风电行业2026年度投资策略：乘风而起，行业业绩与信心共振

乘风而起，行业业绩与信心共振风电行业2026年度投资策略姓名 殷晟路（分析师）证书编号：S0790522080001邮箱：yinshenglu@kysec.cn姓名 陈诺（分析师）证书编号：S0790525070008邮箱：chennuo@kysec.cn2025年 11 月 3 日证券研究报告核心观点1. “十五五”国内风电装机有望再上台阶在“双碳”目标及2035年风光装机达36亿千瓦的规划指引下，国内风电需求基本盘稳固，在新能源全面入市的背景下，由于风电出力与负荷曲线更匹配，风电的上网电价较高，业主的新能源项目开发偏好正在向风电倾斜。2024年国内风电新增装机86.99GW，2021-2024年累计国内风电新增装机272.1GW，较“十三五”期间的145.5GW大幅提升。2025年10月《风能北京宣言2.0》提出“十五五”期间国内风电年新增装机容量不低于120GW，其中海风年新增不低于15GW，“十五五”期间国内风电装机规模有望再上台阶。2. 陆风反内卷初见成效，海风仍有较大增长潜力2023-2024年受价格战影响，风机企业盈利能力集体承压，随着行业自律公约的签订及开发商优化招标规则，行业告别恶性竞争，2025年1-8月陆风含塔筒中标价较2024年均价提升13%，国内量稳利升。招标通常前置于装机1年，价格回升订单将从2025Q4陆续交付，有望对风电产业链利润形成一定修复。同时，国内海风项目储备丰富，“十五五”期间国内风电装机有望维持高位。3. 海外需求正在起量，国内企业加速出海全球风能协会预测2025-2030年全球除中国陆风合计新增装机为367GW，复合增长率为12.4%，海风复合增长率为15.8%，欧洲、亚太除中国、拉美等市场均展现出强劲的风电需求增长动力。面对快速起量的海外需求，国内风机企业正在加速出海，通过在巴西、欧洲、中亚等地投资建厂，国内风机企业正在从单纯的产品出口转为深度的属地化布局，2025年前三季度国内7家整机商合计中标海外订单19.28GW再创新高，海外订单单价更高、盈利能力更好，随着海外订单进入集中交付期，将直接驱动整机环节企业盈利能力的提升。此外，2024年欧洲海风拍卖量创历史新高，大金重工已成为欧洲市场排名第一的海上风电基础装备供应商，2025年以来已签订4个欧洲海风海工订单，有望全面受益于欧洲海风的高景气周期。推荐标的：大金重工。受益标的：金风科技、运达股份、明阳智能、三一重能。4.风险提示：政策风险；市场竞争风险；产品质量风险。1陆上价格止跌回升，海上风电建设有望提速23目 录CONTENTS新能源全面入市，增量在风风险提示4风电出海加速，打开行业盈利空间1.12035目标风光累计装机达3600GW风光新增装机规模创历史新高，2035目标累计装机达3600GW。在“双碳”目标引领与产业技术迭代的共同驱动下，风光合计新增装机从2016年的54GW迅速增长至2024年的358GW，截至2025H1，风电、光伏累计装机分别为5.73、11亿千瓦，合计16.7亿千瓦。2025年9月24日，总书记提出：到2035年风电、太阳能发电装机达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦，预计风电、光伏新增装机将维持高景气度。风电在可再生能源的装机占比远低于光伏。尽管国内风电新增装机绝对值呈现波动上升态势，从2016年的19.3GW增长至2024年的79.8GW，但在可再生能源装机的占比自2020年抢装潮达到52%的峰值后持续下滑，2025H1的风电、光伏新增装机在可再生能源总装机的占比分别为19%、79%，风电装机占比远低于光伏，当前为历史低点。图1：风电装机波动上升但在可再生能源的占比下滑28%19%27%40%52%36%25%25%21%19%51%66%58%47%35%41%58%71%75%79%0%20%40%60%80%100%2016201720182019202020212022202320242025H1风电占比光伏占比数据来源：国家能源局、开源证券研究所1.2风电全年利用小时数更高，出力与负荷需求更匹配风电全年利用小时数更高，出力与负荷需求更匹配。新能源发电表现都具有较强的随机波动性，光伏日内波动大，中午为峰值而晚上无光照不发电，与用电负荷相反，中午电网消纳困难，而风电出力与负荷曲线更为契合，夜间风力高峰恰逢晚间用电负荷峰值，有效弥补光伏日落后的电力空缺；冬季大风期又与供暖用电高峰重叠，可缓解季节性电力紧张，风电装机占比提升有利于降低新能源发电日内波动。其次，2024年全国风电平均利用小时数为2127小时，显著高于光伏的1211小时，单位装机容量发电效率优势明显。从电网消纳角度，调整风光装机配比有利于缓解部分地区的消纳瓶颈。国家电网西北分部认为合理的风光装机将有利于降低新能源发电对系统的调峰需求、减轻负荷晚高峰下系统的保供压力并满足系统安全稳定运行的需求。国家电网西北分部在第六届“清洁能源发展与消纳”论坛上发布的《新型电力系统平衡构建与安全稳定关键技术初探》以2023年西北电网为例，新能源累计装机200GW对应的最佳风光配比约3:1。图2：风电出力曲线与负荷需求的匹配度高于光伏资料来源：龙源设计院公众号05001000150020002500风电光伏2024年发电小时数数据来源：中电联、开源证券研究所图3：2024年风电发电小时数高于光伏1.3“136号文”推进风电、光伏全面参与电力市场数据来源：兰木达电力现货公众号、开源证券研究所“136号文”推进风电、光伏全面参与电力市场。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》，推动新能源上网电量全面进入电力市场，同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量实行机制电价多退少补，以平滑市场波动对新能源项目收益的影响。截至2025年10月，28地已出台省级“136号文”衔接细则，山东和云南已进行第一轮增量项目机制电价的竞价，为全国新能源机制电价立下标杆。山东与云南的风、光机制电价价差较大，机制电价竞价可调节风光配比。山东的风电、光伏机制电价分别为0.319、0.225元/kWh，较当地标杆电价分别下滑19%、43%，而云南的风、光机制电价分别为0.332、0.33元/kWh，价差仅0.002元/kWh，且与标杆电价0.3358元/kWh较为相近。山东省针对本地高光伏装机量与突出的电力消纳压力，通过在能源竞价机制中为风电分配更多机制电量的方式，主动引导区域能源结构优化，建立在真实供需基础上的机制电价可有效基于各地资源禀赋与供需情况调节风光开发节奏。图4：风电在电力现货市场的年均价整体高于光伏（单位：元/kWh）00.10.20.30.40.5山东云南风电机制电价（元/kWh）光伏机制电价（元/kWh）标杆电价（元/kWh）数据来源：山东省能源局、昆明电力交易中心、风电头条公众号等、开源证券研究所0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.45山西山东甘肃蒙西湖北浙江风电光伏燃煤发电基准价图5：山东云南的风光机制电价价差较大1.4“十五五”风电装机有望再上台阶数据来源：CWEA、开源证券研究所国内风电