（转自：老司机驾新车）

风电整机专家访谈

全文摘要

1、陆风风机价格变化及原因

·价格变化具体情况：从价格变动趋势看，2024年第三、四季度陆风风机价格开始筑底，标志性事件是2024年风机价格上涨时，各家厂商达成反内卷协议，承诺最低报价。2025年不同机型价格呈现差异化特征，整体价格上浮5 10个点，且越大兆瓦的机型价格越低。当前各家厂商新获取订单的毛利、利润均呈现稳步上升态势。

·价格上涨核心原因：价格上涨的驱动因素主要包括以下方面：首先，2025年招标态势良好，截至6月底，市场已公开招标65GW，预计全年招标体量约170 180GW，主机厂商订单充足。其次，厂商报价趋于谨慎，2021年双碳目标推动新能源快速发展后，各家厂商通过大型化降本，但利润被运营商拿走，毛利率持续下滑；同时，2021年抢装导致风机在大型化迭代过程中质量不可靠，头部及第二梯队厂商均出现批次性问题，质保期内的QCP（质量成本）由主机厂商承担，出保后风电场盈利性更差甚至亏损，部分厂商在2024年已因报价过低出现亏损，因此厂商对报价更加审慎。此外，136号文的出台对电站收益产生负面影响，业主后续度电成本存在不确定性，而风机质量问题对全生命周期盈利性影响较大，促使业主倾向以一定优质价格选择质量更好的风机，推动行业回归理性，即更注重风机质量可靠、发电量及服务，优质企业的溢价将逐步体现，改变过去好风机坏风机价格无差异的局面。

2、招标与装机量预测

·招标体量分析：2025年预计整体招标量在170 180GW，该数据仅含背后有项目支撑的有效招标，不含无实际项目支撑的框架招标。框架招标分两类：一类是运营商集中3 4GW统一招标后分开招标，有项目支撑；另一类无项目支撑，如国电投分两轮招标、中电建和中能建等EPC厂商框定大体量招标，此类均被扣除。当前国内陆上风电项目体量增大，以新疆、内蒙古等区域为主，单个体量达1 2GW，业主可通过规模化优势降低成本（风电场中40% 45%为风机成本，其余为吊装等成本）。过去陆上风电以南方分散式小项目为主，如今大项目招标成趋势，不过类似中电建、中能建象征性的假招标，主机厂商报价不再激进。

·吊装与装机量预测：吊装（更多实时纪要加微信：aileesir）口径一般小于交付口径（主机厂商通常按交付口径统计）。基于2024年招标量接近200GW，结合供应链产能布局及厂商交付情况，2025年国内交付量预计120GW左右，吊装量约105GW，并网量至少100GW以上。对于2026年的预测，若2025年招标量达170 180GW，根据行业经验（当年招标量仅消耗40%，剩余60%主要在次年消耗），2026年交付量保底100GW以上。展望2026 2030年，每年风电增量预计在100 150GW，较过去五年（67 80GW增量）上一个新台阶。

3、136号文对招标的影响

·政策对招标的短期影响：截至2025年6月，市场公开招标（含线下应标项目）量达65个，该体量较大且同比2024年未明显下降。136号文作为电价政策，对新能源电厂（包括光伏和风电）产生了一定负面影响。由于风电交付周期较长（陆上风电通常需6 8个月），2024年已招标且建设条件较好的项目，或2024年已部分建设、2025年继续完成的项目，存在小范围抢装以保531并网的情况。业主对项目资源进行分类评估，因运营商过会时对项目有最低盈利利率要求，对于收益率仅6 7%的劣质资源项目，业主因当前电价政策对电站盈利性影响不明朗，选择延迟招标，可能将此类项目推迟至2026年或更晚。但运营商储备资源丰富，针对内蒙古、新疆等地的优质资源项目，招标并未停滞，体量依然较大。从能源结构看，136号文对光伏的影响大于风电，尽管部分劣质项目招标延迟，但优质项目仍继续招标，因此对2025年整体招标体量保持乐观态度，预计影响不会特别大。

4、海上风电市场分析

·价格与竞争格局：海上风电机组价格变化显著。2021年前，国内市场售价在5000-6000元/千瓦甚至更高；到2025年，招标价降至2000-3000元/千瓦（带塔筒），价格基本触底。竞争格局上，海上与陆上差异明显：陆上参与厂商约八九家，海上仅六七家。新进入者门槛高，如三一三年前推海上风机平台，2025年才获订单，反映运营商对可靠性等要求严格。价格触底逻辑有：大型化降本边界效应减弱；海上风机20兆瓦以上全球供应链不足，零部件厂商需大量固定资产投入，抵消理论降本空间；海上平台开发成本为陆上4-5倍，年交付量仅陆上1/10，研发成本摊薄难，厂商报价更理性；海上质保期质量问题处理费用高，如换叶片费用500-600万元，是陆上5-6倍，厂商报价更谨慎。

·交付周期与装机量：海上风电项目交付流程中，管桩交付比主机提前约1个月，先打管桩，再交塔筒，最后主机吊装，类似拼积木。2025年海上风电装机量预计10-15GW。海上风电发展受多重制约：海域使用冲突、航道问题未完全解决（如广东青州五六七、江苏三峡大丰部分项目仍有问题）；“十四五”期间近海资源在“十二五”“十三五”过度利用，问题频现；运营商盈利性低于陆上，解决问题动力不足；叠加台海问题，制约项目开工。

5、大型化趋势与影响

·大型化放缓原因：大型化放缓的原因可从南北市场差异、快速大型化负面效应及供应链与需求端制约三方面分析。南北市场方面，南方市场（如江苏、安徽、广西、江西）因运输限制，大型化已至上限，最大交付风机的叶轮直径约210 220米，功率最多7 8兆瓦；北方市场（如新疆、内蒙古）虽运输条件较好，但大型化动力不足，例如三一推出的15兆瓦风机运输成本极高，实际应用动力不强。快速大型化的负面效应体现在可靠性下降，2021 2022年风机单机功率从2 3兆瓦快速提升至6 8兆瓦，导致风机可靠性较2020年前大幅下降。供应链与需求端制约方面，零部件厂商因近年行业内卷、利润下滑，不愿投入大量固定资产扩产以配合进一步大型化；运营商因风机可靠性下降及频繁迭代的问题，对进一步大型化持谨慎态度，市场验证显示主机厂商推出的新产品可靠性未达预期，故运营商大型化动力不足。综合来看，成本无显著节省、质量问题频发及各方动力不足，共同导致大型化放缓。

·大型化未来空间：大型化未来空间需结合技术突破与市场需求分析。技术层面，当前大型化推进可能需要分段叶片等新技术突破，但现有技术已可支撑制造（如20兆瓦以上海上风机样机已存在）。市场需求方面，海上市场对可靠性要求更高，目前主流中标项目集中在12 16兆瓦，20兆瓦以上机型无批量应用；陆上市场10兆瓦机型已能满足需求，运营商更倾向通过批量应用成熟机型（如10兆瓦）提升可靠性，以改善全年投资回报收益，而非继续推进大型化。

6、零部件技术与成本

·塔筒价格变动：2024年塔筒招标价格处于低位，吨价约7000多元；2025年新项目报价较2024年上涨约10%，吨价达8000多元。价格上涨驱动因素有两方面：一是需求增长，本质需求支撑价格；二是行业盈利修复诉求，塔筒制造过去几年盈利不佳，结合2025年交付体量较大，下半年新接项目通过涨价弥补利润不足。

·轴承技术进展：轴承技术进展涉及滑替滚技术、TRB双轴承系统应用及主轴轴承国产化。滑替滚技术并非新技术，国内远景等厂商四五年前已布局，其新机型100%使用滑动轴承；海外维斯塔斯采用半直驱技术路线，也大规模使用。滑动轴承可大幅降低齿轮箱成本，原滚动轴承占齿轮箱成本20%-25%，使用后可降至10%左右，齿轮箱整体成本可降10个百分点，对整机降本效果显著。目前该技术从样机验证向批量应用推进，预计到2027年市场普遍使用。

TRB双轴承系统因可靠性需求成大兆瓦风机主流选择。随着风机大型化，叶轮直径增大（220米以上）、重量增加（单部件超200吨），原单轴承（SRB）无法满足支撑需求，需采用双轴承系统（TRB）。海上风机因可靠性要求高，从早期3-4兆瓦机型便采用双轴承结构；陆上220米以上叶轮、10兆瓦级机型也普遍选择。10兆瓦级风机一套TRB轴承成本约50-60万元，约为单SRB轴承两倍。

主轴轴承国产化率较高，陆上达80%-90%，海上约50%-60%。国产化推进得益于政策鼓励、央企响应及国内轴承厂商产品表现良好。相比之下，齿轮箱国产化率较低，但主轴轴承国产化已取得显著进展。

7、出海业务盈利水平

·海外市场盈利表现：从海外市场盈利水平看，不同厂商因成本控制水平有差异，部分厂商在国内亏损但在海外可盈利。整体上，海外订单利润显著高于国内陆上订单，约为国内的2 3倍。分区域看，欧洲市场利润优势更突出，订单利润约为国内的4 5倍；东南亚、中东、北美、南美等市场利润为国内的2 3倍。具体到毛利率，若国内为10个点，海外可达20 30个点，欧洲可达到45 50个点。欧洲市场盈利持续性可从欧洲厂商风机价格趋势佐证，如维斯塔斯、西门子歌美飒等厂商，过去两年风机价格持续上涨。

Q&A

Q: 当前陆风风机价格变化的具体情况如何？

A: 去年第三、四季度陆风风机价格筑底，行业反内卷协议设定最低报价。今年不同机型价格整体上浮5-10个百分点，新订单毛利与利润稳步提升。主要驱动因素包括：市场招标量保持高位，主机厂商订单充足；过去大型化导致质量问题频发，厂商报价更趋谨慎；136号文出台后，业主更关注风机全生命周期盈利性，推动行业理性回归，优质企业溢价逐步显现；大型化速度放缓，降价基础减弱；国内订单充足叠加海外市场突破、自建电站进展良好，厂商无需低价竞争。未来招标量预期稳定，行业长期增量向好，海外市场招标量快速增长，国内厂商海外订单占比持续提升。

Q: 今年预计整体招标量170~180GW是否包含框架招标？统计口径是仅实际招标体量吗？

A: 今年预计的170~180GW招标量不包含框架招标。框架招标分为两类：一类是运营商集中3-4GW统一招标后分开执行的框架招标，此类有实际项目支撑；另一类包括国电投两轮筛选式招标及中电建、中能建等EPC厂商虚框的二三十GW招标，均被扣除。统计的170~180GW为有实际项目订单支撑的招标体量。

Q: 当前有实际项目支撑的多个项目集中招标的情况是否普遍？

A: 当前运营商集采仍存在。国内陆上风电发展模式已发生变化，2020年前以南方分散式小项目为主，近年转向新疆、内蒙古等区域的大项目，单个体量较大。此类大项目因业主需发挥规模化优势，后续仍将较多。过去非严格意义的集采已逐渐减少，但海上深远海大项目仍将保持较多。此外，中电建、中能建等EPC厂商虽每年象征性招标，但主机厂商已明确其为假招，报价不再如以往激进。

Q: 如何看待今年我国风电吊装及装机体量，以及明年吊装装机量的判断依据？

A: 吊装口径通常小于交付口径。去年市场招标量接近200吉瓦，基于供应链布局及厂商交付情况，预计今年国内交付量约120吉瓦，吊装量约105-110吉瓦，并网量最低超100吉瓦。根（更多实时纪要加微信：aileesir）据行业经验，当年招标量通常消耗40%，剩余60%次年消耗，若今年招标量达160-170吉瓦，明年交付量将超100吉瓦，且2026-2030年行业体量将上新台阶，最低不低于100吉瓦。

Q: 136号文出台后，下半年风机招标是否会受到影响？

A: 截至6月底，市场公开招标及线下应标项目共65期，体量较大且同比未明显下降。136号文作为电价政策，对新能源电厂存在一定负面影响，但对风电的影响小于光伏。业主将资源分为优质与较差两类，较差资源因电价政策对电站盈利性影响不明朗，招标有所延后；而优质资源招标未停且体量维持较大规模。综合来看，今年市场整体招标体量受影响不大，仍保持乐观预期。

Q: 已招标项目是否存在后续取消的情况？

A: 已招标项目通常不会取消。项目消耗规律一般为第一年消耗35%-40%，第二年消耗55%-60%，剩余5%-10%因机型更新或征地等问题延迟，但业主前期已投入大量资金完成路条费等开发，除非存在政治性或客观因素导致无法实施，否则项目会通过换机型等方式继续推进。

Q: 陆上风电机组价格上涨的持续性如何？后续上涨空间如何？

A: 陆上风电机组价格已上涨5%-10%，预计价格能够维持且不会回落。支撑因素包括：主机厂商过去承担主要降本压力但利润大幅低于20年前水平，当前行业竞争格局趋稳，第一梯队与第二梯队厂商均无卷王带头压价，已触及竞争底部；运营商因低价风机质量问题调整招标策略，从低价中标转向平均价中标，并降低商务标评分占比至40%，提高技术、发电量、可靠性评分占比至60%；行业政策及海外市场拓展进一步削弱降价动力，2023年主机厂商海外订单近20GW，2024年预计增至25-30GW，海外市场增量约50-60GW/年且利润高于国内，厂商无继续压价动力。

Q: 价格上涨的统计范围是否包含塔筒？若仅考虑风机，其价格是否也呈现上涨趋势？

A: 价格对比采用同口径标准，即包含塔筒时对比包含塔筒的价格，不包含塔筒时对比不包含塔筒的价格，确保规格一致。

Q: 近期塔筒价格上涨的具体情况如何？

A: 去年已招标的塔筒价格处于低位，今年新项目报价整体上涨约10%，塔筒厂单吨价格从去年的7000多元升至8000多元，该价格上涨主要针对下半年或明年交付的项目。

Q: 风电塔筒吨单价8,000多元时，对应的吨净利润水平如何？

A: 风电塔筒吨单价8,000多元时，吨净利润约为800至1,500元。

Q: 当前钢价处于下行趋势，支撑塔筒整体涨价的具体原因是什么？

A: 塔筒涨价主要由两方面因素驱动：一是本质需求支撑；二是塔筒制造行业过去几年盈利水平较低，叠加今年交付体量大，上半年招标项目因去年已定标无法调整价格，而下半年新接招标项目通过涨价弥补利润。

Q: 海丰项目中，管桩及塔筒交付至风机交付吊装的时间间隔是多久？

A: 海上风电项目通常先打管桩，管桩交付提前期较风机约早一个月，完成部分管桩施工后，吊装船进场进行塔筒与主机的吊装作业。

Q: 今年海上风电装机量预计为多少？此前提及的今年100GW装机量中，海上风电占比如何？

A: 今年海上风电装机量预计为10GW出头，最多不超过15GW。主要制约因素包括：海域使用冲突、航道问题等尚未完全解决；静海区资源在十二五、十三五期间已基本耗尽，十四五阶段面临多重问题；当前海上风电盈利性显著低于陆上风电，运营商解决问题的动力不足，叠加台海问题等外部影响，共同导致项目开工受限。

Q: 当前风电设备大型化进程已出现放缓趋势，未来进一步大型化的节奏将如何演变，以及大型化对行业的摊薄影响将呈现何种特征？

A: 在无分段式叶片等新技术突破前，南方市场大型化已达上限，最大交付风机叶轮直径约210-220米，功率7-8兆瓦；北方市场因运输条件较好仍有一定提升空间，但受高运输成本限制，推进动力不足。从行业层面看，大型化放缓主要受三方面因素制约：一是风机功率提升至10兆瓦以上后，结构设计从单主轴转向双轴承，对主轴承、主轴、叶片模具等产业链配套要求显著提高，而主机与零部件厂商因近年行业内卷利润下滑，缺乏大规模固定资产投入意愿；二是运营商对快速迭代的工业品可靠性存疑，2020年后风机可靠性较此前大幅下降的实际表现削弱了其推进动力；三是市场验证不足，如三一15兆瓦风机未实现批量应用，海上市场主流中标机型仍集中在12-16兆瓦，20兆瓦以上机型仅停留在样机阶段，无批量应用案例。综合来看，进一步大型化缺乏成本优化与市场接受度支撑，整体节奏将持续放缓。

Q: 推动风电设备大型化进程是否需要技术突破？

A: 推动风电设备大型化的关键并非技术突破，当前技术已具备实现能力，主要制约因素是缺乏市场应用场景及迫切需求。现有十兆瓦风机已能满足需求，通过批量生产提升其成熟度与可靠性，更有利于提高整体投资回报。

Q: 若明年风电需求平稳或略降，零部件价格是否仍存在年降趋势？

A: 今年风电需求已超出供应链产能边界，明年需求预计下降，零部件价格将有所回落，但不会完全回调至此前水平。由于明年需求仍处于高水位状态，供应链供给仍较紧张，因此零部件价格仅会小幅下降。

Q: 从风电整机厂风机设计的角度，整机厂未来是否存在进一步技术降本空间或其他降本路径？

A: 风电因涉及部件众多，其降本呈现阶段式特征，通过局部部件技术更新实现，例如碳纤维叶片替代玻璃纤维、齿轮箱滑轴替代滚轴、偏航滑轴替代滚轴、主轴铸件替代锻件等。过去几年行业持续降本，2023年整体降幅约十几个百分点；2024年行业交货价格预计与2023年持平或略涨，其中外资占比高的主机厂受影响较大，而自研自产的主机厂成本控制更具优势，外部采购的供应商面临更大成本压力。

Q: 当前滑替滚技术的推进进度如何？是否存在放缓？还是处于稳步推进或持续验证阶段？

A: 滑替滚技术并非新兴技术，国内如远景等厂商四五年前已开始布局，其新推出机型已100%采用该技术；海外维斯塔斯在大型化半直驱风机中亦大规模应用。国内齿轮箱头部企业南高齿、德利佳已于去年风能展推出滑轴技术方案。滑动轴承占齿轮箱成本的20%-25%，相较传统滚轴，滑轴通过无滚子的薄膜结构可降低约一半轴承成本，并实现齿轮箱轻量化，对整机降本效果显著。此前齿轮箱厂商因需协调主机厂与客户，推广积极性有限；近年主机厂因降本需求积极采用滑轴齿轮箱，倒逼齿轮箱厂商加速推进该技术。当前滑轴技术应用比例仍较低，正处于从样机验证向批量应用过渡阶段，预计2027年市场将普遍采用。

Q: 远景新推出的机型100%使用滑动轴承，主要应用于哪些部件？主轴是否应用滑动轴承？

A: 滑动轴承目前未应用于主轴，变桨系统也未采用滑动轴承，主要应用于偏航系统和齿轮箱。

Q: 关于主轴轴承领域SRB向TRB切换的趋势，目前行业内各厂商TRB的应用情况如何？

A: TRB并非降本方案，而是增本方案。行业内厂商在大型风机平台采用TRB的主要原因是SRB技术存在局限性，无法满足大型风机需求：随着风机大型化，风轮、叶片长度增加，风轮重量显著上升，单轴承作为支点难以支撑，需采用双轴承系统以降低支撑压力。当前行业主流趋势为：10兆瓦以上大兆瓦机型或叶轮直径220-230以上的机型普遍采用双轴承系统，该方案基于风机可靠性及全生命周期管理考量为最优选择。海上风机因可靠性要求更高，自3-4兆瓦机型起已采用双支撑技术；陆上风机随机型增大，亦同步向双轴承系统切换，叶轮直径220-230以上的机型已形成共识采用该结构。

Q: 一台风机中两个TRB与一个SRB的价值量相比差异如何？

A: 由于目前SRB尚未应用于大尺寸轴承场景，单个TRB与单个SRB价值量相当，因此一台风机使用两个TRB的价值量约为单个SRB的两倍。以10兆瓦风机为例，一套TRB的价值量约为50万至60万元。

Q: 主轴轴承目前的行业国产化率处于什么水平？

A: 当前主轴轴承行业国产化率较高，分海上与陆上市场来看：海上市场国产化率约50%-60%，陆上市场国产化率达80%-90%。国内风电产业链技术成熟，主机厂商认可度高；在国家双碳目标推进及能源局政策引导下，大型央企通过调整评标办法等方式鼓励使用国产化轴承，推动国产化进程；目前国产化轴承在成本与可靠性方面已达到国际水平。

Q: 国内头部轴承厂在主轴轴承领域的市场份额情况如何？

A: 国内主轴轴承整体国产化率约80%-90%。其中，新产业在RBW领域市场占比更高，主要因其采用污染缺口方案；洛轴在SRB领域表现突出；在TRB市场需求分布中，丹麦占比约50%；洛州在ISB领域占据约60%的市场份额。

Q: TRB轴承近年来价格变化趋势如何？是呈现下降趋势还是较为坚挺？

A: TRB轴承价格相对坚挺，未出现大幅下降，但每年有小幅下降。开发初期样机价格较高，随着进入小批量、批量生产阶段，价格会有不同幅度下调。

Q: 目前整体出海业务的价格及盈利水平如何？具体毛利率能达到什么水平？

A: 不同厂商因成本控制能力差异，部分厂商国内亏损但海外盈利。整体来看，海外订单利润约为国内陆上的2-3倍，其中欧洲市场可达4-5倍，东南亚、中东、北美、南美等发（更多实时纪要加微信：aileesir）展中国家市场为2-3倍。若国内毛利率为10%，则海外可达20%-30%，欧洲市场可达40%-50%。欧洲市场高毛利率的支撑因素包括维斯塔斯、西门子歌美飒等当地厂商过去两年风机价格持续上涨。