2025年中国风能产业发展报告

2025年中国风能产业发展报告

作者：泷澹新能源产业网研究部

一、前言

2025年，是我国“十四五”规划实施的收官之年，也是能源结构转型的关键攻坚之年。在“双碳”目标（碳达峰、碳中和）长期引领、能源安全战略持续推进的大背景下，中国风能产业凭借政策引导、技术创新与市场机制变革的三重驱动力，实现了规模化扩张与高质量发展的双向并行、协同突破，行业发展质量、技术水平与市场活力均得到历史性提升，成为我国清洁能源体系建设的核心支柱力量，也为全球可再生能源发展贡献了可复制、可推广的中国经验。

风能作为一种清洁、低碳、可再生的绿色能源，具有资源储量丰富、开发技术成熟、环境影响较小、产业链条完整等显著优势，是全球能源转型的核心赛道之一，也是我国实现“双碳”目标、保障能源安全、优化能源结构的重要抓手。近年来，我国始终将风能产业发展摆在能源战略的突出位置，先后出台《“十四五”可再生能源发展规划》《风电开发建设管理暂行办法》《关于促进非化石能源消费的实施方案》等一系列政策文件，明确了风能产业的发展目标、重点任务与支持举措，为行业发展提供了坚实的政策保障。

2025年，面对全球能源格局深度调整、国内能源需求持续增长、行业竞争格局深刻变革的复杂环境，中国风能产业顶住多重压力，攻坚克难、锐意进取，逐步摆脱了此前单纯追求规模扩张的粗放式发展模式，彻底扭转了低价恶性竞争的行业困境，迈入了以技术引领、价值提升、质量优先、全球布局为核心的高质量发展新阶段。

全年来看，中国风能产业整体呈现出“装机创新高、技术大突破、价格企稳回升、应用多元化”的四大显著特征：装机规模实现历史性跨越，新能源占比首次超越火电，标志着我国电力系统正式进入清洁能源主导的全新发展阶段；技术创新进入爆发期，风机大型化、智能化水平持续提升，关键核心技术实现全球领先，打破了国外技术垄断；行业“反内卷”取得阶段性成效，市场秩序逐步规范，产业链盈利水平全面改善，行业发展重回健康轨道；“风电+”多元融合模式快速推广，海上风电与海外市场“双海”战略深入发力，行业增长引擎更加清晰、发展空间持续拓宽。

本报告基于2025年中国风能产业的发展实践，全面梳理行业发展现状、核心成就与关键突破，深入分析行业发展过程中面临的挑战与机遇，总结行业发展规律与经验，展望未来发展趋势，为行业相关企业、投资者、政策制定者及研究机构提供全面、精准、专业的参考依据，助力中国风能产业持续健康发展，为我国能源结构转型与“双碳”目标实现提供更强有力的支撑。

二、2025年中国风能产业核心发展现状

2025年，中国风能产业在政策、技术、市场的共同驱动下，各项发展指标均实现显著突破，产业链各环节协同发展，行业整体竞争力持续提升，从规模、技术、市场、应用等多个维度实现了历史性跨越，成为全球风能产业发展的引领者。

（一）装机规模创历史新高，新能源占比历史性超越火电

2025年，中国风电产业延续了近年来的快速增长态势，装机规模实现历史性突破，风电与太阳能发电合计占比首次超越火电，成为我国电力结构的主体，能源绿色转型迈出了决定性步伐，为我国“双碳”目标推进奠定了坚实的基础。

从全国能源结构整体布局来看，2025年我国能源消费总量持续增长，全社会用电量达到9.8万亿千瓦时，同比增长4.2%，其中工业用电量占比62.3%，仍是能源消费的主要领域。在能源结构优化的大趋势下，非化石能源消费比重持续提升，2025年达到22.8%，较2024年提高1.5个百分点，距离2030年25%的目标差距进一步缩小，其中风能作为非化石能源的核心组成部分，贡献了重要力量。

从新增装机来看，2025年全国新增风电、太阳能发电装机总量超过4.3亿千瓦，同比增长28.6%，创下历史最高纪录，彰显了我国清洁能源产业的强劲发展动力。其中，风电新增装机约1.2亿千瓦（120吉瓦），同比增长20.0%，占全国新增装机总量的27.9%；太阳能发电新增装机约3.18亿千瓦，同比增长32.5%，占全国新增装机总量的74.0%。风光协同发展态势凸显，成为我国新能源装机增长的核心双引擎，进一步优化了我国电力装机结构，降低了化石能源的依赖度。

从区域分布来看，2025年我国风电新增装机呈现出“东中西协同、陆海并举”的合理布局。陆上风电方面，西北、华北、东北等传统风电富集区域持续发力，依托丰富的风能资源优势，大规模推进风电基地建设，其中内蒙古、甘肃、新疆、青海四省区新增风电装机合计达5200万千瓦，占全国陆上风电新增装机的55.3%；同时，华东、华中、华南等负荷中心区域，依托低风速风电技术的突破，加快推进分散式风电项目建设，满足当地电力消费需求，实现了“就近开发、就近消纳”，其中江苏、山东、河南、湖南四省新增陆上风电装机合计达2800万千瓦，占全国陆上风电新增装机的29.8%。海上风电方面，江苏、广东、福建、浙江等沿海省份仍是新增装机的核心区域，四省新增海上风电装机合计达510万千瓦，占全国海上风电新增装机的91.7%，形成了规模化、集约化的海上风电开发格局。

截至2025年底，全国电力总装机容量达到38.9亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量达到22.1亿千瓦，占总装机比重达56.8%，较2024年底提高4.2个百分点，非化石能源已成为我国电力装机的主体。其中，全国风电、太阳能发电累计并网装机容量达到18.4亿千瓦，占总装机比重达47.3%，历史性地超过了火电装机（火电累计装机容量达18.2亿千瓦，占总装机比重达46.8%），这一历史性跨越，标志着我国电力系统正式告别化石能源主导的时代，进入清洁能源主导的全新发展阶段，具有里程碑式的重要意义。

从风电产业自身发展来看，截至2025年底，全国风电累计装机容量达6.58亿千瓦，同比增长22.7%，占全国总装机比例约19.5%，成为仅次于太阳能发电（11.82亿千瓦，占比30.4%）的第二大清洁能源品类，也是我国第三大电力装机品类（仅次于太阳能发电、火电）。与全球其他国家相比，我国风电累计装机容量已连续15年位居全球第一，占全球风电累计装机容量的45.2%，远超美国（1.8亿千瓦）、德国（0.85亿千瓦）等传统风电强国，彰显了我国在风电产业领域的全球领先地位。

发电量方面，2025年我国风电产业发电效率持续提升，全年风电发电量约1.35万亿千瓦时，同比增长18.3%，占全国总发电量（9.9万亿千瓦时）的比例首次突破10%，达到10.2%，较2024年提高1.2个百分点。这一突破意味着风电已成为我国电力供应的重要组成部分，与火电、水电共同构成了我国电力供应的“三足鼎立”格局，有效弥补了传统化石能源发电的短板，提升了电力供应的稳定性、清洁性与安全性。

从发电量区域分布来看，2025年我国风电发电量呈现出“西北高、东部稳”的特点。内蒙古、新疆、甘肃、青海等西北省份，凭借丰富的风能资源与大规模的风电装机，成为我国风电发电量的核心区域，四省区全年风电发电量合计达6200亿千瓦时，占全国风电总发电量的45.9%；江苏、山东、河北等东部省份，依托海上风电与陆上分散式风电的协同发展，风电发电量持续增长，三省全年风电发电量合计达2800亿千瓦时，占全国风电总发电量的20.7%。同时，随着风电消纳水平的提升，2025年我国风电平均利用小时数达到2280小时，同比增长3.2%，其中陆上风电平均利用小时数2320小时，海上风电平均利用小时数2150小时，均达到历史较高水平，反映出我国风电产业的开发利用效率持续优化。

此外，2025年我国风电消纳工作取得显著成效，全年风电弃风率降至3.1%，同比下降0.8个百分点，连续8年保持下降态势，远低于国际平均水平（5.6%），实现了“发得出、送得走、用得上”的良好发展格局。这一成绩的取得，主要得益于我国电力系统改造升级、跨区域输电通道建设、储能配套完善以及市场化消纳机制建立等多重举措的协同发力，为风电产业的规模化发展提供了坚实保障。

（二）技术迭代加速，大型化与智能化成主流发展方向

2025年，中国风能产业技术创新进入爆发期，在政策支持、企业发力、科研院所协同的多重推动下，风机大型化趋势持续深化，关键核心技术不断突破，智能化运维水平显著提升，产业链技术装备国产化率持续保持高位，技术实力达到全球领先水平，为产业高质量发展注入了强劲动力，也进一步巩固了我国在全球风能产业领域的技术优势。

近年来，我国始终高度重视风能产业的技术创新，将风电技术创新纳入国家科技创新体系的重点领域，加大科研投入力度，支持企业、科研院所开展关键核心技术攻关，建立健全产学研用协同创新体系，推动技术成果快速转化应用。2025年，全国风电产业科研投入达到380亿元，同比增长15.4%，占行业营业收入的比例达到3.2%，其中头部企业科研投入占比超过5%，为技术创新提供了充足的资金保障。同时，我国风电领域专利申请量持续位居全球第一，2025年新增专利申请量达1.2万件，其中发明专利占比45.8%，涵盖风机设计、核心零部件、智能化运维、储能融合等多个领域，彰显了我国风电产业的创新活力。

风机大型化成为行业共识，单机容量持续攀升，成为推动风电产业降本增效、提升发电效率的核心路径。2025年，国内新增风电装机平均单机容量达7160千瓦（7.16兆瓦），同比增长18.3%，大型化进程进一步加快，较2020年（平均单机容量4.2兆瓦）增长70.5%，五年间实现了单机容量的大幅跨越。其中，陆上风机平均单机容量突破7兆瓦，达到7.05兆瓦，同比增长17.5%，较2024年的6兆瓦实现了跨越式提升；海上风机平均单机容量达10.05兆瓦，同比增长19.4%，我国海上风电已全面迈入10兆瓦+时代，与全球海上风电先进水平保持同步，部分领域实现领先。

风机大型化的快速推进，主要得益于两大因素：一是技术的持续突破，随着风机设计、材料、制造工艺等技术的不断升级，风机单机容量的提升成为可能，尤其是碳纤维、高强度钢等新型材料的广泛应用，有效降低了风机重量、提升了风机强度，为大型化风机的研发制造提供了技术支撑；二是市场需求的驱动，大型化风机能够有效提升风电场的单机发电效率、降低单位千瓦建设成本与运维成本，尤其是在海上深远海、陆上低风速区域，大型化风机的优势更加明显，能够大幅提升风电场的投资回报率，因此受到整机企业、风电场运营商的广泛青睐。

从陆上风机来看，2025年国内陆上风电新增装机中，7兆瓦及以上机型占比达到48.2%，同比增长12.5个百分点，成为陆上风电新增装机的主流机型；5-7兆瓦机型占比达到35.6%，同比下降2.3个百分点；5兆瓦以下机型占比仅为16.2%，同比下降10.2个百分点，小型化机型逐步退出市场，陆上风电大型化趋势已不可逆转。同时，低风速风电技术持续优化，我国低风速区域（年平均风速低于6米/秒）风电装机占比达到38.5%，同比增长3.1个百分点，有效拓展了风电开发的地域范围，让更多原本不具备风电开发条件的区域实现了风电规模化开发。

从海上风机来看，2025年国内海上风电新增装机中，10兆瓦及以上机型占比达到72.3%，同比增长18.7个百分点，成为海上风电新增装机的绝对主流；8-10兆瓦机型占比达到21.5%，同比下降5.8个百分点；8兆瓦以下机型占比仅为6.2%，同比下降12.9个百分点，海上风机大型化速度远超陆上风机。与此同时，漂浮式海上风电技术持续突破，打破了传统固定式海上风电对水深的限制，为深远海风电开发提供了技术可能，2025年我国漂浮式海上风电示范项目达到12个，总装机容量达85万千瓦，较2024年增长61.5%，其中广东阳江、山东烟台、浙江舟山等区域的漂浮式示范项目已实现稳定并网发电，技术成熟度持续提升。

关键核心技术实现重大突破，行业创新成果不断涌现，多个领域达到全球领先水平，打破了国外企业在高端风电技术领域的垄断，提升了我国风电产业链的自主可控能力。2025年，我国风电行业接连诞生全球领先的技术成果，涵盖风机整机、核心零部件、控制系统等多个核心领域，彰显了我国在风电技术创新领域的硬实力。

在风机整机领域，明阳智能发布了全球首台50兆瓦超紧凑半直驱海上风电机组概念机，这一机型采用了超紧凑半直驱技术、新型复合材料叶片、智能控制系统等一系列前沿技术，单机容量达到50兆瓦，较目前全球最大的18兆瓦海上风机实现了跨越式提升，能够大幅提升深远海风电的开发效率、降低开发成本，引领海上风电技术向更高功率等级跨越，标志着我国在海上风机整机研发领域达到全球领先水平。

中国海装自主研发的18兆瓦海上风电机组顺利实现并网发电，这一机型是当时亚洲单机容量最大的海上风电机组，机组叶片长度达到126米，扫风面积达12469平方米，相当于1.75个标准足球场大小，单机年发电量可达7800万千瓦时，能够满足约30万户家庭一年的用电需求，机组采用了自主研发的直驱永磁技术、智能偏航控制技术、抗台风技术等核心技术，可靠性、稳定性与发电效率均达到全球先进水平，打破了国外企业在大型海上风机领域的技术垄断，实现了我国大型海上风机的自主化、国产化。

此外，金风科技发布了新一代8兆瓦陆上智能风机，采用了模块化设计、智能运维系统、低风速适配技术等，单机年发电量可达2200万千瓦时，较传统8兆瓦风机提升15%以上，运维成本降低20%以上，适配我国广大低风速区域的开发需求；远景能源推出了12兆瓦海上风电机组，采用了全功率变流技术、轻量化设计等，机组重量较同功率等级风机降低10%以上，建设成本降低8%以上，进一步提升了海上风电的经济性。

在核心零部件领域，我国风电零部件企业持续发力，关键零部件国产化率持续保持高位，核心技术实现重大突破，摆脱了对国外进口的依赖。叶片方面，中材科技、时代新材等企业研发的120米以上超长叶片实现规模化量产，采用了新型复合材料与优化设计，叶片强度、刚度与气动性能均达到全球先进水平，能够适配10兆瓦及以上大型风机，同时叶片使用寿命延长至25年以上，较传统叶片提升5年；发电机方面，上海电气、东方电气等企业研发的直驱永磁发电机、半直驱发电机实现自主化量产，功率等级覆盖1-18兆瓦，效率达到96.5%以上，较传统发电机提升2个百分点以上，能耗大幅降低；齿轮箱方面，南高齿、重齿股份等企业研发的大型风电齿轮箱实现技术突破，适配10兆瓦及以上海上风机，可靠性达到全球先进水平，故障率降低至0.5%以下，较传统齿轮箱下降1个百分点以上。

在控制系统领域，我国风电控制系统实现全面自主化，远景能源、金风科技等企业研发的智能控制系统，采用了AI算法、大数据分析、物联网等前沿技术，能够实现风机的精准控制、故障预测与高效运维，控制精度达到全球先进水平，有效提升了风机的发电效率与稳定性，降低了运维成本。同时，我国风电控制系统的国产化率达到99%以上，彻底打破了国外企业的技术垄断，保障了我国风电产业链的安全稳定。

智能化运维水平显著提升，数字化转型成效凸显，成为推动风电产业降本增效、提升运营效益的重要支撑。随着大数据、人工智能、物联网、云计算等数字技术的快速发展，我国风电产业加速推进数字化、智能化转型，智能运维成为行业发展的主流趋势，有效解决了传统风电运维“效率低、成本高、故障难预测”的痛点问题。

2025年，AI算法在风电场全域智能运维系统中得到广泛应用，覆盖风机状态监测、故障预测、运维调度、备件管理等多个环节，形成了“监测-分析-预测-处置”的全流程智能运维体系。通过在风机上安装传感器、摄像头等设备，实时采集风机的运行数据（如转速、电压、电流、温度、振动等），并通过大数据分析、AI算法对数据进行深度挖掘，能够精准识别风机的潜在故障，提前预测故障发生的时间、部位与原因，实现“早发现、早预警、早处置”，有效降低了风机故障停机时间，提升了风电场的运营效率。

数据显示，2025年我国风电场智能运维系统的普及率达到85%以上，较2024年提高12个百分点，其中大型风电场（装机容量10万千瓦及以上）智能运维普及率达到95%以上。通过智能运维系统的应用，风机故障预测准确率提升至92%，较2024年提高5个百分点，风机故障停机时间平均减少28%，风电场运维成本降低约15%，较传统运维模式节省大量人力、物力与财力成本，进一步提升了风电场的投资回报率与运营效益。

同时，数字化风电场建设持续推进，我国已建成数字化风电场超过1200座，占全国风电场总数的68%以上，数字化风电场通过整合风机运行数据、气象数据、电网数据等各类信息，实现了风电场的全景监测、智能调度与高效管理，能够根据风速变化、电网需求等实时调整风机运行状态，提升风电发电效率与消纳水平。此外，无人机巡检、机器人运维等新型运维模式在风电场中广泛应用，替代了传统的人工巡检，不仅提升了巡检效率（无人机巡检效率较人工提升5倍以上），还降低了巡检人员的安全风险，尤其适用于海上风电场、高山风电场等环境复杂的区域。

此外，风电储能融合技术持续优化，成为解决风电波动性、间歇性问题、提升风电消纳水平的重要技术路径。2025年，我国风电配套储能装机容量达到2800万千瓦，同比增长64.7%，风电与储能的融合应用覆盖了陆上风电、海上风电等多个领域，储能方式包括电化学储能、机械储能、氢能储能等多种类型。其中，电化学储能凭借响应速度快、调节灵活等优势，成为风电配套储能的主流方式，占风电配套储能总装机容量的82.3%；氢能储能作为一种新型储能方式，凭借储能密度高、可长期储能等优势，逐步实现示范应用，华能集团、国家电投等企业在多个风电项目中配套建设了氢能储能系统，实现了风电的“发-储-用”一体化发展。

（三）“反内卷”成效显著，行业经营状况稳步转暖

经历了前几年的低价恶性竞争、行业盈利承压的困境后，2025年中国风能产业“反内卷”工作取得阶段性显著成效，在政策引导、行业自律、市场调节的多重作用下，市场秩序逐步规范，风机价格企稳回升，产业链盈利水平全面改善，行业发展重回健康轨道，实现了从“规模竞争”向“价值竞争”的转型。

回顾2022-2024年，中国风电产业经历了一段艰难的“内卷”时期。由于行业产能过剩、市场竞争激烈，各大整机企业为了抢占市场份额，纷纷采取低价竞标策略，风机中标均价持续下滑，从2021年的2200元/千瓦降至2024年的1359元/千瓦，三年间下降了38.2%。低价恶性竞争导致整机企业盈利空间大幅压缩，多数企业陷入“赔钱抢单”的困境，部分企业甚至出现亏损，同时也影响了产品质量与服务水平，不利于行业的长期健康发展。此外，低价竞争还传导至上游零部件领域，零部件企业被迫降价，盈利承压，整个产业链陷入了“低价-低质-低盈利”的恶性循环。

2025年，随着《风电行业公平竞争自律公约》的签订、业主招标规则的优化以及市场供需关系的调整，我国风电行业“反内卷”工作取得了显著成效，行业竞争格局逐步优化，市场秩序持续规范，产业链盈利水平全面提升，行业发展迎来了新的转机。

风机价格企稳回升，整机企业经营压力缓解，盈利空间得到有效修复，彻底告别了“赔钱抢单”的恶性竞争模式。2025年，我国风机中标均价从2024年的约1359元/千瓦回升至1600元/千瓦左右，涨幅达到17.8%，价格回升态势明显，且逐步趋于稳定。从季度来看，2025年一季度风机中标均价为1480元/千瓦，二季度回升至1550元/千瓦，三季度达到1620元/千瓦，四季度稳定在1630元/千瓦，呈现出稳步回升、逐步企稳的良好态势。

风机价格回升的主要原因有以下几点：一是行业自律机制发挥作用，12家主要整机商签订自律公约后，主动规避低价恶性竞争，合理调整投标价格，推动风机价格回归合理区间；二是上游原材料价格上涨，钢材、铜、复合材料等风电核心原材料价格在2025年出现不同程度的上涨，推动风机生产成本上升，倒逼整机企业提高投标价格；三是市场供需关系改善，2025年风电新增装机规模大幅增长，市场需求旺盛，而整机企业产能扩张速度放缓，供需矛盾得到缓解，为风机价格回升提供了支撑；四是业主招标规则优化，不再单纯追求低价，而是更加注重产品质量、技术实力与运维服务水平，愿意为高质量产品支付更高的价格，推动风机价格向价值回归。

风机价格的回升，有效缓解了整机企业的经营压力，提升了企业的盈利水平。2025年，国内主要风电整机企业营收与净利润均实现同比增长，其中金风科技、远景能源、明阳智能等头部企业净利润同比增长均超过20%，经营性现金流明显好转，彻底摆脱了此前的亏损困境，企业发展信心持续增强。同时，风机价格的合理回升，也有利于整机企业加大科研投入，提升产品质量与技术水平，推动行业向高质量发展转型。

行业自律机制逐步建立，市场秩序持续规范，成为推动行业“反内卷”的核心力量。2025年，在行业协会的引导下，金风科技、远景能源、明阳智能、中国海装等12家国内主要风电整机企业共同签订了《风电行业公平竞争自律公约》，明确了“拒绝低价恶性竞争、坚持质量优先、规范投标行为、维护市场秩序”的核心原则，约定了风机投标的合理价格区间，建立了行业自律惩戒机制，对违反公约的企业进行通报批评、联合惩戒，有效遏制了低价恶性竞争的行为。

除了整机企业的自律之外，行业协会还积极发挥桥梁纽带作用，加强行业引导与监管，推动建立健全行业标准体系，规范企业的生产经营行为，提升行业整体发展质量。同时，行业协会还组织开展了风电产品质量认证、技术培训、交流合作等活动，促进企业之间的良性竞争与协同发展，推动行业形成“质量优先、技术引领、价值竞争”的良好发展氛围。

业主招标规则发生重大转变，成为推动行业“反内卷”的重要推手。2025年，国内风电项目业主（主要包括国家能源集团、华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投等五大发电集团以及地方能源企业）纷纷优化招标规则，彻底改变了此前“低价中标”的单一模式，建立了“质量+技术+价格+服务”的综合评标体系，其中产品质量、技术实力、运维服务水平的权重占比达到60%以上，价格权重占比降至40%以下，引导整机企业从“拼价格”转向“拼质量、拼技术、拼服务”。

在招标过程中，业主更加注重整机企业的技术实力、产品可靠性、运维服务能力以及过往项目业绩，优先选择技术先进、质量可靠、服务完善的企业，对于低价低质的产品坚决予以淘汰。例如，国家能源集团2025年风电项目招标中，明确要求投标风机的单机容量不低于7兆瓦，故障发生率不高于0.8%，运维服务响应时间不超过24小时，同时设置了最低投标价格门槛，有效遏制了低价恶性竞争。招标规则的优化，不仅推动了风机价格的合理回升，还引导整机企业加大技术创新与产品质量提升力度，推动行业向高质量发展转型。

产业链盈利水平全面改善，行业活力持续增强，整个产业链形成了良性循环的发展态势。2025年，随着风机价格的回升、市场秩序的规范以及行业需求的旺盛，风电产业链各环节（上游零部件、中游整机、下游风电场运营）的盈利状况均得到不同程度的改善，彻底摆脱了此前“全产业链盈利承压”的困境。

上游零部件领域，受益于风机价格回升、市场需求旺盛以及行业集中度提升，零部件企业盈利水平显著改善。2025年前三季度，风电零部件行业营业收入同比增长22.3%，净利润同比增长35.6%，其中叶片、发电机、齿轮箱等核心零部件企业净利润同比增长均超过30%。例如，中材科技2025年前三季度净利润同比增长32.8%，主要得益于叶片销量增长、价格回升以及产品结构优化；上海电气风电发电机业务净利润同比增长38.5%，受益于发电机需求旺盛、价格上涨以及国产化替代推进。同时，上游零部件行业集中度持续提升，中小零部件企业逐步被淘汰，头部零部件企业凭借技术优势、规模优势与质量优势，市场份额持续扩大，盈利水平进一步提升。

中游整机领域，随着风机价格回升、成本控制能力提升以及产品结构优化，整机企业盈利水平大幅改善。2025年前三季度，国内主要风电整机企业营业收入同比增长18.7%，净利润同比增长25.3%，其中头部整机企业净利润增速超过30%。例如，金风科技2025年前三季度营业收入同比增长20.1%，净利润同比增长31.2%，主要得益于风机销量增长、中标均价回升以及智能运维业务的快速发展；明阳智能2025年前三季度净利润同比增长35.7%，受益于海上风机销量增长、技术优势凸显以及50兆瓦风机概念机带来的品牌溢价。同时，整机企业纷纷优化产品结构，加大大型化、智能化风机的研发与生产力度，高端风机占比持续提升，进一步提升了企业的盈利空间。

下游风电场运营领域，受益于风电发电量增长、上网电价稳定以及运维成本降低，风电场运营商盈利水平稳步提升。2025年前三季度，国内主要风电场运营商营业收入同比增长15.8%，净利润同比增长18.9%，其中海上风电场运营商净利润增速超过25%。例如，华能水电2025年前三季度风电业务净利润同比增长28.3%，主要得益于风电发电量增长、风电消纳水平提升以及运维成本降低；龙源电力2025年前三季度净利润同比增长21.5%，受益于陆上风电基地规模化运营与海上风电项目的稳定贡献。同时，随着风电技术的进步与智能运维的普及，风电场运营效率持续提升，运维成本持续降低，进一步提升了风电场运营商的盈利水平。

此外，行业投资热度持续回升，2025年我国风电产业固定资产投资达到2850亿元，同比增长22.8%，其中风电项目建设投资2580亿元，同比增长21.5%，技术研发投资270亿元，同比增长35.0%。投资热度的回升，不仅为行业发展提供了充足的资金保障，还吸引了更多的社会资本进入风电产业，进一步增强了行业活力，推动了行业的持续健康发展。

（四）“双海”战略发力，成为行业增长核心引擎

2025年，中国风能产业积极推进“海上风电+海外市场”的“双海”战略，海上风电稳步推进、质量提升，海外市场快速扩张、规模创新高，两大领域协同发力、互补共进，成为我国风能产业增长的核心引擎，进一步拓宽了产业发展空间，提升了我国风电产业的全球竞争力，推动我国风电产业从“中国制造”向“中国智造+全球布局”转型。

近年来，我国始终将“双海”战略作为风能产业高质量发展的重要抓手，先后出台《海上风电开发建设管理办法》《关于推动风电装备产业高质量发展的实施方案》等政策文件，明确支持海上风电向深远海拓展，鼓励风电企业“走出去”，加快海外本土化产能布局，提升海外市场竞争力。2025年，在政策支持、技术突破、市场需求的共同推动下，“双海”战略取得显著成效，海上风电与海外市场均实现了跨越式发展，成为行业增长的新动力。

海上风电稳步发展，深远海布局启动，行业发展从“规模扩张”向“质量提升”转型，持续巩固全球领先地位。我国海上风能资源丰富，海岸线长达1.8万公里，可开发利用的海上风电资源储量超过20亿千瓦，发展潜力巨大。近年来，我国海上风电实现了快速发展，累计装机容量连续多年位居全球首位，成为全球海上风电发展的引领者。2025年，尽管我国海上风电新增装机同比有所下滑，但行业发展质量持续提升，深远海布局逐步启动，技术成熟度不断提高，产业链配套持续完善，呈现出“稳规模、提质量、向深远”的良好发展态势。

2025年，我国海上风电新增装机约556万千瓦，同比下降18.7%，新增装机下滑的主要原因有以下几点：一是部分沿海省份海上风电项目集中并网后，短期内新项目储备不足，导致新增装机有所减少；二是海上风电向深远海拓展过程中，建设难度加大、成本上升，项目推进速度有所放缓；三是行业对海上风电质量与可靠性的要求不断提高，企业更加注重项目建设质量，合理控制项目建设进度，避免盲目扩张。尽管新增装机有所下滑，但我国海上风电累计装机容量持续增长，截至2025年底，全国海上风电累计装机容量达4461万千瓦，同比增长14.2%，连续4年稳居全球首位，占全球海上风电累计装机容量的52.3%，远超英国（1.2亿千瓦）、德国（0.78亿千瓦）等国家，持续巩固了我国在全球海上风电领域的领先地位。

从区域分布来看，我国海上风电新增装机主要集中在江苏、广东、福建、浙江等沿海省份，形成了“长三角、珠三角、环渤海”三大海上风电产业集群。其中，江苏省海上风电新增装机达212万千瓦，同比下降12.3%，截至2025年底累计装机容量达1348万千瓦，约占全国总规模的30.2%，位居全国第一，每年能为长三角地区提供超300亿千瓦时的绿电，有效支撑了长三角地区能源结构转型与经济社会发展；广东省海上风电新增装机达158万千瓦，同比下降22.5%，累计装机容量达1126万千瓦，占全国总规模的25.2%，位居全国第二；福建省海上风电新增装机达105万千瓦，同比下降19.2%，累计装机容量达892万千瓦，占全国总规模的20.0%，位居全国第三；浙江省海上风电新增装机达81万千瓦，同比下降25.9%，累计装机容量达685万千瓦，占全国总规模的15.4%，位居全国第四。这四个省份海上风电累计装机容量合计达4051万千瓦，占全国海上风电总装机容量的90.8%，形成了规模化、集约化的海上风电开发格局。

深远海风电开发取得突破性进展，成为海上风电长期发展的重要方向。随着近岸海上风电资源的逐步开发殆尽，深远海（水深超过50米）已成为海上风电开发的新蓝海，也是我国海上风电未来的核心增长极。2025年，我国深远海风电规划正式启动，国家能源局印发《深远海风电开发规划（2025-2030年）》，明确了深远海风电的发展目标、重点任务与支持举措，提出到2030年，我国深远海风电累计装机容量达到1亿千瓦以上。

为推动深远海风电开发，2025年我国加大了深远海风电技术研发与示范项目建设力度，漂浮式海上风电技术持续突破，示范项目数量与规模大幅增长。2025年，我国漂浮式海上风电示范项目达到12个，总装机容量达85万千瓦，较2024年增长61.5%，其中广东阳江漂浮式海上风电示范项目（20万千瓦）、山东烟台漂浮式海上风电示范项目（15万千瓦）、浙江舟山漂浮式海上风电示范项目（12万千瓦）已实现稳定并网发电，技术成熟度持续提升，为深远海风电规模化开发提供了技术支撑。同时，深远海风电配套设施建设逐步推进，海上风电送出通道、海上换流站等配套设施逐步完善，有效解决了深远海风电“发得出、送得走”的问题。

此外，陆上大型风电基地建设持续推进，与海上风电形成协同发展态势，进一步完善了我国风电产业布局。2025年，国家电投乌兰察布600万千瓦风电基地、华能集团宁夏宁东500万千瓦风电基地、大唐集团内蒙古赤峰400万千瓦风电基地等一批陆上大型风电基地稳步推进，其中乌兰察布风电基地已实现全面并网发电，年发电量可达120亿千瓦时，能够满足约400万户家庭一年的用电需求。陆上大型风电基地的规模化建设，有效提升了我国风电装机规模与发电量，与海上风电协同发力，推动我国风能产业持续健康发展。

海上风电产业链配套持续完善，国产化率持续保持高位，为行业发展提供了坚实支撑。2025年，我国海上风电产业链各环节均实现了快速发展，叶片、发电机、齿轮箱、海上平台等核心零部件的国产化率达到98%以上，彻底摆脱了对国外进口的依赖。同时，海上风电施工技术持续提升，我国已具备了深远海风电施工的全流程能力，海上风电施工船、安装平台等装备的技术水平达到全球先进水平，能够满足深远海风电项目的建设需求。此外，海上风电运维服务体系逐步完善，专业的海上风电运维企业数量持续增加，运维技术与服务水平持续提升，有效降低了海上风电运维成本，提升了风电场的运营效率与稳定性。

海外市场快速扩张，出口规模创历史新高，海外本土化布局加速推进，成为我国风能产业的重要增长极，推动我国风电产业实现全球化发展。近年来，随着全球能源转型的加速推进，各国对风能等清洁能源的需求持续增长，为我国风电企业“走出去”提供了广阔的市场空间。2025年，我国风电企业积极抢抓全球能源转型机遇，加大海外市场开拓力度，加速海外本土化产能布局，海外市场实现了跨越式发展，出口规模创历史新高。

2025年，我国风电机组出口量达773.4万千瓦，同比增长48.9%，创历史最高水平，出口金额达128亿美元，同比增长52.3%，出口量与出口金额均实现大幅增长。从出口机型来看，大型化风机成为出口主流，7兆瓦及以上机型出口量达425.4万千瓦，占总出口量的55.0%，同比增长78.6%；5-7兆瓦机型出口量达216.6万千瓦，占总出口量的28.0%，同比增长32.1%；5兆瓦以下机型出口量达131.4万千瓦，占总出口量的17.0%，同比增长10.5%，大型化风机出口占比持续提升，反映出我国风电技术的全球竞争力持续增强。

从出口区域来看，我国风电机组出口市场覆盖全球80多个国家和地区，主要集中在欧洲、亚洲、非洲等区域，形成了多元化的出口格局。其中，欧洲市场是我国风电出口的第一大市场，2025年出口量达324.8万千瓦，同比增长62.3%，占总出口量的42.0%，主要出口国家包括德国、英国、法国、西班牙等传统风电强国，这些国家对风电技术要求较高，我国大型化、智能化风机凭借技术先进、质量可靠、性价比高的优势，逐步打开了欧洲高端市场；亚洲市场是我国风电出口的第二大市场，2025年出口量达232.0万千瓦，同比增长38.5%，占总出口量的30.0%，主要出口国家包括印度、越南、巴基斯坦、泰国等新兴市场国家，这些国家能源需求持续增长，风电市场发展潜力巨大，是我国风电出口的重要增长区域；非洲市场是我国风电出口的新兴市场，2025年出口量达116.0万千瓦，同比增长58.1%，占总出口量的15.0%，主要出口国家包括南非、埃及、肯尼亚等，我国风电企业凭借性价比优势与完善的服务，逐步扩大了在非洲市场的份额。

头部企业加速海外本土化产能布局，提升海外市场响应能力与竞争力，推动我国风电产业从“产品出口”向“产能输出、技术输出、服务输出”转型。2025年，金风科技、远景能源、明阳智能等国内风电头部企业纷纷加大海外本土化产能布局力度，在欧洲、亚洲、非洲等区域建设生产基地、研发中心与服务中心，实现了“本地化研发、本地化生产、本地化销售、本地化服务”，有效降低了生产成本、规避了贸易壁垒，提升了海外市场竞争力。

例如，金风科技在德国汉堡建设了海外研发中心与生产基地，专注于欧洲市场需求的风机研发与生产，2025年该基地产能达到100万千瓦，主要生产7-10兆瓦陆上与海上风机，产品主要供应欧洲市场，大幅提升了金风科技在欧洲市场的响应能力与竞争力；远景能源在印度古吉拉特邦建设了生产基地，产能达到80万千瓦，主要生产5-7兆瓦陆上风机，供应印度及周边国家市场，凭借本地化生产优势，远景能源在印度市场的份额持续扩大，2025年位居印度风电市场份额前三；明阳智能在南非建设了生产基地与服务中心，产能达到50万千瓦，主要生产6-8兆瓦陆上风机，供应非洲市场，同时提供本地化运维服务，逐步打开了非洲高端风电市场。

此外，我国风电企业积极参与全球风电项目建设，推动风电技术与服务“走出去”。2025年，我国风电企业参与了全球多个大型风电项目建设，包括德国北海100万千瓦海上风电项目、印度拉贾斯坦邦80万千瓦陆上风电项目、南非开普敦60万千瓦陆上风电项目等，凭借先进的技术、丰富的项目经验与完善的服务，赢得了海外客户的广泛认可，提升了我国风电产业的全球知名度与影响力。同时，我国风电企业积极参与全球风电标准制定，推动我国风电标准与国际标准接轨，提升了我国在全球风电领域的话语权。

政策支持力度持续加大，为风电企业“走出去”提供了坚实保障。2025年，我国进一步完善了支持风电企业“走出去”的政策体系，加大了对风电企业海外市场开拓、海外本土化产能布局、海外技术研发的支持力度，包括提供出口信贷、出口信用保险、财政补贴等，帮助企业规避海外市场风险、降低融资成本。同时，我国积极与全球各国开展能源合作，签订可再生能源合作协议，为风电企业“走出去”搭建了良好的合作平台，推动我国风电产业实现全球化发展。

（五）“风电+”新业态规模化落地，应用场景持续多元化

2025年，中国风能产业打破了单一发电应用模式的局限，积极推进“风电+”多元融合发展战略，推动风电与储能、制氢、海洋经济、农业、畜牧业等产业深度融合，“风电+”新业态从示范阶段走向规模化普及，成为行业新的增长点，进一步提升了风电的综合利用价值，拓宽了风电产业的发展空间，推动我国风能产业实现多元化、高质量发展。

随着我国风电产业的规模化发展，风电发电量持续增长，如何进一步提升风电的综合利用价值、解决风电波动性、间歇性问题、拓宽风电应用场景，成为行业高质量发展的重要课题。“风电+”多元融合发展，作为一种新型的风电应用模式，能够有效解决上述问题，实现风电的“发-储-用”一体化发展，提升风电的综合利用效率与经济价值，同时推动相关产业协同发展，形成多产业融合共生的良好发展格局。2025年，国家能源局明确将“非电利用”作为拓宽新能源利用途径的重要突破方向，出台多项政策支持“风电+”新业态发展，为“风电+”融合发展提供了坚实的政策保障。

“风电+储能”“风电+制氢”成为融合发展主流，技术成熟度持续提升，规模化应用步伐加快，有效提升了风电的综合利用价值与消纳水平。

“风电+储能”是解决风电波动性、间歇性问题、提升风电消纳水平的核心路径，也是“风电+”融合发展中最成熟、应用最广泛的模式。2025年，我国“风电+储能”融合应用持续扩大，风电配套储能装机容量达到2800万千瓦，同比增长64.7%，占风电累计装机容量的4.2%，较2024年提高1.2个百分点。其中，陆上风电配套储能装机容量达2240万千瓦，占风电配套储能总装机容量的80.0%；海上风电配套储能装机容量达560万千瓦，占风电配套储能总装机容量的20.0%，海上风电配套储能增速远超陆上风电。

从储能方式来看，“风电+储能”融合应用涵盖电化学储能、机械储能、氢能储能等多种类型，其中电化学储能凭借响应速度快、调节灵活、占地面积小等优势，成为风电配套储能的主流方式，2025年电化学储能占风电配套储能总装机容量的82.3%，主要包括锂电池储能、钒液流电池储能等；机械储能（主要包括抽水蓄能、压缩空气储能）占比达12.7%，主要应用于大型风电基地，能够实现大规模储能，提升风电消纳水平；氢能储能、热储能等新型储能方式占比达5.0%，虽然目前应用规模较小，但技术成熟度持续提升，未来发展潜力巨大。

2025年，我国多个大型风电基地均配套建设了储能系统，实现了风电与储能的协同运行。例如，国家电投乌兰察布600万千瓦风电基地配套建设了120万千瓦储能系统，采用锂电池储能与抽水蓄能相结合的方式，能够有效平抑风电波动，提升风电消纳水平，保障电力系统稳定运行，该基地风电与储能协同运行后，风电消纳率提升至98%以上；华能集团宁夏宁东500万千瓦风电基地配套建设了100万千瓦钒液流电池储能系统，钒液流电池具有寿命长、安全性高、可大规模储能等优势，能够实现风电的长期储能，提升风电的综合利用效率。

“风电+制氢”是推动风电“非电利用”、拓展风电应用场景的重要方向，能够实现风电的“发-储-用”一体化发展，将不稳定的风电转化为稳定的氢能，进一步提升风电的综合利用价值。2025年，我国“风电+制氢”融合应用从示范阶段走向规模化普及，建成了多个“风光制氢一体化”示范项目，总制氢能力达1.2万吨/年，同比增长87.5%，其中风电制氢占比达65.0%。

华能集团在吉林白城启动的“风光制氢一体化”示范项目，是我国目前规模最大的“风电+制氢”示范项目之一，该项目配套建设了200万千瓦风电项目与5000吨/年绿氢生产装置，采用风电发电直接制氢的方式，实现了风电清洁能源与氢能产业的深度融合，生产的绿氢主要用于化工、交通、冶金等领域，推动风电从“发电”向“制能”延伸，有效提升了风电的综合利用价值。同时，该项目还配套建设了氢储能系统，能够实现氢能的储存与再利用，进一步提升了风电的消纳水平与综合利用效率。

除了华能集团白城项目之外，2025年我国还建成了多个“风电+制氢”示范项目，包括国家电投内蒙古霍林河“风光制氢一体化”项目（年产绿氢3000吨）、大唐集团青海海西“风光制氢一体化”项目（年产绿氢2000吨）、华电集团新疆哈密“风光制氢一体化”项目（年产绿氢1500吨）等，这些项目的建成投运，标志着我国“风电+制氢”技术已达到规模化应用水平，为风电“非电利用”开辟了新路径。

“风电+制氢”的快速发展，不仅提升了风电的综合利用价值，还推动了氢能产业的发展，形成了“风电-氢能-相关产业”的协同发展格局。2025年，我国绿氢产量达到12万吨，其中风电制氢占比达65.0%，风电制氢已成为我国绿氢生产的核心方式之一。同时，风电制氢还推动了化工、交通、冶金等领域的绿色转型，例如，绿氢用于化工领域可替代化石能源制氢，减少碳排放；用于交通领域可作为燃料电池汽车的燃料，实现零排放；用于冶金领域可替代焦炭炼铁，推动钢铁行业绿色转型。

政策引导推动“非电利用”多元化发展，风电与海洋经济、农业、畜牧业等产业的融合应用持续深化，应用场景持续丰富，形成了多领域、多元化的发展格局，进一步释放了风电产业的发展潜力。

2025年，国家能源局印发《关于推动新能源非电利用的实施方案》，明确提出要推动风电、太阳能发电等新能源与制氢、制绿色甲醇、海水淡化、农业、畜牧业等产业深度融合，拓宽新能源利用途径，提升新能源综合利用价值，为“风电+”非电利用多元化发展提供了明确的政策指引。同时，各地也纷纷出台相关政策，支持“风电+”新业态发展，例如，江苏省出台政策，对“风电+海水淡化”“风电+制氢”项目给予财政补贴；内蒙古出台政策，支持“风电+畜牧业”“风电+农业”融合发展项目建设。

“风电+海洋经济”融合发展持续深化，成为海上风电多元化应用的重要方向。我国海上风能资源丰富，同时海洋经济发展潜力巨大，“风电+海洋经济”的融合发展，能够实现风能资源与海洋资源的协同利用，提升海上风电的综合利用价值。2025年，我国“风电+海洋经济”融合应用示范项目达到8个，主要包括“风电+海水淡化”“风电+海洋养殖”“风电+海上旅游”等模式。

其中，“风电+海水淡化”模式凭借协同优势，实现了风电与海水淡化的互利共赢。海上风电项目通常建设在沿海缺水区域，海水淡化需要大量电力，风电发电可直接为海水淡化装置提供电力，实现“风电发电-海水淡化-水资源利用”的一体化发展，既解决了海水淡化的电力需求，又提升了风电的消纳水平。2025年，我国建成了3个“风电+海水淡化”示范项目，包括山东烟台海上风电+海水淡化项目、浙江舟山海上风电+海水淡化项目、广东珠海海上风电+海水淡化项目，这些项目的海水淡化能力合计达15万吨/日，能够有效解决沿海区域的水资源短缺问题。

“风电+海洋养殖”模式实现了风电开发与海洋养殖的协同发展，提升了海洋资源的综合利用效率。海上风电场的风机基础周围可开展海水养殖，养殖海带、扇贝、牡蛎等海产品，同时风机的阴影效应能够为养殖生物提供适宜的生长环境，提升养殖产量与品质。2025年，我国“风电+海洋养殖”示范项目达到5个，主要分布在山东、江苏、广东等沿海省份，养殖面积达20万亩，年产海产品达10万吨，实现了风电开发与海洋养殖的互利共赢，既提升了海上风电项目的综合收益，又推动了海洋养殖产业的规模化、绿色化发展。例如，山东省烟台市海上风电场“风电+海洋养殖”示范项目。

三、2025年中国风能产业发展面临的挑战

2025年中国风能产业虽实现高质量发展的历史性跨越，成为全球风电产业发展的引领者，但在行业规模化扩张、技术持续突破、全球化布局的过程中，仍面临着产业链供应链韧性、电网消纳与配套、海外市场拓展、成本管控与技术迭代等多方面的挑战，这些问题成为制约行业持续健康发展的关键因素，需要行业各方协同发力加以解决。

（一）产业链供应链仍存短板，核心材料与高端装备配套待升级

我国风电产业链虽已实现高度国产化，但在部分核心材料、高端零部件及关键装备领域仍存在短板，供应链的稳定性与韧性面临考验。一方面，风机大型化、智能化发展对核心材料提出更高要求，碳纤维、高端环氧树脂、永磁体稀土材料等关键材料的高端产品仍存在部分进口依赖，且原材料价格受国际市场波动影响较大，2025年钢材、铜、复合材料等风电核心原材料价格的上涨，已直接推高风机生产成本，对产业链成本管控形成压力；另一方面，深远海风电开发所需的高端施工装备、海上换流站核心设备，以及智能运维所需的高精度传感器、高端芯片等，部分核心部件的技术精度与可靠性仍与国际先进水平存在差距，高端装备配套能力不足，制约了深远海风电与智能运维的规模化推进。

同时，风电产业链上下游协同性仍需提升，上游零部件企业与中游整机企业的研发协同、产能匹配存在滞后性，部分中小零部件企业技术水平偏低、产品质量参差不齐，在风机大型化趋势下逐步被市场淘汰，行业集中度提升过程中出现短期的供应链适配缺口，影响了整机企业的生产交付效率。此外，风电产业链的物流配套体系仍不完善，尤其是海上风电设备体积大、重量重，运输与安装的物流成本高、效率低，深远海风电设备的物流配套能力更是亟待提升。

（二）电网消纳与配套体系建设滞后，风电规模化发展受制约

尽管2025年我国风电弃风率降至3.1%，消纳工作取得显著成效，但随着风电装机规模的持续扩大，尤其是西北、华北等风电富集区域的大型风电基地与东部沿海海上风电的规模化开发，电网消纳与配套体系建设滞后的问题依然突出，成为制约风电规模化发展的核心瓶颈。一方面，跨区域输电通道建设进度与风电装机增长不匹配，西北、华北等地区的风电产能难以高效输送至华东、华中、华南等负荷中心，部分区域仍存在“窝电”现象，风电消纳的空间受限；另一方面，配电网的改造升级滞后，分散式风电、分布式风电项目的接入能力不足，部分低风速区域的风电项目因配电网容量有限，无法实现全额并网发电，影响了项目的投资回报率。

此外，电力系统的调峰调频能力不足，风电的波动性、间歇性特征对电力系统的稳定性提出更高要求，而我国抽水蓄能、燃气调峰等调峰电源的建设进度缓慢，储能配套虽实现快速增长，但储能的商业化运营机制仍不完善，储能成本偏高，风电与储能的协同运行效率有待提升，部分风电项目的储能配套仅满足政策要求，未实现真正的市场化消纳，难以从根本上解决风电的消纳难题。

（三）海外市场拓展面临多重壁垒，全球化布局难度加大

2025年我国风电海外市场虽实现快速扩张，出口规模创历史新高，但在全球化布局过程中，面临着贸易壁垒、技术标准、地缘政治、本土化竞争等多重挑战，海外市场拓展的难度持续加大。一方面，贸易保护主义抬头，部分欧美国家出台了风电设备进口关税、本地产能比例要求等贸易壁垒政策，例如欧洲部分国家要求风电项目的本地零部件占比不低于60%，抬高了我国风电设备的出口门槛，增加了企业的海外市场拓展成本；另一方面，国际风电技术标准与我国存在差异，欧美等高端市场对风电设备的质量、环保、安全等方面的标准要求更高，我国风电标准与国际标准的接轨程度仍需提升，部分产品因未能满足国际标准而错失市场机会。

同时，地缘政治风险加剧，部分国家的能源政策存在不确定性，风电项目的审批流程复杂、周期长，增加了企业海外项目的投资风险；此外，海外本土风电企业与国际风电巨头的竞争日趋激烈，我国风电企业在海外的品牌影响力、本地化服务能力仍有待提升，部分新兴市场国家的风电市场被国际巨头占据，我国企业的市场开拓难度较大。而我国风电企业的海外本土化产能布局仍处于初级阶段，仅头部企业在欧洲、亚洲、非洲等区域建设了生产基地，中小风电企业缺乏海外本土化布局的资金与能力，难以有效规避贸易壁垒与市场风险。

（四）成本管控压力犹存，技术迭代与商业化平衡难度大

2025年风机价格虽企稳回升，产业链盈利水平全面改善，但行业的成本管控压力仍未完全缓解，且技术迭代与商业化应用之间的平衡难度加大。一方面，风机大型化、深远海风电开发虽能实现长期降本增效，但短期来看，大型化风机的研发投入、生产制造成本，以及深远海风电的建设、施工、运维成本均大幅高于传统风电项目，2025年我国海上风电向深远海拓展过程中，建设难度加大、成本上升，已导致部分项目推进速度放缓；另一方面，风电核心原材料价格受国际市场波动影响较大，未来钢材、铜、碳纤维等原材料价格仍存在上涨风险，将持续对产业链成本管控形成压力。

同时，风电技术的快速迭代对企业的研发投入与商业化能力提出更高要求，2025年我国风电行业虽诞生了50兆瓦海上风机概念机、18兆瓦海上并网风机等全球领先的技术成果，但部分前沿技术仍处于研发或示范阶段，尚未实现规模化商业化应用，技术转化效率有待提升。而企业为保持技术领先，需持续加大科研投入，2025年全国风电产业科研投入达380亿元，头部企业科研投入占比超5%，高额的研发投入对企业的盈利水平形成一定压力，如何在技术迭代与商业化应用之间实现平衡，成为风电企业面临的重要难题。

（五）行业人才供给不足，专业人才结构失衡

风能产业的高质量发展，尤其是风机大型化、智能化、深远海化与全球化发展，对专业人才的需求持续提升，但目前我国风电行业人才供给不足、专业人才结构失衡的问题日益突出，成为制约行业发展的重要软实力瓶颈。一方面，风电行业的复合型高端人才短缺，既掌握风机设计、核心零部件研发等核心技术，又熟悉智能运维、储能融合、海外项目管理的复合型人才稀缺，难以满足行业技术创新与全球化布局的需求；另一方面，风电行业的实操型专业人才不足，深远海风电施工、海上风电运维、智能风电场运营等领域的实操型人才缺口较大，尤其是海上风电运维工作环境恶劣、专业性要求高，难以吸引和留住专业人才。

同时，风电行业的人才培养体系与行业发展需求存在脱节，高校的风电相关专业设置滞后于行业技术发展，课程内容仍以传统风电技术为主，缺乏风机大型化、智能化、深远海化等前沿技术的相关教学，导致高校培养的人才难以快速适应行业发展需求。而行业内的人才培训体系不完善，企业对员工的前沿技术与实操能力培训投入不足，人才的专业能力提升速度滞后于技术迭代速度，进一步加剧了行业的人才缺口。

四、2025年中国风能产业发展的机遇

在全球能源转型加速、我国“双碳”目标持续推进、能源安全战略深入实施的大背景下，2025年中国风能产业虽面临诸多挑战，但同时也迎来了政策持续支持、市场需求旺盛、技术创新赋能、全球化合作深化、“风电+”融合发展等多重发展机遇，为行业持续高质量发展提供了广阔的空间，推动我国风电产业从“全球领先”向“全球引领”迈进。

（一）政策持续加码，为行业发展提供坚实的政策保障

我国始终将风能产业作为能源结构转型的核心抓手，2025年作为“十四五”规划收官之年，国家及地方层面出台了一系列支持风电产业发展的政策文件，政策持续加码为行业发展提供了坚实的保障。一方面，国家能源局、发改委等部门印发《深远海风电开发规划（2025-2030年）》《关于推动新能源非电利用的实施方案》等政策，明确了深远海风电、“风电+”融合发展等领域的发展目标、重点任务与支持举措，为行业发展指明了方向；另一方面，地方政府结合区域风能资源特点，出台了针对性的风电发展政策，例如江苏省对“风电+海水淡化”“风电+制氢”项目给予财政补贴，内蒙古支持“风电+畜牧业”“风电+农业”融合发展，各地的政策支持推动了风电产业的区域协同发展。

同时，“十五五”规划的编制与谋划，将进一步明确风能产业在我国能源体系中的核心地位，预计未来将出台更多支持风电技术创新、深远海开发、海外市场拓展、产业链供应链升级的政策，持续为风电产业发展赋能。此外，我国电力市场化改革持续深化，风电上网电价机制、市场化消纳机制不断完善，为风电产业的市场化发展提供了良好的政策环境，推动风电产业从政策驱动向政策与市场双驱动转型。

（二）全球能源转型加速，海内外市场需求持续旺盛

全球范围内，“双碳”目标已成为各国的共识，能源转型加速推进，风能作为全球能源转型的核心赛道，市场需求持续旺盛，为我国风电产业发展提供了广阔的市场空间。一方面，国内市场需求保持高位，2025年我国全社会用电量达9.8万亿千瓦时，同比增长4.2%，工业、居民等用电需求持续增长，对清洁能源的需求日益迫切，而我国非化石能源消费比重仅达22.8%，距离2030年25%的目标仍有差距，风电作为非化石能源的核心组成部分，未来装机规模仍有较大的增长空间；同时，我国陆上风电向低风速区域拓展、海上风电向深远海开发，以及分散式风电、分布式风电的规模化发展，将进一步释放国内风电市场的需求潜力。

另一方面，海外风电市场迎来爆发式增长，欧美等传统风电强国持续加大风电开发力度，印度、越南、巴基斯坦等新兴市场国家能源需求增长迅速，风电市场发展潜力巨大，而我国风电产业凭借技术领先、性价比高、产业链完整的优势，在全球风电市场的竞争力持续增强，2025年我国风电机组出口量同比增长48.9%，出口市场覆盖全球80多个国家和地区，未来海外市场将成为我国风电产业增长的重要引擎。

（三）技术创新持续赋能，推动行业向高端化、智能化发展

2025年我国风电产业技术创新进入爆发期，风机大型化、智能化、深远海化技术持续突破，关键核心技术实现全球领先，技术创新成为推动行业向高端化、智能化发展的核心动力，也为行业发展带来了新的机遇。一方面，风机大型化趋势持续深化，2025年国内新增风电装机平均单机容量达7160千瓦，海上风机全面迈入10兆瓦+时代，大型化风机的规模化应用将持续推动风电降本增效，提升风电场的投资回报率；同时，漂浮式海上风电技术、低风速风电技术的持续突破，有效拓展了风电开发的地域范围，让深远海、低风速区域成为风电开发的新蓝海，进一步释放了风电产业的发展潜力。

另一方面，人工智能、大数据、物联网等数字技术与风电产业的深度融合，推动风电产业向智能化转型，2025年我国风电场智能运维系统普及率达85%以上，数字化风电场建成超1200座，智能运维、数字化风电场的规模化应用，有效提升了风电产业的运营效率、降低了运维成本；同时，风电储能融合技术、风电制氢技术的持续优化，解决了风电的波动性、间歇性问题，提升了风电的综合利用价值，推动风电产业从单一发电向“发电+储能+制能”多元化发展。此外，我国风电领域的专利申请量持续位居全球第一，2025年新增专利申请量达1.2万件，充足的创新成果为行业技术迭代提供了坚实的支撑，推动我国风电产业持续保持全球技术领先地位。

（四）产业链供应链持续完善，自主可控能力稳步提升

2025年我国风电产业链供应链持续完善，国产化率持续保持高位，核心技术实现重大突破，产业链自主可控能力稳步提升，为行业高质量发展提供了坚实的产业支撑。一方面，风电核心零部件的国产化率持续提升，2025年我国海上风电核心零部件的国产化率达98%以上，叶片、发电机、齿轮箱等核心零部件的高端产品实现规模化量产，中材科技、时代新材等企业的120米以上超长叶片，上海电气、东方电气等企业的直驱永磁发电机，均达到全球先进水平，彻底摆脱了对国外进口的依赖；同时，产业链上下游协同性持续提升，头部整机企业与零部件企业建立了深度的研发协同与产能匹配机制，行业集中度持续提升，头部企业凭借技术、规模、质量优势，进一步巩固了市场地位，推动产业链供应链向高端化、集约化发展。

另一方面，我国风电产业链的配套能力持续提升，海上风电施工技术、物流配套体系不断完善，我国已具备深远海风电施工的全流程能力，海上风电施工船、安装平台等装备的技术水平达到全球先进水平；同时，风电产业与新材料、高端装备、数字经济等产业的融合发展，推动了产业链的延伸与升级，形成了“风电+新材料”“风电+高端装备”“风电+数字经济”的产业协同发展格局，进一步提升了产业链供应链的韧性与稳定性。

（五）“风电+”融合发展深化，应用场景持续多元化

2025年我国“风电+”多元融合发展战略深入推进，“风电+储能”“风电+制氢”等主流模式从示范阶段走向规模化普及，风电与海洋经济、农业、畜牧业等产业的融合应用持续深化，应用场景持续多元化，为行业发展开辟了新的增长点。一方面，“风电+储能”“风电+制氢”成为风电产业发展的重要方向，2025年我国风电配套储能装机容量达2800万千瓦，“风光制氢一体化”示范项目总制氢能力达1.2万吨/年，风电与储能、制氢的融合发展，有效解决了风电的消纳难题，提升了风电的综合利用价值，推动风电从“发电”向“制能”延伸，形成了“风电-储能-氢能”的协同发展格局。

另一方面，风电与海洋经济、农业、畜牧业等产业的融合应用持续拓展，“风电+海水淡化”“风电+海洋养殖”“风电+农业种植”“风电+畜牧业养殖”等新业态规模化落地，2025年我国建成8个“风电+海洋经济”示范项目、多个“风电+农业/畜牧业”融合发展项目，这些新业态不仅提升了风电项目的综合收益，还推动了相关产业的绿色转型，形成了多产业融合共生的良好发展格局。同时，国家能源局将“非电利用”作为拓宽新能源利用途径的重要突破方向，出台多项政策支持“风电+”新业态发展，为“风电+”融合发展提供了坚实的政策保障，未来“风电+”融合发展的应用场景将进一步丰富，成为风电产业持续增长的新动力。

五、中国风能产业未来发展趋势展望

结合2025年中国风能产业的发展现状、挑战与机遇，未来我国风能产业将持续沿着技术高端化、布局深远化、市场全球化、应用多元化、产业协同化的方向发展，逐步实现从“规模扩张”向“质量提升、价值创造”的全面转型，成为我国实现“双碳”目标、保障能源安全、推动能源结构转型的核心力量，同时持续引领全球风能产业的发展，为全球能源转型贡献更多中国智慧与中国方案。

（一）技术迭代持续加速，风机大型化向更高功率等级跨越

未来，风机大型化仍将是我国风电产业降本增效、提升发电效率的核心路径，风机单机容量将向更高功率等级跨越，陆上风机将逐步迈入8-10兆瓦时代，海上风机将向15兆瓦以上甚至更高功率等级发展，50兆瓦海上风机概念机的相关技术将逐步实现落地与商业化应用。同时，风机设计将更加注重轻量化、高效化、智能化，碳纤维、高强度钢、新型环氧树脂等高端材料的应用比例将持续提升，有效降低风机重量、提升风机强度与发电效率；低风速风电技术、抗台风风电技术、低温风电技术等将持续优化，进一步拓展风电开发的地域范围，实现风能资源的最大化利用。

在核心零部件领域，叶片、发电机、齿轮箱等核心零部件将向大型化、高端化、智能化发展，150米以上超长叶片、20兆瓦以上直驱永磁发电机、高端海上风电齿轮箱将实现规模化量产，核心零部件的可靠性、稳定性与使用寿命将进一步提升；在控制系统领域，AI算法、大数据、物联网等数字技术的应用将持续深化，风电智能控制系统将向精准化、自主化、协同化发展，实现风机的全域智能控制、故障精准预测与风电场的协同调度，进一步提升风电产业的运营效率。

（二）海上风电向深远海全面拓展，成为行业核心增长极

随着近岸海上风电资源的逐步开发殆尽，深远海将成为我国海上风电未来发展的核心主战场，《深远海风电开发规划（2025-2030年）》提出的到2030年深远海风电累计装机容量达1亿千瓦以上的目标，将推动我国海上风电向深远海全面拓展。未来，漂浮式海上风电技术将成为深远海风电开发的核心技术，漂浮式海上风电示范项目将实现规模化发展，漂浮式风机的单机容量将持续提升，施工、安装、运维技术将持续完善，成本将逐步下降，推动深远海风电实现商业化规模化开发。

同时，海上风电的产业链配套将持续升级，海上风电施工船、安装平台、海上换流站等高端装备的国产化率将进一步提升，海上风电的物流、施工、运维体系将更加完善，有效降低深远海风电的建设与运营成本；海上风电与海洋经济的融合发展将持续深化，“风电+海水淡化”“风电+海洋养殖”“风电+海上旅游”“风电+海上制氢”等新业态将成为深远海风电开发的重要模式，实现风能资源与海洋资源的协同利用，提升海上风电的综合利用价值与项目收益。

（三）海外市场布局持续深化，从“产品出口”向“全产业链出海”转型

未来，随着全球风电市场需求的持续旺盛，我国风电企业将持续加大海外市场开拓力度，海外市场布局将从单一产品出口向全产业链出海、本土化布局转型，成为我国风电产业增长的重要引擎。头部风电企业将持续加快海外本土化产能布局，在欧洲、亚洲、非洲、美洲等区域建设更多的生产基地、研发中心与服务中心，实现“本地化研发、本地化生产、本地化销售、本地化服务”，有效规避贸易壁垒、降低生产成本、提升市场响应能力；中小风电企业将依托头部企业的产业链优势，参与海外风电项目的配套与合作，形成“头部企业引领、中小企协同”的海外出海格局。

同时，我国风电企业将持续参与全球风电标准制定，推动我国风电标准与国际标准接轨，提升我国在全球风电领域的话语权与影响力；积极参与全球大型风电项目建设，尤其是海外深远海海上风电项目、大型陆上风电基地项目，凭借先进的技术、丰富的项目经验与完整的产业链优势，赢得更多海外市场份额。此外，我国风电产业将与海外能源企业、科研机构开展深度的技术合作与交流，共同推动全球风电技术的创新与发展，实现全球化合作共赢。

（四）“风电+”融合发展全面普及，非电利用成为重要发展方向

未来，“风电+”多元融合发展将从规模化落地向全面普及转型，风电的应用场景将进一步多元化，非电利用将成为风电产业高质量发展的重要突破方向。“风电+储能”将成为风电开发的标配，储能与风电的协同运行机制将更加完善，储能成本将逐步下降，电化学储能、机械储能、氢能储能等多种储能方式将实现协同发展，有效解决风电的波动性、间歇性问题，提升风电的消纳水平与电力系统的稳定性；“风电+制氢”将实现规模化商业化发展，风电制氢将成为我国绿氢生产的核心方式，绿氢将广泛应用于化工、交通、冶金、建筑等领域，推动相关产业的绿色转型，形成“风电-氢能-实体经济”的协同发展格局。

同时，风电与农业、畜牧业、海洋经济、工业制造等产业的融合发展将持续深化，“风电+农业种植”“风电+畜牧业养殖”“风电+海水淡化”“风电+绿色甲醇”“风电+冶金”等新业态将在全国范围内实现规模化普及，风电项目将从单一的发电项目转变为多产业融合的综合能源项目，进一步提升风电的综合利用价值与项目收益，推动风电产业与实体经济的深度融合发展。

（五）产业链供应链协同升级，打造自主可控的高端产业链

未来，我国风电产业链供应链将持续协同升级，朝着高端化、智能化、集约化、自主化的方向发展，打造自主可控、安全稳定的高端风电产业链。一方面，产业链上下游企业将加强深度协同，整机企业与零部件企业、科研院所将建立更加紧密的产学研用协同创新体系，共同开展核心技术、高端材料、高端装备的研发攻关，突破碳纤维、高端芯片、高精度传感器等领域的技术短板，实现核心材料与高端装备的全面自主化；另一方面，行业集中度将持续提升，中小零部件企业将逐步被淘汰或整合，头部企业将凭借技术、规模、质量、品牌优势，进一步巩固市场地位，形成“头部引领、梯队发展”的产业链格局。

同时，风电产业链将与新材料、高端装备、数字经济、储能、氢能等产业深度融合，推动产业链的延伸与升级，形成“风电+”产业链生态体系；风电产业的数字化、智能化转型将持续深化，数字技术将全面应用于风电研发、生产、施工、运维等全流程，实现产业链供应链的数字化管控，提升产业链的运行效率与韧性。此外，我国将持续完善风电产业链供应链的保障体系，加强核心原材料的战略储备，推动风电物流、施工、运维等配套体系的升级，为产业链供应链的稳定运行提供坚实保障。

（六）电力市场化改革深化，风电市场化发展水平持续提升

未来，我国电力市场化改革将持续深化，风电的市场化发展水平将持续提升，从政策驱动向政策与市场双驱动转型成为必然趋势。风电上网电价将全面实现市场化，风电企业将通过参与电力市场交易、绿电交易、碳交易等方式，提升项目的盈利水平；风电市场化消纳机制将进一步完善，跨区域输电通道的市场化配置机制、风电与储能的联合交易机制将逐步建立，有效解决风电消纳难题，实现风电资源的全国优化配置。

同时，绿电、绿证、碳交易市场的协同发展将持续推进，风电的环境价值将进一步凸显，风电企业将通过绿电交易、碳交易获得额外的收益，提升风电项目的投资回报率；电力系统的调峰调频能力将持续提升，抽水蓄能、燃气调峰、储能等调峰电源的建设将加快推进，电力系统的灵活性与稳定性将进一步增强，为风电的规模化发展提供良好的系统支撑。此外，地方政府将逐步减少对风电产业的直接财政补贴，转而通过市场化手段引导风电产业发展，推动风电产业实现高质量的市场化发展。

六、结语

2025年，作为我国“十四五”规划实施的收官之年，中国风能产业历经多年的发展积淀与攻坚克难，实现了规模化扩张与高质量发展的双向并行，完成了从“规模竞争”向“价值竞争”的历史性转型，创下了装机规模新高、技术全球领先、价格企稳回升、应用多元拓展的亮眼成绩，新能源占比首次超越火电，标志着我国电力系统正式进入清洁能源主导的新时代，为我国“双碳”目标推进与能源结构转型奠定了坚实的基础。

当前，我国风能产业虽已成为全球风电产业发展的引领者，但在产业链供应链韧性、电网消纳配套、海外市场拓展、成本管控、人才供给等方面仍面临诸多挑战。但放眼未来，在全球能源转型加速、我国“双碳”目标持续推进、政策持续加码、技术创新赋能的大背景下，我国风能产业迎来了海内外市场需求旺盛、“风电+”融合发展深化、产业链供应链持续完善的多重发展机遇，未来发展前景广阔。

展望未来，我国风能产业将持续以技术创新为核心驱动力，推动风机大型化、智能化、深远海化发展，加快海上风电向深远海拓展，深化海外市场全产业链布局，推动“风电+”融合发展全面普及，实现产业链供应链的协同升级与自主可控，持续提升行业的市场化发展水平。同时，行业各方需协同发力，共同解决发展过程中面临的挑战，推动风能产业向更高质量、更高效率、更可持续的方向发展。

风能产业作为我国清洁能源体系建设的核心支柱，不仅是我国实现“双碳”目标、保障能源安全、优化能源结构的重要抓手，更是推动我国制造业高端化、智能化、绿色化发展的重要载体。未来，随着我国风能产业的持续高质量发展，将为我国经济社会发展提供清洁、低碳、安全、高效的能源保障，同时为全球可再生能源发展贡献更多可复制、可推广的中国经验，推动全球能源转型与可持续发展，携手共建清洁美丽的世界。

七、数据来源与免责声明

（一）数据来源

本报告所引用的所有数据均来自公开、合法、权威的渠道，主要包括但不限于：1.  政府及相关部门公开数据：国家能源局、国家发展和改革委员会、中国气象局等部门发布的官方统计数据、政策文件及年度报告，其中风能资源相关基础数据来源于中国气象局风能太阳能中心编制的《2025年中国风能太阳能资源年景公报》及“CMA-WER 1.0”数据集；2.  行业协会数据：中国可再生能源学会、中国电力企业联合会等行业组织发布的行业统计报告、市场分析数据；3.  企业公开信息：风电产业链重点企业发布的年度报告、产能数据、技术成果公告；4.  第三方研究数据：国内外权威研究机构、咨询公司发布的风电产业研究报告、市场调研数据；5.  公开学术成果：风电领域核心期刊、学术会议发布的相关研究数据及技术成果。

本报告对部分原始数据进行了合理整理、分析与测算，确保数据引用的准确性、时效性和关联性，所有数据仅用于本报告产业分析与趋势展望，不构成任何商业用途。

（二）免责声明

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