二、行业需求：海陆边际均正向变化，“十五五”空间大
如何看待中长期风电需求，主要从短期、中长期两个维度判断。➢短期：风电核准、招标持续增长，支撑2026-2027年风电建设。➢中长期：风电出力曲线与负荷需求匹配度较高、市场化竞争电价波动性小，“十五五”风电在新能源装机占比有望提升。
风电核准量指引招标，招标量指引装机量，2026-2027年风电装机预期持续高增。陆上风电一般提前1年招标、海上风电提前2年招标。2024年陆上风电/海上风电招标152.8/11.3GW，在2025年前三季度分别实现97/5GW招标。风电核准后2年需要开工，因此核准量可指引招标节奏，2024年陆上风电/海上风电核准118/17.6GW，均较2023年同比增长，2025年1-11月陆上风电/海上风电分别实现124/8.6GW核准，海风当前储备量较大，因此2026-2027年风电需求有望持续高增。
风电波动性较小，“十五五”风电在新能源装机占比有望提升。据国家电网监测数据显示，其经营区域内风电发电的日最大波动率高达23%，光伏发电更是达到54%。风电因出力曲线与负荷需求匹配度较高，其市场化交易电价波动相对平缓；而光伏发电受峰谷时段划分及系统调节能力制约，在部分区域面临较大的电价波动风险。极端天气下的出力骤变对电力系统实时供需平衡构成重大威胁，风电从发电本质上较光伏更受电网喜爱。
风电电价受136号文件影响小，风电开发积极性更高。2025年2月9日，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》，新能源电站电价全面入市。根据兰木达电力现货，2024年山西、山东、甘肃、蒙西风电均价分别为0.27、0.27、0.19、0.37元/度，较光伏均价高27%、58%、51%、6%，风电现货价同比下降幅度亦低于光伏。对比风光出力曲线，风电市场化交易电价受136号文件影响相对较小。136号文下发后，其明确的新能源全电量入市，可能会进一步提升业主对风电开发的积极性。
2024年风光下发指标中，风电占比已经达到60%+。据风芒能源根据公开信息不完全统计，截至2024年12月31日，2024年共有22个省市下发287.04GW风、光指标。其中，下发风电指标超183GW，下发光伏指标约98.84GW，下发其它类型新能源指标（如光热、较难区分风光指标类型等）5.2GW。
2025年136号文件下发后，风电倾向性明显。据风芒能源根据公开信息不完全统计，统计截至8月20日，2025年以来，全国已有20个省（区）下发157.8GW新能源指标。其中确定类型的风电指标约为51.6GW，光伏指标约为69GW，未限定新能源类型的指标约为36.95GW。在新能源快速入市，风电电源优势凸显背景下，不少省份如贵州、天津、河北、江苏等地，从青睐光伏转变为优先发展风电，开发风电倾向性明显。
“十五五”风电装机占新能源装机比例有望提升至1/2。目前风光比例约1：3，此前“十二五”、（“十三五”分别约2：1、3：4。风电装机占比大幅下跌。考虑到风电间歇性、随机性更小，以及风电电价受136号文件影响小，因此我们预计“十五五”新能源装机向风电倾斜，风电装机占新能源装机比例有望从26%提升至50%，甚至60%。
“十五五”风电装机均值有望达130GW：从EIA、国内的水科院、电网研究机构、相关专家预测数据，“十五五”新能源目标或应定在30亿千瓦，截至24年底新能源装机量约14亿千瓦，2025年预期增长3亿千瓦，则“十五五”总计新增约13亿千瓦，单年装机约2.6亿千瓦；其中十四五风电新增占比约26%，后续“十五五”有望提升至50%，则“十五五”期间，风电单年装机有望达130GW。
陆上风电：
➢2025年预期新增100GW：2024年全国陆上风电招标量达153GW，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩预计2025年新增装机约100GW。➢“十五五”陆上风电装机预期年均110GW。
海上风电：
➢2025年海上风电预测新增10GW：2025年全年中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩预期新增并网约10GW。
➢“十五五”海上风电装机预期年20GW：截至2024年底，海上风电累计装机达41.27GW，若考虑2025年新增10GW。据每日风电数据，当前已经开启竞配/前期准备的项目，假设均需要在2030年底完成并网，则年均装机预期约20GW。
