2025上半年风电产业链业绩全览：整机商业绩筑底，开发商进入入市“适应期”

（来源：风芒能源）

2025年上半年，风电行业维持高景气度，全国新增装机容量达51.4GW，同比增长99%。然而，装机规模增长的红利未能在全产业链“阳光普照”。

在纳入统计的75家上市企业中，除上游零部件企业显著受益外，整机商仍受困于上一轮低价的影响，而随着新能源全面入市的日程提前，开发商进入入市“适应期”。

营收变化方面：含整机商在内的41家中上游企业，有38家营收增加，增长幅度主要集中在20%-60%之间；含港股在内的34家下游开发企业，有20家营收减少，下降区间为1.67%-18.61%。

净利变化方面：34家上游企业，有25家实现净利上升，其中新强联、大金重工等6家企业净利翻番；7家中游企业中，东方电气、金风科技盈利正向增长，电气风电大幅减亏；34家上市开发公司中，22家盈利减少，12家净利降幅在1.2%-16%之间。

毛利变化方面：上游环节，近6成企业综合毛利率略有下浮；中游环节，除东方电气综合毛利率提高1.36个百分点外，其余6家毛利水平各有缩减；下游环节，5成企业毛利率相较去年减少。

从业绩角度，分环节具体解析今年上半年风电产业链发展情况：

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  上游环节

据国家能源局数据，今年上半年风电新增装机51.39GW，去年同期数据为25.55GW。

行业景气回暖促使上游零部件企业营收普升，部分零部件企业业绩亮眼。其中尤为突出的是新强联和广大特材，新强联实现扣非净利润3.35亿元，同比增加2201%；广大特材实现扣非净利润1.79亿元，同比提高2139%。

作为叶片龙头的中材科技也实现营收、净利、毛利率三项全增，其表示，报告期内，玻璃纤维产品（叶片主要原材料）均价同比增长14%；风电类产品销售同比增长44%。业绩与之类似的还有恒润股份，其指出，风电板块业务订单和销售毛利均实现增长。

零部件环节业绩上扬一方面是因为上半年供需形势较好，另外一方面也得益于“海外+海上”双轮驱动战略初见成效。

海外市场方面，中材科技海外实现新突破：巴西基地4条产线全部投产，中亚乌兹别克斯坦项目正式落地。华金证券研报指出，在风电领域，禾望电气凭借卓越的产品性能和广泛的应用积累，已经开始在主要的海外市场形成批量发货，上半年带动海外地区营收达1.48亿元，同比提高54.46%。

大金重工对于海外市场的部署更为超前，在其业绩构成中，出口营收占比已近8成。上半年实现营收28.41亿元，同比增长109%；实现净利5.47亿元，同比增加214%。根据财报，其出口业务毛利率约30.7%，近乎国内业务（18.7%）的一倍。

海上市场也是零部件企业的“兵家必争之地”。2025上半年，沿海各省海风发展节奏增速，海上风电项目开工量明显回升，带动如海力风电等重视海上装备的零部件企业业绩向好。

上半年，海力风电实现营收20.3亿元，同步增长461.08%，实现净利2.052亿元，同比增加90.61%，综合毛利率更是大幅提高，由去年同期的1.88%提高到17.04%。

大金重工明确表示，相较海工产品，叶片行业竞争激烈、盈利较低；此外，其也指出，自2023年以来已主动降低陆上产品规模，业务重心逐步转向“海外的海上市场”。

此外值得一提的是，塔筒类别中混塔产品逐渐“走俏”。上半年，泰胜风能混塔产品实现营收2.44亿元，同比增长259%。主营混塔业务的和展能源营收同比增加11.92%，净利同比提升33.43%。

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  中游环节

从2025上半年业绩来看，整机商还未完全走出“内卷”阴影，但随着低价订单的逐步交付完成以及产品迭代的放缓，可以预见的是本阶段整机制造企业业绩已基本筑底。

基于上半年行业较高景气，7家中游制造企业均实现了营收同比增长，因东方电气风机制造并非绝对主业不纳入分析，其余几家营收涨幅在26.27%-118.61%之间。净利与毛利情况却并非“一片向好”，6家整机商中：净利方面，仅金风科技1家实现盈利且同比增加；综合毛利率方面，6家上市整机商全线受挫，相较去年同期毛利率减少0.36-14.53个百分点不等。

其中，中船科技净利亏损5.742亿元，同比减少602.67%；综合毛利率倒挂，为-1.10%，相较去年同期减少14.53个百分比。

中船科技表示，本报告期内，国内风电市场持续保持竞争激烈的态势，风力发电机组招标价格仍旧处于低位，公司主营业务面临较大的市场竞争压力，公司本期风机销售均价较去年同期相比有所下降，导致风机销售毛利同比减少。

同时，公司实现风电场滚动开发，本期在营场站规模同比下降，发电收入及毛利同比减少，导致公司本期业绩同比增加亏损，且2024年底已出售的中船华海在上年同期享受先进制造业增值税进项加计递减的税收优惠，本年无此业务所致。

虽然目前整机制造企业利润尚未大规模回升，但风电行业整体已认识到内卷式竞争的危害，多项因素综合推动了风机价格明显回升：国内主机厂商于2024年10月达成共识签署了《自律公约》，旨在推动风电行业高质量发展并避免恶性低价竞争；部分业主调整了最低价中标的招标规则；国家级重要会议多次强调防止、综合整治“内卷式”竞争；以及市场招标需求的回升。

据三一重能披露，截至9月的中标均价，已较2024年同比提升5个百分比以上。其指出，2024年风机中标价格下降并探底，该部分订单于2025年上半年陆续交付。受该部分订单毛利偏低的影响，公司净利润同比下滑。

明阳智能也表示，今年以来风电行业价格内卷趋势减缓，中标价格企稳回升，行业随着外部环境优化、订单结构改善、成本控制改善等因素逐步释放，行业及公司盈利修复路径明确。

3

  下游环节

从营收和净利来看，34家发电企业业绩稳中略降，除广西能源因水电、火电业务业绩变动异常外，33家公司平均营收同比下降2.17%，平均净利同比下降8.29%。

毛利率方面，下游开发企业仍然占据产业链利润最丰厚的位置。但在变化趋势上，各家企业因电源装机、项目位置、消纳状况等原因各有增减，增幅范围为1%-8.7%；降幅范围略大，为0.11%-11.82%。

新能源发电企业业绩缓降，原因一方面是新能源装机规模的不断扩大：用电需求增长趋缓，但发电装机仍在较快攀升，电力供需形势总体宽松，整体发电能力受到限制。此外，出于多种因素，系统消纳风电等新能源的能力未有效挖掘，局部地区风电消纳受限问题突出。

三峡能源表示，受消纳等因素影响，公司发电设备平均利用小时数有所下降，青海、内蒙古、 甘肃等区域消纳压力相对较大。其中风电平均利用小时为1146小时，较上年减少97小时；太阳能发电平均利用小时为597小时，较上年减少96小时。

节能风电指出，“弃风限电”是影响公司经营业绩最主要的因素之一，近年多集中发生在公司河北、新疆、甘肃、青海和内蒙古地区的风电场。2023年至2025年6月，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量占当期全部可发电量(即实际发电量与“弃风限电”损失电量之和)的9.00%、10.33%、16.47%。

另一方面是新能源入市规模的不断扩大：“136号文”下发，电力体制改革不断深入，全国电力市场加快建设，各省电力交易规则逐步出台，发电企业参与电力交易的比例也将逐步提高，电价波动下降风险不断增加。

龙源电力半年报显示，风电平均上网电价较去年同期风电平均上网电价减少人民币16元/兆瓦时，主要是由于风电市场交易规模扩大，平价项目增加以及结构性因素导致。

华润电力指出，受平价项目投产及市场化电量占比提升影响，上半年附属风电场不含税平均上网电价为396.8元/兆瓦时，同比下降11%。

新能源电价下跌趋势虽避无可避，但未来风电交易价格相对光伏较为乐观。国金证券研报认为，考虑到风电在一天内出力时间分布相对较为分散，后续风电项目入市比例进一步提升后大多数省份交易均价下跌空间有限，预计国内大部分省份交易均价仍能维持0.25元/kWh以上。

与此同时，面对高比例的入市新能源，各发电企业纷纷拿出积极的应对措施。

龙源电力表示，

将利用数智化赋能提升科学决策水平，全面提升功率预测的精度，聚焦高精度区域气象预测、电量交易场景研究开发，积极推动面向能源市场交易和信息管理的辅助决策系统应用。

建立精准的市场预测体系，多方汇集信息，摸透节点电价规律，抓住日前实时套利、谷段偏差套利机会。

强化交易员能力建设，培养专业化数字化交易员队伍，电力市场交易日益复杂，需要具备电力市场交易经验、数据分析能力的复合型人才。

开辟多元化盈利渠道，通过“新能源+”拓广更多应用场景，提升消纳空间。探索虚拟电厂聚合发展的新业态。

推动与大用户签订多年绿电协议，积极联系算力中心、电解铝厂等高耗能用户，锁定长期稳定收益。

华电新能表示，将积极研究市场交易政策，按市场化原则优化和重塑项目发展和运营逻辑，合理开展项目布局，提升集约化和专业化管理水平，依托数值化管理系统提升功率预测精度，加强报价策略研究，通过技术手段优化运营能力。

三峡能源也指出，深化长周期电力交易实践，推动西北新能源电力跨省消纳，同步开拓外企市场，探索签约“碳电”一体化合作新模式。环境价值方面，探寻“绿电直连”落地路径，统筹区域绿证销售工作，精准传递环境属性以获取溢价。紧抓碳市场发展机遇，主导研究“光伏+生态修复碳汇方法学”，为相关项目后续碳资产开发提供支撑。