2025年中国风电行业市场研究报告：海上风电与大型化

2025年中国风电行业市场研究报告：海上风电与大

型化

行业研究报告｜新能源/汽车｜中国

2026年8月

本报告基于公开信息整理分析，报告内容仅供参考，不构成任何投资建议或决策依据。数据来源已在文中标注，

如有误差以官方发布为准。

目录

1.执行摘要

2.行业概述

2.1定义与分类

2.2发展历程

2.3当前阶段判断

2.4产业链结构

3.市场规模与增长趋势

3.1历史规模与新增装机

3.2海上风电专题分析

3.3大型化趋势分析

3.4增长驱动因素

3.5未来预测

4.竞争格局分析

4.1主要参与者

4.2市场份额

4.3竞争特点

4.4竞争对比矩阵

5.下游需求与客户分析

5.1客户画像

5.2需求痛点

5.3采购行为

6.技术/政策/宏观环境（PEST）

6.1政治环境

6.2经济环境

6.3社会环境

6.4技术环境

7.风险与挑战

8.结论与建议

9.数据来源与参考

1.执行摘要

2025年，中国风电行业在“双碳”目标推动和大型化技术加速迭代的双重驱动下，保持高景气增长。全年风电新增并网

装机容量达到约95GW，同比增长约19%，其中陆上风电约83GW，海上风电约12GW，海上风电增速显著高于陆上，

同比增长约76%[来源：国家能源局《2025年风电并网运行情况》，2026年；中国风能协会《2025年中国风电装机容

量统计》，2026年]。累计并网装机容量突破540GW，占全国发电总装机容量约15%。风电已成为中国第三大电源，发

电量占全社会用电量比重约11%。

行业呈现三大核心趋势：其一，海上风电进入规模化跃升期，2025年新增装机12GW，累计装机突破50GW，海上风电

在新增风电装机中占比提升至12.6%，较2024年提升4个百分点，深远海示范项目启动，漂浮式机组实现小批量交付；

其二，机组大型化加速推进，陆上风电机组单机容量主流从6—8MW向8—10MW迈进，海上风电机组16—18MW机型

实现批量吊装，20MW级样机下线，叶轮直径突破300米，单位千瓦造价持续下降；其三，市场竞争格局向头部集中，

整机厂商CR5约65%，金风科技、远景能源、明阳智能、运达股份、三一重能稳居前五，零部件环节同样呈现强者恒

强态势。

竞争格局方面，整机制造环节金风科技以约18GW新增吊装量保持第一，远景能源凭借海上和海外市场优势紧随其

后，明阳智能在海上风电和漂浮式领域领先，运达股份和三一重能陆上份额提升。零部件环节，主轴轴承、齿轮箱等

大兆瓦核心部件国产化率显著提高，但主轴轴承高端型号仍部分依赖进口。海上风电施工安装船和吊装资源紧张成为

制约交付的瓶颈之一。

展望2026年，预计风电新增装机将达100—110GW，其中海上风电新增16—20GW，大型化继续推动成本下降，陆上

风电度电成本有望降至0.15元/kWh以下，海上风电度电成本降至0.30—0.35元/kWh。行业增长动力从政策驱动转向

“平价上网+绿电交易+碳约束”的市场驱动。需警惕产能过剩、价格战加剧、供应链瓶颈及海外贸易壁垒等风险。长期

看，风电作为主力可再生能源，在能源结构转型中具备不可替代的地位，海上风电和大型化是未来十年最确定的增长

主线。

2.行业概述

2.1定义与分类

风电行业是指利用风力驱动风轮旋转，将风能转化为机械能再转化为电能的产业，涵盖风电机组设计制造、风电场开

发建设、运营维护及相关零部件和服务。按安装地点和接入方式，风电可分为陆上风电和海上风电两大类。

陆上风电：指在内陆地区建设的风电场，包括集中式大型风电基地和分散式风电。集中式主要分布在“三北”地区（西

北、华北、东北）和西南高海拔地区，单机容量大型化趋势显著；分散式风电靠近负荷中心，以中低风速区域为主，

单机容量较小。

海上风电：指在近海或深远海建设的风电场，具有风资源稳定、发电利用小时数高（陆上约2,000—2,500小时，海上

约3,000—3,800小时）、不占用土地等优势，但建设成本和运维难度较高。按基础形式分为固定式（单桩、导管架、

高桩承台等）和漂浮式（适用于水深大于60米的海域）。按离岸距离分为潮间带、近海（离岸小于50公里）和深远海

（离岸大于50公里或水深大于50米）。

大型化定义：风电机组大型化指单机容量、叶轮直径和塔筒高度的持续增大，以降低单位千瓦成本、提升发电效率。

2025年中国陆上风电机组平均单机容量约6.5MW，海上风电机组平均单机容量约11MW，头部企业已推出16—18MW

海上机组和10MW陆上机组。大型化是风电降本的核心路径。

2.2发展历程

中国风电行业发展可划分为四个阶段：

第一阶段（2006—2010年）：起步与国产化突破期。2006年《可再生能源法》实施，风电进入规模化发展。早期以

引进国外技术为主，金风科技、华锐风电、东方电气等实现1.5MW机组国产化，风电场集中在“三北”地区。此阶段陆

上风电装机快速增长，但“弃风限电”问题开始显现。

第二阶段（2011—2015年）：规模化发展与整固期。受电网消纳制约，2012—2013年弃风率大幅上升，行业经历一

轮洗牌。2014年国家出台海上风电上网电价政策，海上风电启动。陆上机组从1.5MW向2—3MW升级，海上首批示范

项目投运。2015年底累计装机约145GW，成为全球第一。

第三阶段（2016—2020年）：平价过渡与海上加速期。陆上风电标杆电价逐步退坡，2021年全面平价。2019年海上

风电抢装潮推动海上装机大幅增长。机组大型化提速，陆上4—5MW、海上6—8MW成为主流。2020年底累计装机约

281GW，陆上新增装机71.7GW创历史纪录。

第四阶段（2021—2025年）：平价时代与高质量发展期。2021年陆上风电进入全面平价，2022年海上风电国补退

坡。行业从“政策驱动”转向“市场驱动”，大基地项目（第一批、第二批、第三批风光大基地）成为主力，机组大型化加

速，陆上8—10MW、海上16—18MW机组密集下线。2025年海上风电新增装机创历史新高，漂浮式示范项目并网，风

电进入规模化与创新并重的新阶段。

2.3当前阶段判断

中国风电行业处于成长期中后段，进入“平价上网+大型化降本+海上风电放量”的高质量发展阶段。量化依据如下：

新增装机保持高位且增速稳健：2025年风电新增装机95GW，同比增长19%，连续四年保持在50GW以上高位，

表明风电已成为主力新增电源，具备内生增长动力，而非依赖补贴。

海上风电占比持续提升：2025年海上风电新增12GW，占风电新增装机12.6%，较2020年的3.1GW增长近4倍，

占全球海上风电新增装机约60%，中国稳居全球海上风电第一。

机组大型化降本显著：2025年陆上风电机组单位千瓦招标均价约1,500—1,800元/kW，较2020年下降约40%；

海上风电机组含塔筒均价约3,000—3,500元/kW，较2020年下降约45%。度电成本持续下行，陆上风电在多数

省份已低于燃煤基准电价，实现真正经济性。

政策驱动力减弱，市场机制增强：2025年绿电交易规模快速增长，风电企业通过绿电溢价和碳资产收益改善项

目回报，市场化消纳比例提升。行业从“抢装依赖”进入“运营为王”阶段。

综合判断，风电行业已摆脱补贴依赖，进入以成本竞争和效率提升为核心的成熟市场阶段，海上风电和大型化是下一

阶段增长的核心引擎。

2.4产业链结构

风电产业链可分为上游原材料与零部件、中游整机制造、下游风电场开发运营。

上游原材料与零部件：主要包括叶片、齿轮箱、发电机、轴承、塔筒、铸锻件、变流器、控制系统等。叶片是核心部

件，大型化推动叶片长度从80米向130米以上延伸，碳纤维和玻璃纤维用量增加，中材科技、时代新材等为主要供应

商。齿轮箱用于双馈和半直驱机组，南高齿、采埃孚、Winergy占据主要份额。轴承是国产化难点，主轴承和偏航变

桨轴承方面，洛轴、瓦轴、新强联等加速替代进口，但高端大兆瓦主轴轴承仍部分依赖SKF、舍弗勒。塔筒和铸锻件

国产化率高，天顺风能、泰胜风能、大金重工、日月股份等具备竞争力。海上风电还需海缆、施工船等配套，东方电

缆、中天科技、亨通光电为海缆龙头。

中游整机制造：风电机组整机厂商是产业链核心，负责机组设计、集成和销售。国内主流整机企业包括金风科技、远

景能源、明阳智能、运达股份、三一重能、东方电气、电气风电、中国海装、中车风电等。技术路线分为双馈、直驱

和半直驱，大型化趋势下直驱和半直驱在海上占优。

下游风电场开发运营：以大型发电集团（国家能源集团、华能、大唐、华电、国家电投、中广核、三峡等）为主导，

民营开发商（金风科技旗下天润新能、远景能源自营等）参与。开发商通过招投标采购整机，负责项目核准、建设、

融资和运营。2025年风电场开发收益率在平价项目上约6%—10%，优质海上项目可达8%—12%。

整体来看，中国风电产业链完整，国产化率超过90%，但在高端轴承、碳纤维、部分控制芯片等环节仍存在薄弱点，

大兆瓦趋势下供应链升级需求迫切。

3.市场规模与增长趋势

3.1历史规模与新增装机

2021—2025年中国风电新增和累计并网装机数据如下：

风电新增装机同比增长陆上新增海上新增累计装机

年份

（GW）率（GW）（GW）（GW）

202147.6-33.5%30.716.9328.5

202237.6-21.0%32.65.0366.1

202375.9101.9%69.16.8442.0

202479.85.1%73.06.8521.8

202595.019.0%83.012.0616.8

数据来源：国家能源局《2025年风电并网运行情况》，2026年；中国风能协会《2025年中国风电装机容量统计》，

2026年。注：2025年数据为初步统计，最终以官方发布为准。

2025年风电新增装机95GW，同比增长19%，增速较2024年明显回升，主要受大基地项目集中并网、海上风电抢装

（部分省份海上风电地方补贴到期）和机组大型化交付加快驱动。陆上风电新增83GW，同比增长13.7%，海上风电新

增12GW，同比增长76.5%，海上风电成为增量主力。累计装机616.8GW，稳居全球第一。

从发电量看，2025年风电发电量约9,800亿千瓦时，同比增长约13%，占全社会用电量约11%，较2024年提升1个百分

点。弃风率约3.5%，较2024年小幅上升0.5个百分点，主要因西北地区风光消纳压力增大。

3.2海上风电专题分析

海上风电是2025年风电行业最大亮点。全年新增并网12GW，累计并网约50GW，中国海上风电累计装机占全球约

50%，连续第四年位居全球第一。

建设区域分布：2025年海上风电新增并网主要集中在广东、江苏、山东、浙江、福建等沿海省份。广东新增约4GW，

累计约14GW，居全国第一；江苏新增约2.5GW，累计约12GW；山东新增约2GW，累计约7GW；浙江新增约1.5GW，

累计约5GW；福建新增约1GW，累计约4GW。这些省份海上风资源好、产业链配套完善、政策支持力度大。

项目特征：2025年并网项目以近海浅水区项目为主，单机容量8—14MW成为主流，部分项目采用16MW机组。广东阳

江青洲、汕头勒门等百万千瓦级项目并网，山东半岛南、江苏大丰等项目推进。深远海示范项目启动，如广东汕头深

远海项目（离岸约70公里）采用漂浮式基础，装机规模约200MW，实现小批量交付。海上风电平价项目（无国补）占

比超过70%，地方补贴或绿电溢价支撑收益。

成本与经济性：2025年海上风电单位千瓦造价（含施工）约9,000—11,000元/kW，较2020年下降约45%。其中风电机

组（含塔筒）成本约3,000—3,500元/kW，基础及施工成本约3,000—3,500元/kW，海缆约800—1,200元/kW，其他约

1,000元/kW。度电成本降至0.30—0.38元/kWh，在广东、福建等风资源好、电价较高的省份，平价海上风电项目IRR

可达8%—10%，初步具备经济性。

大型化与漂浮式：2025年海上风电机组16MW机型实现批量吊装，18MW机组完成样机并网，20MW级样机下线。明

阳智能、金风科技、电气风电、中国海装等推出16—20MW机组，叶轮直径260—300米，单机容量提升使同等规模风

电场用机数量减少，显著降低基础、海缆和施工成本。漂浮式方面，2025年国内投运漂浮式项目累计约100MW，包括

“三峡引领号”“海油观澜号”“扶摇号”等，单机容量从5.5MW提升至16MW，标志中国漂浮式风电从单机示范走向小批量

应用，为深远海开发储备技术。

瓶颈与挑战：海上风电施工船和吊装资源紧张，2025年国内可用大型吊装船约30艘，难以满足快速增长的安装需求，

导致部分项目延期；海缆产能利用率高，龙头企业满产，交付压力大；深远海项目面临送出通道、运维成本高的挑

战。

3.3大型化趋势分析

大型化是贯穿2025年风电行业的核心主线，陆上和海上均加速推进。

陆上大型化：2025年陆上风电机组投标主力机型从5—6MW切换至6—8MW，10MW机型在“三北”大基地项目开始批

量应用，叶轮直径从170米扩大至220米以上，轮毂高度从110米提升至160米（高塔筒技术）。单机容量大型化使单位

千瓦成本降至1,500—1,800元/kW，较2020年下降40%，陆上风电度电成本降至0.12—0.18元/kWh，在多数省份显著

低于燃煤电价。但大型化也带来运输、吊装和消纳挑战，山地和分散式项目仍以4—6MW为主。

海上大型化：海上风电大型化更为激进，2025年16MW机组成为新的竞争标杆，18—20MW机组加速研发。叶轮直径

突破300米，单机容量提升直接降低基础、海缆和施工的单位成本。以16MW机组替代8MW机组，同等50万千瓦风电

场可减少机组数量约31台，降低基础和海缆成本约20%—25%。海上风电度电成本从2020年的0.55元/kWh降至2025年

的0.35元/kWh左右，大型化贡献了主要降本。

大型化对产业链的影响：大型化要求叶片更长、轴承更大、齿轮箱和发电机功率更高，对材料和制造工艺提出更高要

求。碳纤维在叶片主梁中的应用比例提升，2025年碳纤维需求量约5万吨，同比增长30%，其中风电领域占比约60%。

主轴轴承国产化在10MW以下取得突破，但12MW以上海上机组主轴轴承仍以进口为主。塔筒和基础结构大型化，要

求更高强度的钢材和更先进的焊接工艺。大型化也加速了产业链整合，缺乏大兆瓦技术和产能的企业面临淘汰。

趋势判断：预计2026—2028年，陆上风电机组将向8—12MW继续演进，海上向20MW+和漂浮式发展。大型化带来的

单位成本下降将推动风电在更多场景实现平价甚至低价，但也需要警惕“为大型化而大型化”导致的可靠性风险，行业

需在降本与质量之间取得平衡。

3.4增长驱动因素

第一，风光大基地项目集中建设。国家规划的第一批、第二批风光大基地总规模约450GW，其中风电占比约40%。

2025年大基地项目进入并网高峰期，陆上风电新增装机中约60%来自大基地项目。第三批大基地项目启动前期工作，

为未来3年提供充足储备。大基地项目选址风资源优良，适合大型化机组应用，是陆上风电增长的核心驱动。

第二，海上风电政策与地方补贴延续。广东、山东、浙江、福建等省出台海上风电地方补贴或扶持政策，部分省份补

贴持续至2025年底，引发抢装潮。同时，海上风电规划目标提升，沿海省份“十五五”海上风电规划总规模超过

150GW，为中长期增长奠定基础。

第三，绿电交易与碳市场提升风电价值。2025年全国绿电交易量超过1,000亿千瓦时，同比增长约80%，风电绿电溢

价约0.02—0.05元/kWh。全国碳市场扩容在即，风电项目通过CCER（中国核证自愿减排量）机制获得额外收益，提升

项目回报率。市场化消纳使风电从“靠补贴”转向“靠市场”，增长更具可持续性。

第四，技术进步与成本下降驱动。大型化、轻量化、智能控制等技术使风电度电成本持续走低，陆上风电已具备与燃

煤竞争的经济性，海上风电成本快速逼近平价，打开了更大的市场空间。2025年风电整机招标均价同比下降约15%，

刺激开发商投资积极性。

3.5未来预测

基于2025年实际数据，对2026—2028年中国风电新增装机进行预测。基准：2025年新增装机95GW，其中陆上

83GW、海上12GW。

预测方法：采用分场景装机加总法，结合大基地建设进度、海上规划项目储备、整机招标量和产业链产能进行情景分

析。

2026年新增装机2027年新增装机2028年新增装机

情景假设条件

（GW）（GW）（GW）

保守情消纳受限、项目核准放缓、

888278

景价格战加剧

中性情大基地集中并网、海上风电

105115120

景放量

乐观情海上超预期、绿电需求激

120130140

景增、成本大降

本报告采用中性情景。主要理由：2026年第三批大基地项目和海上风电规划项目进入密集建设期，整机招标数据显示

2026年交付量约110GW；海上风电2026年新增预计16—20GW，2027年有望突破25GW；陆上风电保持80—90GW。

到2028年，风电累计装机将突破850GW，发电量占比提升至15%左右。

关键预测：2026年海上风电新增装机16—20GW，累计装机约70GW；陆上风电机组招标均价降至1,300—1,500

元/kW；海上风电机组（含塔筒）均价降至2,800—3,200元/kW；陆上度电成本降至0.10—0.15元/kWh，海上降至0.25

—0.32元/kWh。漂浮式风电2027年起将进入规模化示范阶段，2028年累计装机有望达到500MW以上。

4.竞争格局分析

4.1主要参与者

中国风电整机制造市场参与者包括金风科技、远景能源、明阳智能、运达股份、三一重能、东方电气、电气风电、中

国海装、中车风电等，形成“三强多极”格局。

金风科技：行业龙头，2025年新增吊装量约18GW，连续多年位居国内第一、全球前二。技术路线以直驱为主，在陆

上大兆瓦和海上机组均有布局，GWH252-16MW海上机组实现批量交付。金风科技以研发投入和全生命周期服务见

长，海外市场布局领先。

远景能源：2025年新增吊装量约15GW，位居第二。远景以智能风机和能源物联网平台为特色，半直驱技术路线，在

海上风电和海外市场表现突出，中标多个海外大型项目。其自研叶片和储能业务形成协同。

明阳智能：2025年新增吊装量约12GW，位居第三。明阳是海上风电龙头，在广东、福建等海上大省份额领先，

16MW机组率先批量交付，漂浮式技术走在行业前列。半直驱技术路线，供应链垂直整合程度高。

运达股份：2025年新增吊装量约10GW，位居第四。运达在陆上风电优势明显，性价比突出，客户以国企开发商为

主，近年向海上风电和海外拓展。

三一重能：2025年新增吊装量约8GW，位居第五。三一依托工程机械制造经验和成本控制能力，在陆上风电快速崛

起，价格竞争力强，逐步进入海上市场。

第二梯队：东方电气、电气风电、中国海装、中车风电等，新增吊装量在3—6GW，具备区域或技术特色，但整体份

额被头部挤压。

4.2市场份额

2025年中国风电整机新增吊装市场份额如下表：

排名企业新增吊装量（GW）市场份额同比变化

1金风科技18.018.9%-1.5pct

2远景能源15.015.8%+0.8pct

3明阳智能12.012.6%+1.2pct

4运达股份10.010.5%-0.3pct

5三一重能8.08.4%+0.5pct

6东方电气5.55.8%-0.2pct

7电气风电5.05.3%-0.5pct

8中国海装4.54.7%+0.2pct

9中车风电3.53.7%持平

10其他约13.514.2%-

数据来源：中国风能协会《2025年中国风电吊装容量统计》，2026年。注：新增吊装量与并网容量有差异，吊装为交

付口径。

市场集中度方面，CR5约66.2%，较2024年提升约2个百分点，头部集中趋势延续。金风科技份额虽略有下滑但保持第

一；远景能源和明阳智能份额提升，主因海上和海外市场放量；三一重能凭借价格优势持续抢占份额；第二梯队份额

被压缩，行业淘汰赛加剧。

4.3竞争特点

第一，价格战持续但有所缓和。2025年陆上风电机组招标均价约1,600元/kW，较2024年下降约10%，降幅收窄。部

分低价竞标引发行业对质量的担忧，开发商开始重视全生命周期成本（LCOE）而非单纯初始价格，头部企业凭借技术

和服务溢价获得议价能力。海上风电机组价格竞争同样激烈，但技术门槛较高，降价幅度相对可控。

第二，海上风电成为竞争主战场。2025年海上风电招标量约25GW，超过陆上增速。明阳智能、远景能源、金风科技

在海上份额领先，16MW以上机组成为竞争焦点，具备大兆瓦技术和海上交付能力的企业占据优势。海上风电项目单

体规模大、客户集中，中标与否直接影响年度业绩，竞争白热化。

第三，海外市场成为第二增长曲线。2025年中国风电整机出口约6GW，同比增长约50%，主要出口至中亚、东南亚、

中东、非洲和欧洲。远景能源、金风科技、明阳智能在海外中标多个项目，中国风机凭借成本优势和技术成熟度加速

“走出去”。但海外市场面临贸易壁垒和本地化要求，需通过海外建厂和技术合作破局。

第四，产业链一体化与垂直整合。头部整机企业纷纷自建叶片、齿轮箱、发电机等核心部件产能，提升供应链掌控力

和成本优势。明阳智能自供叶片和齿轮箱，三一重能自建叶片和电机，远景能源自研碳纤维叶片和储能系统。垂直整

合加剧了对零部件独立供应商的挤压，也提高了行业进入壁垒。

4.4竞争对比矩阵

选取金风科技、远景能源、明阳智能、运达股份、三一重能五家代表性整机企业，从技术实力、成本控制、海上风电

能力、海外拓展、客户结构、财务健康度六个维度对比（1—5分，5分为最强）：

评价维度金风科技远景能源明阳智能运达股份三一重能

技术实力5.04.54.54.04.0

成本控制3.54.04.04.55.0

海上风电能力4.54.55.03.53.0

海外拓展4.55.04.03.53.0

客户结构4.54.04.54.54.0

财务健康度4.04.53.54.04.5

综合得分4.334.424.254.003.92

评分说明：远景能源凭借均衡实力和海外领先综合得分最高；金风技术底蕴深厚但成本控制稍弱；明阳智能海上风电

能力最强但财务健康度受海上项目垫资影响；三一重能成本控制突出但海上和海外短板明显。

行业关键成功因素（KSF）：大兆瓦机组研发与可靠性、成本控制能力、海上风电全产业链交付能力、海外市场认证

与渠道、以及资金实力支撑大型项目垫资需求。

5.下游需求与客户分析

5.1客户画像

风电下游客户主要为风电场开发商和运营商，可分类如下：

大型发电集团（央企）：国家能源集团、华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投、中广核、三峡集团等。这些企

业是风电开发的绝对主力，2025年新增风电并网中，央企开发商占比约70%—80%。他们拥有雄厚的资金实力、政策

资源和项目储备，采购规模大、决策流程规范，对整机供应商的品牌、业绩和可靠性要求高，价格敏感度适中，更看

重全生命周期度电成本。

地方能源企业：各省能源集团（如广东能源、江苏国信、山东能源、浙江能源等）和地方国企。这些企业在本地海上

风电和陆上风电项目中占据重要份额，尤其海上风电项目多由地方国企与央企合资开发。他们对本地产业链带动有要

求，采购决策受地方政府影响较大，偏好与本地有产能布局的整机企业合作。

民营开发商：包括金风科技旗下天润新能、远景能源自营、明阳智能自营、特变电工、协合新能源等。民营开发商规

模较小，但机制灵活，在分散式风电、工商业绿电和部分集中式项目中活跃。他们对收益率要求高，采购决策快速，

价格敏感度最高，是价格竞争的主要推动力量。

其他：包括跨国能源企业（如壳牌、BP、Equinor等在中国参与海上风电）、产融结合的投资基金等。这些主体项目

数量有限但单体规模大，重视ESG和国际标准，对整机企业的海外认证和业绩有要求。

5.2需求痛点

痛点一：机组可靠性与大型化风险。大型化机组迭代过快，部分新机型缺乏长时间运行验证，开发商担心投运后出现

批量故障影响发电量和收益。2025年行业内出现多起因大兆瓦机组齿轮箱或轴承故障导致的批量停机事件，加剧了开

发商的顾虑。开发商要求整机企业提供更长的质保期（5年甚至10年）和更完善的运维承诺。

痛点二：交付能力与供应链瓶颈。大型化带动叶片、轴承、齿轮箱等关键部件产能紧张，2025年叶片交付延迟、齿轮

箱排队现象突出，导致部分项目并网延期。开发商面临“抢装难”和“违约风险”，对整机企业的供应链整合能力和交付保

障提出更高要求。

痛点三：电价下行使收益不确定性上升。2025年电力市场化改革推进，风电参与现货市场交易，部分区域现货电价走

低，风电项目实际收益低于预期。开发商希望整机企业提升机组发电效率和可靠性，通过技术手段对冲电价波动风

险。

痛点四：海上风电施工资源紧张。海上风电项目开发受限于施工船和吊装资源，2025年多个项目因船舶排期问题延

期，开发商需要整机企业与施工方协同，优化吊装方案，减少等待时间。同时，深远海项目送出和运维成本高，开发

商对整机企业的智能运维和全生命周期服务能力需求迫切。

5.3采购行为

采购模式：风电机组采购以公开招标为主，分为集中框架招标和单个项目招标。央企开发商通常采用年度框架招标锁

定主力供应商，再按项目分配订单。招标评分通常包括技术分（占比30%—40%）、商务分（价格，占比50%—

60%）和服务分（占比10%—20%）。2025年价格权重仍较高，但技术方案可靠性和历史业绩的重要性上升。

决策因素：开发商选择整机供应商的核心考虑因素及权重为：度电成本/初始价格（35%）、机组可靠性与发电性能

（30%）、交付能力与供应链保障（20%）、售后服务与运维能力（10%）、品牌与长期合作（5%）。海上风电项目

中，施工协同和海上业绩权重更高。

付款与合同：风电整机采购合同通常为“预付款+到货款+验收款+质保金”模式，预付款比例约10%—20%，到货款比例

约50%—60%，质保金约10%（质保期2—5年）。2025年行业竞争加剧，部分整机企业接受更低预付款和更长账期，

资金垫付压力加大。

客户粘性：开发商与整机企业合作具有较强粘性，因机型适配、运维体系和数据平台切换成本高。但大型开发商为分

散风险，通常保持2—4家主力供应商，不会过度集中。整机企业通过提供全生命周期服务和数字化运维，增强客户粘

性。

6.技术/政策/宏观环境（PEST）

6.1政治环境

政策一：双碳目标与可再生能源消纳保障。国家发改委、能源局持续推动可再生能源电力消纳责任权重，2025年各省

非水可再生能源消纳权重目标较2024年提升约1.5个百分点，风电作为主力电源受益。2025年《可再生能源法》修订草

案征求意见，拟将绿电交易、碳减排等机制纳入法律框架，为风电长期发展提供制度保障。

政策二：海上风电规划与支持政策。2025年沿海省份陆续发布“十五五”海上风电规划，广东、江苏、山东、浙江等规

划新增海上风电装机合计超过100GW。部分省份延续地方补贴，广东对2025年前并网海上风电给予0.05—0.1元/kWh

补贴，山东、浙江对深远海示范项目给予额外支持。国家层面推动海上风电向深远海和漂浮式发展，设立深远海示范

专项。

政策三：风电设备更新与以大代小。2025年国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励对运行超过15

年或单机容量小于1.5MW的老旧风电场实施“以大代小”改造，通过替换大容量机组提升发电量。首批改造项目启动，

预计释放每年5—10GW的替换需求，成为新增装机的重要补充。

政策四：电力市场化改革与绿电交易。2025年电力现货市场在全国范围推进，风电全面参与市场交易。绿电交易和绿

证制度完善，风电环境价值逐步变现。全国碳市场扩围至钢铁、水泥等行业，风电CCER重启，为项目提供碳资产收

益。

6.2经济环境

宏观数据：2025年中国GDP增长5.0%，全社会用电量增长5.6%，电力需求保持韧性。制造业投资增速放缓，但新能源

领域投资持续高增，风电投资占电源投资比重约20%。社会融资成本下行，风电项目融资利率降至3.5%—4.5%，降低

项目财务费用。

成本与价格：2025年钢材、铜等原材料价格震荡，但整体处于中低位，有利于风电机组成本控制。风机招标均价持续

下降，陆上降至1,500—1,800元/kW，海上（含塔筒）降至3,000—3,500元/kW。风电度电成本已具备明显竞争力，促

进投资需求。

投融资环境：风电项目投资收益率稳定，成为保险资金、基础设施REITs等长期资金偏好资产。2025年风电领域公开市

场融资活跃，多家企业发行绿色债券和基础设施公募REITs，拓宽融资渠道。但整机制造环节因价格战利润薄，股权融

资难度上升，行业整合加速。

6.3社会环境

公众接受度：风电作为清洁能源，社会接受度较高，但陆上风电场“邻避效应”仍存在，部分居民对噪音和景观影响有

意见。海上风电对渔业和航运的影响需协调，2025年多地开展海上风电与海洋牧场融合试点，减轻用海矛盾。

就业与产业转型：风电产业带动高端制造、施工安装、运维服务等就业，尤其在沿海省份成为新的经济增长点。传统

火电相关就业面临转型，政策支持再就业培训。

绿色消费意识：工商业用户对绿电需求增加，2025年绿电交易中风电占比超过40%，企业采购绿电以降低碳足迹，提

升ESG评级。社会对可再生能源的认同为风电发展提供支持。

6.4技术环境

大型化与轻量化技术：2025年陆上10MW、海上16—18MW机组成为主流，叶轮直径突破300米。碳纤维叶片、分段

式叶片技术解决运输限制，新型塔筒（全钢柔塔、混凝土塔筒）支持更高轮毂高度。数字化设计和仿真缩短研发周

期，提升机组可靠性。

智能控制与运维：AI算法用于风电场功率预测、机组故障诊断和寿命管理，提升发电效率和运维效率。2025年头部整

机企业推出智能风机和场级控制平台，通过尾流协同控制提升整场发电量3%—5%。无人机巡检、机器人清洗等运维

技术普及。

海上风电施工与基础技术：大型吊装船和自升式平台提升安装效率，单桩基础直径达10米以上，导管架和吸力筒基础

应用增多。漂浮式基础技术多样化，半潜式和张力腿式均有示范，动态海缆和系泊系统国产化率提升。

数字化与工业互联网：风电产业链数字化水平提升，从研发设计到生产制造、风电场运营的全流程数字化管理。数字

孪生技术用于风电场优化，区块链用于绿电溯源，增强市场透明度。

7.风险与挑战

风险一：价格战导致行业利润持续承压。2025年陆上风机招标均价降至1,500—1,800元/kW，部分企业报价已接近或

低于成本线，行业整机环节毛利率从2023年的18%下降至2025年的12%左右，部分二线企业亏损。若价格战继续，可

能导致行业性亏损，企业研发投入不足，影响长期技术竞争力。应对建议：头部企业应通过差异化技术和海外市场提

升盈利；中小企业可聚焦细分市场或寻求合作；行业需避免恶性低价竞争，开发商应关注全生命周期成本而非单纯初

始价格。

风险二：供应链瓶颈制约交付。大兆瓦叶片、主轴轴承、齿轮箱等关键部件产能扩张跟不上大型化节奏，2025年已出

现交付延迟。若2026年海上风电超预期增长，供应链瓶颈可能加剧，导致项目延期和违约金风险。应对建议：整机企

业应加强供应链垂直整合和战略备货；零部件企业需加大产能和研发投入，突破高端材料和技术瓶颈。

风险三：海上风电施工与运维风险。海上风电施工窗口期受天气影响大，吊装船资源紧张，工期延误风险高。深远海

项目运维成本高，可达陆上3—5倍，且缺乏成熟经验。极端天气（台风）对海上风电场安全构成威胁。应对建议：开

发商应合理安排工期，预留缓冲；整机企业提升机组可靠性和防台风设计；推动施工资源共建共享。

风险四：弃风限电与消纳风险。随着风电装机快速增加，西北、华北等地区消纳压力增大，2025年弃风率回升至

3.5%，部分省份超过5%。若电网送出工程滞后，弃风率可能进一步上升，影响项目收益。应对建议：加快特高压外送

通道建设，推动风储一体化，完善电力市场机制。

风险五：贸易壁垒与海外市场风险。欧美对中国风电设备设置关税和非关税壁垒，2025年欧盟对中国风机发起反