国金证券风电叶片报告指出，风机大型化趋势正在加速演进，大叶片的结构性短缺已成为叶片环节提价的核心驱动力。2024年国内8MW及以上风机吊装占比达15.7%，同比提升7个百分点。结合2024年招标结构及整机厂在手订单，预计2025年8MW及以上大风机吊装占比将提升至30%以上。8MW+大风机对应的叶片长度在80-100米以上，而叶片制造基地的厂房尺寸决定了产品的长度上限，存量产能难以向大叶片快速切换，大叶片产能的结构性稀缺将显著提升头部叶片企业的议价权和产品定价能力。

风机大型化是风电项目降低度电成本最核心的路径。据CWEA数据，2024年国内陆风平均吊装单机容量为5.9MW，海风平均吊装单机容量为10MW，较2020年吊装单机容量均实现翻倍增长。从结构上看，5-7.9MW机型吊装占比接近80%，仍是国内风电装机的主力，但8MW及以上风机占比正迅速提升。2024年8MW及以上风机吊装占比达15.7%，同比提升7.0个百分点。从招标端和整机厂在手订单来看，大型化趋势有望持续加速。运达股份截至2024Q3末在手订单中8MW及以上机型占比达23.8%，较Q1末提升13.8个百分点。2024年整机厂中标订单中10MW及以上风机占比已近20%。

为实现更大的扫风面积和更高的发电效率，叶片长度随着单机功率的变大不断提升。一般而言，风机叶片尺寸每增大10%，机组捕风能力和发电能力将提升约12%。当前国内陆风机组主流功率段集中在5-7MW，对应叶片长度60-90米。8MW及以上的大兆瓦风机，叶片长度则达到80米甚至100米以上，而针对海上16MW甚至20MW+的机型，叶片长度可达到120-150米。百米以上大叶片对生产场地、模具尺寸、工艺控制提出了更高要求，从生产端进一步抬高了供给门槛。

风电叶片制造基地在建造之初即根据目标产品长度对车间进行适配规划，为提高土地资源利用率，预留的长度升级空间往往较小。以头部叶片企业2020年投建的射阳一期基地为例，现有8条70-80米级叶片生产线，通过改建最大也只能满足120米以内叶片的生产需求，无法满足大于120米海上超大型叶片订单。这意味着在下游整机大型化提速的背景下，部分以中小型叶片生产为目标的存量产能难以立即切换至大叶片生产，进一步加剧了大叶片产能的结构性紧缺。新的大叶片产能建设需要重新选址、建厂、购设备、招工培训，全周期在一年以上，短期内无法填补需求缺口。

表：风机功率与叶片长度对应关系

风机功率	叶片长度范围	适用场景
5-7MW	60-90米	陆风主流
8-10MW	80-100米	陆风大兆瓦
12-16MW	100-130米	海上风电
16-20MW+	120-150米	海上超大型

在下游大型化需求加速与供给侧大叶片产能刚性约束的双重作用下，大叶片的结构性短缺已然形成。8MW+大兆瓦风机对应的百米以上叶片，因其生产门槛高、可用产能有限，头部叶片企业的大叶片产能稀缺性凸显。拥有大叶片制造能力的龙头企业将在价格谈判中占据主动地位。参考2020年抢装周期中叶片环节的超额收益，大叶片的结构性短缺有望带来更为显著的价格修复空间。在风机价格企稳回升、整机企业保供意愿强烈的行业背景下，拥有大叶片产能的头部叶片企业将率先受益于本轮结构性提价。