2025年，风电行业出现了一些值得认真观察的变化。

一组的数据：公开数据，上半年国内新增风电装机51.39GW，同比增长98.9%。

海上风电增量达2.49GW，接近去年全年。

更重要的是，主要整机企业的合同负债在二季度同比上升70%，仅行业细分行业龙头一家就达到202亿元。

合同负债是什么？

是客户已经打款、但产品尚未交付的部分。当这个数字开始陡峭上行，或许意味着收入确认的节奏才刚刚开始。

目前全行业在手订单总量已突破300GW，以当前年化装机规模估算，这相当于覆盖未来两年以上的出货需求。

订单可见度之高，在制造业中还是比较罕见。

这一现象值得关注与进一步跟踪观察。

技术迭代：大兆瓦不是噱头，是成本重构

行业景气之外，真正推动商业模式进化的，是技术本身的演进。

目前来看，风机大型化趋势越来越明显。

陆上主流机型从3-4MW跃迁至8-10MW，海上则进入16MW商业化阶段。

更大的单机容量，意味着更少的机位点、更低的单位千瓦安装成本和运维费用，最终体现为度电成本（LCOE）的持续下降。

这种变化带来的，不仅是发电端的经济性提升，更是对整个供应链的洗牌。

往后看，后续哪些能掌握了关键部件的量产能力，可能就掌握了定价权。

比如，国内目前已经有企业实现12MW以上主轴承批量化供应，填补国内空白。还有细分行业已经在全球风电主轴市场占据约三成份额，毛利率长期稳定。

与此同时，原材料端却处于相对低位。

钢材、铜、环氧树脂等主要成本项价格较去年同期下降约20%。

而风机中标均价（不含塔筒）在1-8月维持在1656元/kW，同比微升10%。

这一“成本下行、售价小幅向上”的剪刀差，直接转化为制造环节的利润弹性。

目前整个行业的制造业务毛利率单季度提升大概4个百分点，这方面来看，或许是技术升级带来的变化。

外需爆发：出海提速，打开利润新空间

另一个变化发生在海外。

2025年前八个月，中国风电企业签署的海外项目容量达到18GW，同比翻倍。

更重要是，海外风电项目的单位报价显著高于国内市场，尤其在欧洲区域，价格差异明显。

价格差背后，是供需结构的错配。

海外部分地区电网升级缓慢、本土供应链产能不足、项目审批周期长，导致对高效、可快速交付的整机和部件存在刚性需求。

而国内企业经过十余年积累，已在成本控制、制造效率和系统集成能力上形成综合优势。

多家中国企业已成功中标海外漂浮式海上风电示范项目，并获得欧洲地区海工结构件批量订单，标志着国产装备加速进入国际主流供应链体系。

这些并非一次性交易，而是进入国际主流开发商采购体系的标志性事件。

一旦进入体系，后续替换成本高，粘性强。

更关键的是，这些订单大多采用预付款机制，进一步改善了企业的现金流结构。

对于重资产、长周期的风电制造来说，现金流稳定性对重资产、长周期制造环节尤为关键

三、哪些方面最为受益

从产业链出发，笔者梳理了以下三个方面：

1、整机制造

整机厂曾是价格竞争最激烈的环节，但2025年正在分化。

部分头部整机厂商如金风科技、远景能源、明阳智能等，已逐步转型为全生命周期解决方案提供商。

这种角色转变，使其具备更强的客户粘性和议价能力。

叠加合同负债大幅增长，未来两年收入可见度可能比较高。

2、核心零部件

过去十年，主轴、轴承、齿轮箱等长期依赖进口。

如今，一批企业已完成技术突破，进入主流供应链。

3、海缆

海缆是海上风电的“神经”，尤其在离岸50公里以上项目中，必须使用500kV交联聚乙烯绝缘或柔性直流输电系统。

这类产品技术门槛极高，认证周期长达2-3年，全球能供应的企业屈指可数。

写在最后

过去几年，风电常被视作典型的周期行业。

但2025年的现实是，行业或许正在逐步摆脱这种被动循环。

这些变化不依赖单一因素，也不依赖短期刺激，或许是多年投入和技术沉淀的结果。

特别声明：以上内容绝不构成任何投资建议、引导或承诺，仅供学术研讨。

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