“十二五”期间，我国风电新增装机容量连续五年领跑全球，累计新增9800万千瓦，占同期全国新增装机总量的18%，在电源结构中的比重逐年提高。中东部和南方地区的风电开发建设取得积极成效。到2015年底，全国风电并网装机达到1.29亿千瓦，年发电量1863亿千瓦时，占全国总发电量的3.3%，比2010年提高2.1个百分点。风电已成为我国继煤电、水电之后的第三大电源。

　　根据《风电发展“十三五”规划》发展目标，到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上;风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。

　　数据显示，2010年我国风电机组制造厂商有60家左右，至2017年已经下降至22家，预计未来会继续减少。这一方面是由于随着行业回归到平均利润甚至到平均利润以下，部分产能注定要被淘汰，另一方面部分企业在产品创新方面已经不具备持续投入的可能，也会被淘汰掉。

　　尽管风电新增装机容量下滑、以及风电机组制造商数量减少，但行业市场集中度却在不断上升。数据显示，近5年，风电整机制造企业的市场份额集中趋势明显。排名前五的风电机组制造企业新增装机市场份额由2013年的54.1%增长到2017年的67.1%，增长了13%;排名前十的风电制造企业新增装机市场份额由2013年的77.8%增长到2017年的77.8%增长到2017年的89.5%，增长了12%。

　　一、海上风电发展历程

　　中国海上风电从2007年起，在渤海湾安装一台金风(GW70/1500)试验样机;2009年至2010年，龙源江苏如东潮间带试验32.5兆瓦风电场建成，共8家安装了实验样机(金风GW90/2500，华锐SL3000/113，联合动力UP1500-82，明阳MY1.5s-82和SCD3.0-100，上海电气W2000-93，远景EN-82/1.5，海装H93-2.0MW，三一SE9320III-S3)。2010年，东海大桥102兆瓦海上风电场(华锐SL3000/90)，标志着中国首个真正意义上的海上风电场建成。

　　2011年至2013年，龙源如东150兆瓦海上(潮间带)示范风电场建成，主要来自3家企业批量装机(金风GW109/2500，SiemensSWT-101-2.3，华锐SL3000/113)。2014年至2015年，中国海上风电有了明显的起色，风电机组主要来自：上海电气(W3600M-116-90/80和SWT-4.0-130)，另外还有湘电(XE128-5000)和远景(EN-136/4.0)。由此可见，中国海上风电机组成规模装机的机型并不多。

　　截至2015年底，在所有吊装的海上风电机组中，单机容量为4MW机组最多，累计装机容量达到352MW，占海上装机容量的34.69%，其次是2.5MW机组，装机容量占18.48%，3MW装机容量占比为17.74%，其余不同功率风电机组装机容量占比均不到10%。目前单机容量最大的是6MW机组，除了原有联合动力和明阳风电的产品，金风科技在2015年新增吊装一台6MW机组。

　　从目前中国吊装的所有海上风电机组看，截至2015年底，传动系统为直驱型海上风电机组累计装机占全部海上风电装机的17.3%，有齿轮箱的海上风电机组占比达到82.7%。从发电机分类看，双馈式异步发电机占到41%，异步发电机占比为27%，永磁同步发电机占比为19%，鼠笼式异步全功率风力发电机占比达到13%。

　　二、海上风电发展态势

　　随着开发成本的下降和装机容量的不断扩大，中国的风电产业已经从可有可无的补充角色发展为替代角色。在这一新阶段，“十三五”规划的编制思路，风电乃至新能源产业的发展将不再以规模为导向，成本下降和补贴退出将成为未来五年风电产业发展的重点。

　　其中，对于“十三五”期间的海上风电的发展，国家能源局特别提出，绝不催熟海上风电产业，希望整个行业能够积极稳妥发展。将进一步完善支持海上风电发展的各项政策措施，确保对海上风电的支持力度不降低，同时积极为企业开展项目建设提供便利条件，要进一步推动简政放权，不再编制建设方案等。不急于求成，包括整机制造、施工技术研发等领域要做深做透，逐步推动全产业链技术水平的进步和成本下降。

　　从东海大桥海上风电项目核准建设至今，我国海上风电的诞生至今历时8年。尽管被视为新的能源投资风口，但是成本高昂等一系列旧有顽疾依然存在。在新的风口下，投资者们该何去何从?

　　虽然目前我国在海上风电发展上取得了不少成绩，但整体而言依然令人担忧。尽管“十二五”期间中国风电行业整体上实现高速发展，并网装机规模达到1.29亿千瓦。然而，海上风电领域却由于自然环境、技术、质量、政策等因素的制约，发展依然缓慢。到2015年底，全国海上风电并网容量仅75万千瓦，没有实现十二五规划目标。

　　众所周知，海上风电的高成本对行业的发展尤为不利，由于海上风电环境特殊，对于风电机组、输变电设施、运行维护都有特殊要求，导致无论风机设备还是运维成本都要高于陆上价格。通常海上风电项目成本约为陆上风电的2倍。在风电机组运行寿命一定的情况下，投入成本高自然会增加发电成本。

　　而另一方面，不高的电价也是制约行业发展的一个根本因素。

　　国家发展改革委2014年6月印发的《关于海上风电上网电价政策的通知》(发改价格【2014】1216号)，为海上风电上网电价定下了基调。该通知规定：2017年以前(不含2017年)投运的近海海上风电项目上网电价为0.85元/kWh，潮间带风电项目上网电价为0.75元/kWh。但在这样的上网电价水平上，如果没有地方的配套支持政策，海上风电项目的收益水平难以保证。

　　此外，海上风电建设牵扯到海域功能区划、航道、海缆、环保、甚至国防安全等一系列问题，需要多个部门认真审核把关，导致项目审批、建设进度缓慢。在中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩看来，在现行的电价政策下，能盈利的海上风电项目很少，难以带动相关企业的投资热情。

　　多变的现场环境也是导致海上风电项目进展缓慢的原因之一。我国的海上风电场大都处于海洋性气候和大陆性气候交替影响的区域。这些区域气候变化大，频繁遭遇台风、暴雨、潮汐、巨浪等影响，不利于进行海上风电施工建设。因此，我国东南沿海1年的有效施工天数仅为150天左右。这也导致海上风电场的施工工期延长和维护难度加大，增加了开发成本。

　　但企业作为市场的主体，嗅觉更加敏锐，尽管阻力重重，但中国海上风电前进的脚步并未停歇，自2009年起步以来，中国海上风电快速发展，目前已经发展成为紧随欧洲之后的世界第二大海上风电市场。为了降低成本，中国风电企业正努力创新核心施工技术、突破技术局限。

　　海上风电场，特别是远海风电场的开发建设技术仍不成熟，需要根据中国风电场建设规划和条件，尽快开展关键工程技术研究示范，探索远海深海风电场技术。包括前期的概念研究、仿真试验、模型测试以及真机试验等。海上风电项目是个系统工程，只有通过系统技术创新，才能降低整个海上风电项目的成本。根据彭博新能源财经的研究数据，海上风电机组容量系数改善20%，度电成本将下降16.7%;资本支出或股本成本下降20%，度电成本将下降12.4%或10.7%。

　　国家能源局提出的海上风电发展目标是，到2020年，海上风电能够确保并网500万千瓦，力争开工1000万千瓦的规划目标。

　　三、海上风电装机规模

　　图表：2016-2018年上半年中国海上风电装机容量

　　数据来源：中研普华产业研究院

　　四、项目投资主体分布

　　以海上风电投资开发成本14000元/KW测算，结合2020年我国海上风电累计装机容量15.78GW的估计值，预计到2018-2020年我国海上风电建设投资市场空间约1800亿元。

　　海上风电项目在硬件方面主要由风电机组、风塔及桩基、海底电缆三部分组成。在海上风电的总投资中，整机、风塔、海底光缆等设备投资约为50%，按照目前海上风电平均开发投资造价14000元/KW计算，2018-2020年面向整机制造商以及周边部件供应商如桩基、海底光缆等的海上风电市场近900亿元。

　　五、区域发展格局分析

　　根据国家《风电发展“十三五”规划》，到2020年全国海上风电开工建设规模达到10GW，力争累计并网容量达到5GW以上，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设。

　　图表：2020年海上风电开工规模目标区域分布