统计，当前已经并网的海上风电项目 全部位于近海的省管海域，近海海域剩余技术可开发量已不足 100GW。专属经济区及领海外 其他海域的深远海海域的理论可开发量有 4500GW，其中近中期具备经济开发价值的场址主 要位于离岸 150 公里内，技术可开发量达到 300GW。 各省市陆续将深远海项目的建设提上日程。截至 2025 年 9 月底，浙江浙能的 2GW 深远海示 范项目已经完成风机、海缆等核心设备的招投标工作，是当前进展最快的深远海项目，26 年 有望迎来实质性开工阶段。其次是三峡的山东青岛一期 3000MW 海上风电项目，当前已经通 过内部立项，正在进行可研、环评等各项前期准备工作，后续有望启动设备和施工的招标。 此外，广东、上海、广西、福建、江苏、辽宁等省市的深远海项目也在陆续进行各项前期的 准备工作。

3.5.海风：各国支持政策持续加码，欧洲海风需求有望爆发

受能源危机、俄乌冲突影响，欧洲各国加速能源转型节奏，制定了较高的海风装机规划。 2022 年 5 月，北欧四国(德国、丹麦、比利时和荷兰)签署《埃斯比约宣言》，承诺 2030 年海 风累计装机达 65GW，到 2050 年累计装机 150GW，共同建设“欧洲绿色发电站”。同年 8 月 30 日，欧洲八国（丹麦、德国、瑞典、波兰、芬兰、爱沙尼亚、拉脱维亚、立陶宛）在能 源峰会上签署“马林堡宣言”同意加强能源安全和海上风电合作，计划在 2030 年将波罗的 海地区海上风电装机容量提升至 19.6GW，为目前容量的 7 倍。根据欧洲各国最新的海风装 机目标看，预计到 2030 年海风累计装机有望超 150GW。

英国 AR7 的支持政策持续加码，加速海风需求的释放。2025 年 10 月 27 日，英国能源安全 与净零部（DESNZ）公布第七轮电力差价合约（AR7）的预算与拍卖规则。AR7 的总预算为 每年 10.8 亿英镑，其中固定式海风 9 亿英镑，漂浮式海风获 1.8 亿英镑。固定式海风的最高 执行价格从 AR6 的 73 英镑/MWh 上升至 113 英镑/MWh，上涨 55%；漂浮式海风的最高执行价格从 AR6 的 102 英镑/MWh 上升至 271 英镑/MWh，上涨 166%。提升执行价格的上限 有助于保障海上风电项目的收益率，提高业主的积极性。此前在 7 月，英国政府已宣布降低 AR7 拍卖的参与门槛，允许尚未完全取得规划许可的固定式海上风电项目参与竞标，同时风 电项目 CfD 的合同期由 15 年延长至 20 年，有效提升了项目的经济性，为投资者提供长期稳 定收益保障。 丹麦宣布放弃零补贴模式，重启 3GW 海上风电项目的招标。继 2024 年 3GW 海上风电项目 因负补贴+政府强制持股等条款无人投标、全数流标之后，丹麦政府宣布在下一轮招标中引 入新的补贴机制，并正式恢复差价合约（CfD），以提振市场信心、吸引新的投资。2025 年 5 月，丹麦能源部宣布秋季启动 3GW 海上风电招标，并将为开发商提供高达 552 亿丹麦克朗 （折合人民币约 603.78 亿元）的补贴，为开发商提供稳定收益预期，确保 2030 年 12.9GW 目标实现。 此外，波兰实施市场化改革，从固定电价转向竞争性 CfD 拍卖，将于今年 12 月启动 4GW 项 目招标，通过 25 年长期合约和容量上限等创新设计，加速推进 2030 年 11GW 装机目标；法 国能源和气候总司（DGEC）计划在 2025 年内启动第 10 轮海上风电招标（AO10），本轮计 划分配 8.4-9.2GW 容量，允许 2GW 项目分阶段开发并放宽并网期限至 2035 年，平衡了发展 速度与项目可行性。 根据 GWEC 的统计，2025-2034 年欧洲海风的新增装机将达到 126GW ，对应年均新增海风 装机量 12.6GW，是过去 5 年（2020-2024 年）年均装机的 4 倍以上。

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