项目进展与政策背景 - 截至2025年9月底，已有超过1550万千瓦的“驭风行动”项目确定了投资主体 [1][3] - “千乡万村驭风行动”旨在通过利用乡村闲置土地开发风电，为村集体增收，原则上每个行政村装机不超过20兆瓦 [2] - 中国陆上150米高度风能资源实际潜力约为59亿千瓦，而2024年风电装机容量为5.21亿千瓦，仅占技术可开发量的9.5% [3] 风电开发面临的挑战 - 项目推进在政策定位、土地保障、资源评估、机制设计、集约用地等环节存在难题 [1][4] - 土地是核心难题，单台风机建造期间占地约2000平方米，农村土地转建设用地限制多 [5][6] - 风机选址需满足风资源、土地收益分配、电网条件、交通、安全等多项要求，如与村庄距离需大于600米 [7] - 乡村风电项目缺乏专门测风塔数据，风资源评估难度大，且农村电网具有多样性和不稳定性 [8] 用地解决方案与政策导向 - 项目优先选择零散空闲土地，如利用沙地、恢复耕种，有案例将单台风机占地缩小至36平方米 [6] - 相关政策正推进修订，未来将允许以租赁、点状供地等方式获取用地，打破“必须为永久建设用地”的限制 [8] - 风电场用地优先鼓励使用未利用地、存量建设用地、“沙戈荒”区域等，限制湿地，禁止占用永久基本农田 [9] 投资成本与收益模式 - 风电项目投建要求高、审批流程长、投资额高，一台6.25兆瓦风电机组动态投资约4000万元 [11] - 一个20兆瓦风电项目总投资约1.4亿元，融资额度可达1.3亿元，项目电价为0.391元/千瓦时 [11] - 主要合作主体为村集体，形成了集体持股型、基础换资源型、土地嵌合型、产业带动型四种收益模式 [12] - 具体案例中，建有两台风机的村集体每年固定收益44万元，建有一台的年收益20万元，合作期20年 [12]

政策背景与目标 - 国家发改委、能源局、农业农村部于2024年4月1日联合印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》，旨在“十四五”期间于农村地区建成一批就地就近开发的风电项目 [1] - 政策目标为探索“村企合作”风电投资建设新模式和“共建共享”收益分配新机制，原则上每个行政村风电装机不超过20兆瓦 [1] - 截至2025年9月底，已有超过1550万千瓦的“驭风行动”项目确定了投资主体 [2] 市场潜力与资源禀赋 - 中国陆上150米高度风能资源实际潜力约为59亿千瓦，而2024年风电装机容量为5.21亿千瓦，仅占技术可开发量的9.5% [2] - 未开发风电资源中，中东部农村地区将成为未来风电增长的主战场 [2] 核心挑战：土地利用 - 土地问题是乡村风电开发核心难题，单台功率2-5兆瓦风机本身占地180-450平方米，但建设期间因配套设施总占地可达约2000平方米 [3] - 农村土地转建设用地存在限制，项目多优先选择零散空闲土地，如宁夏项目利用沙地，河南项目通过恢复耕种将单台风机占地缩小至36平方米 [3] - 政策正寻求突破，修订中的《风力发电站建设项目用地控制指标》将允许以租赁、点状供地等方式获取用地，打破“必须为永久建设用地”的限制 [5] 选址与技术要求 - 风机选址需满足风资源禀赋（如140米高程风速超过7米/秒）、土地收益分配、电网条件、交通（临近公路）及安全距离（如离村庄大于600米）等多重要求 [4] - 乡村风电项目缺乏专门测风塔数据，且位于复杂地形，风资源评估难度大；农村电网具有不稳定性，要求机组具备构网型性能 [5] - 需关注噪声、光影等环境影响，选址应避开居民区、学校、医院等敏感区域，或探索“白天正常运行、晚上限制功率”的运行模式 [4][5] 项目经济性与投资 - 风电项目投建要求高、审批流程长、投资额高，开发商以国央企为主，一台6.25兆瓦风电机组工程动态投资约4000万元，项目落地时间需半年左右 [7] - 分散式风电单瓦成本高于集中式风电，以江苏某20兆瓦项目为例，总投资约1.4亿元，融资额度1.3亿元，融资年限18年，电价为0.391元/千瓦时 [7] - 建议同一实控人下的多个分散式项目以“资产包”形式整合，以提高审批效率、降低管理难度和运维成本 [7] 收益分配与合作模式 - 项目合作主体主要为村集体，需搭建合理共建和利益分配机制，例如沈阳两村与开发商组建合资公司，村委会代表村民持有资产 [8] - 具体收益案例：建有两台机组的村每年固定收益44万元，建有一台机组的村每年收益20万元，合作期20年，收益用于村集体补贴、基建、产业发展等 [8] - 目前已形成四种主要模式：集体持股型、基础换资源型、土地嵌合型、产业带动型，收益分配方式需在立项阶段明确 [8][9]

**风电主机投资机会深度解读 20250907 会议纪要关键要点** 行业与公司 * 涉及风电主机行业及海上风电领域 重点关注国内风电主机企业如金风科技等[1][3][9] * 行业涵盖陆上风电 海上风电及海外新兴市场风电项目[1][3][18] 核心观点与论据 政策与规划推动 * 国内海上风电项目审批预计2024年底至2025年春节前后集中批复和开工 深远海规划有望同期出台[1][3] * 国家能源局会议提及深远海海上风电开发 对板块形成积极推动[3] * "风电下乡"政策（千乡万村驭风行动）2024年已有超过16GW示范项目落地 2025年推进速度快[13] * "上大压小"政策推动老旧风机替换 潜在新增设备需求是退役容量的3~4倍[13] 价格与盈利修复 * 2025年下半年国内风电主机ASP和毛利率预计环比修复 2026年上半年交付价格获支撑[1][5] * 2024年10月至2025年6月陆上风机中标价格上涨5%~10% 将在2026年上半年交付中体现[1][5] * 2026年陆上风电装机预计100~110GW 因单位盈利修复实现扭亏为盈[1][7][8] * 2025年行业装机容量预计127GW 陆上风电部分企业仍亏损但同比扭亏[1][7] 招标与装机量 * 2025年全年招标量预计130~140GW 同比下降约20% 但仍处于较高水平[1][6] * 2026年陆上风电装机预测谨慎但下半年可能上修 海上风电2025年压力大（全年装机量7~8GW） 2026年进入实质性招标和施工阶段[3][12] 海外市场拓展 * 2025年海外新增订单预计创新高 交付周期2~3年 2026年起海外出口交付显著提升制造业务利润[1][9] * 金风科技海外业务发展较早 2024年下半年和2025年上半年业绩超预期且放量趋势持续[9] * 中国企业在新兴市场国家陆上风电装机占比预计2030年达80%~90%[3][19][20] * 中国风机价格优势显著（售价约为西方厂商1/4至1/5） 产品认证和银行融资性提升[21][23] 电站业务与估值 * 存量发电竞价比例提升导致平均上网电价小幅下降 但企业电站业务开发建设态度积极[10] * 2025年下半年项目开发节奏恢复 2026年整体转让数量预计大幅提升 带动制造业利润增长[2][10] * 制造业务利润占比提升将对主机企业整体估值体系产生正向影响[3][11] 成本与技术因素 * 2024年前五家企业市场份额达75% 较2020年65%提升10个百分点 行业集中度提升[15] * 2024年10月12家主机厂签订自律公约解决低价恶性竞争 给出主流机型成本价[15] * 2025年北方陆上供电成本约0.1元/度 南方约0.2元/度 海上约0.3元/度 均低于各地上网电价[14] * 黑色类原材料价格小幅下降 若趋势持续则对2026年主机及零部件企业盈利形成正向因素[16][17] 新兴市场潜力 * 新兴市场国家（不含中国）2024年新增风电装机约14GW 2030年预计达35GW 未来六年复合增长率约17%[19] * 巴西（海上风电潜力巨大） 印度（陆海双需求） 沙特（陆上为主） 非洲（南非 埃及）为重点市场[22] * 南非体制改革引入多元化发电投资 埃及推进尼罗河沿岸发展 政策支持带动新能源项目增长[24][25] 其他重要内容 * 大型化进程放缓 需时间消化技术成熟度及供应链突破[15] * 风电项目因电网接入 土地审批复杂前期进展慢 但2023年下半年招标侧需求爆发[19] * 中国企业风机出口已覆盖全球所有有风电装机需求的市场[21]