2006-2021年，我国风电装机受补贴政策变动驱动，补贴退坡造成短期风电抢装，抢装结束后迎来短期装机回调;补贴时代，风电装机呈现出明显的周期性。2020-2021年，我国陆风、海风分别迎来补贴最后一年，此后全面进入平价时代。2022年-2023年，机组大型化推动风机快速降本，上网电价基本执行各省燃煤上网基准电价，消纳条件用好，多重因素推动项日收益率显著上行，此外叠加“双碳”、“大基地”政策落地，装机再次进入高谏增长期。2023年以来，电改持续推进，存量风电项目现货交易占比持续提升，平均上网电价呈现缓慢下降趋势;2025年初，“136号文”正式落地，新增风电项目进入竟价上网时代;与光伏相比凭借更稳定的日内出力，电力交易背景下风电项日上网电价具有一定优势，短期开发商需求聚焦风电项目，2025-2026年风电装机有望再创新高。

机组大型化持续雄薄风电机组单位制造成本，机位点数量减少降低线路和工程造价。根据CWEA数据，2024年我国陆上和海上风电平均新增装机容量分别达到5.9MW和10.0MW，较202年分别增长127%和104%，我们预计，2027年我国陆上和海上风机平均新增装机容量将分别达到7.5MW和13.6MW，风电单机容量不断增大使得风机单位功率对应的设备重量和物料用量寺续下降，从而大幅離薄了单位制造成本，此外，风机大型化有效减少了相同装机容量所需的机位点，节省了塔筒数量、集电线路及相应工程成本，推动风电场配套建设和运维成本的下降。“十四五”期间风电LCOE显著下降，成为最具竞争力的电源之一。2023年我国陆上风电平均度电成本约0.15元/KWh，较2002年的1.5元/KWh下降了88%;预计2025 年“三北”一、二类风能资源区的度电成本有望降至0.1-0.15元KWh，中东南部三、四类风能资源区的度电成本有望降至0.2元/KWh，2023年我国海上风电平均度电成本约033元/KWh，较2009年的1.3元/KWh下降了74%;预计2025年近海风电度电成本有望降至0.3元/KWh。

2022-2024年行业利润大幅缩水，2022-2024年，国内陆上风机中标价格持续走低，行业陷入内卷式竞争，主机企业制造业务毛利率持续承压;同时，主机企业将价格压力向上游零部件企业传导，零部件企业盈利能力早现类似趋垫。2022-2024年，零部件价格连隆三年，头部零部件企业主动收缩风电产只销售规模以减少亏损.。2025年以来主机、零部件盈利特续修复。2024年9月以来，在风机反内卷、主机质量要求提升、主机企业利润结构变化等长期因素推动下，叠加风电下游需求持续高景气，国内陆网投标价格品著修复，2025年9月公开投标均价为1610元KN，较同期比涨100-150元KW，张幅约为10%，主机价格修复背景下，2025年部分零部件实现张价，而年初以来主要大宗黑色价格维持低位，零部件企业呈现逐季度量利齐增走势

23年以来新兴市场陆风需求爆发式增长，23-25年招标侧快速放量。2022年以来，新兴市场大国陆续提出“双碳”能源/经济转型目标，叠加用电需求持续快速增长，新能源呈现蓬勃发展态势，其中风电需求在2023年开始放量，23-25年招标侧呈现快速增长态势中国头部主机企业海外订单大幅增长，出口业绩弹性有望持续释放，经过多年技术迭代和海外市场本土化布局，中国企业凭借价格、交付、服务等多方面优势海外业务表现亮眼，2023年以来头部企业海外订单快速增长，2025年部分企业海外交付还是放量并形成较强的业绩兑现。我们预计，以2025年为起点，未来3-5年中国风机头部企业出海盈利持续增长。

“十四五”我国海风发展不及预期，开发经验得到积累。根据沿海各省“十四五”规划，2022-2025年我国海风新增装机容量预计可达50-60GW，但我们预计实际新增装机容量仅为26GW，完成度约为50%。2022年以来，我国海上风电开发面临航道、军事等因素影响，部分项目开工进度不及预期，造成行业装机低于预期。尽管如此，“十四五”期间我国在海上风电开发领域积累了宝贵经验，对后续海上风电快速持续发展具有重要意义。海风开发逐步走向“深蓝”，海风制约因素有望弱化。2025年以来，我国国管海上风电开发前期工作稳步推进，浙江、山东、上海、广东、辽宁等省份陆续启动国管海域海上风电项目竞配和招标，进一步打开海风远期开发空间。我们预计，随着我国海风开发走向“深蓝”，此前限制海风开发的各类因素有望显著弱化。