“十二五”期間，我國風電新增裝機容量連續五年領跑全球，累計新增9800萬千瓦，占同期全國新增裝機總量的18%，在電源結構中的比重逐年提高。中東部和南方地區的風電開發建設取得積極成效。到2015年底，全國風電并網裝機達到1.29億千瓦，年發電量1863億千瓦時，占全國總發電量的3.3%，比2010年提高2.1個百分點。風電已成為我國繼煤電、水電之后的第三大電源。

根據《風電發展“十三五”規劃》發展目標，到2020年底，風電累計并網裝機容量確保達到2.1億千瓦以上，其中海上風電并網裝機容量達到500萬千瓦以上；風電年發電量確保達到4200億千瓦時，約占全國總發電量的6%。

數據顯示，2010年我國風電機組制造廠商有60家左右，至2017年已經下降至22家，預計未來會繼續減少。這一方面是由于隨著行業回歸到平均利潤甚至到平均利潤以下，部分產能注定要被淘汰，另一方面部分企業在產品創新方面已經不具備持續投入的可能，也會被淘汰掉。

盡管風電新增裝機容量下滑、以及風電機組制造商數量減少，但行業市場集中度卻在不斷上升。數據顯示，近5年，風電整機制造企業的市場份額集中趨勢明顯。排名前五的風電機組制造企業新增裝機市場份額由2013年的54.1%增長到2017年的67.1%，增長了13%；排名前十的風電制造企業新增裝機市場份額由2013年的77.8%增長到2017年的77.8%增長到2017年的89.5%，增長了12%。

一、海上風電發展歷程

中國海上風電從2007年起，在渤海灣安裝一臺金風（GW70/1500）試驗樣機；2009年至2010年，龍源江蘇如東潮間帶試驗32.5兆瓦風電場建成，共8家安裝了實驗樣機（金風GW90/2500，華銳SL3000/113，聯合動力UP1500-82，明陽MY1.5s-82和SCD3.0-100，上海電氣W2000-93，遠景EN-82/1.5，海裝H93-2.0MW，三一SE9320III-S3）。2010年，東海大橋102兆瓦海上風電場（華銳SL3000/90），標志著中國首個真正意義上的海上風電場建成。

2011年至2013年，龍源如東150兆瓦海上（潮間帶）示范風電場建成，主要來自3家企業批量裝機（金風GW109/2500，SiemensSWT-101-2.3，華銳SL3000/113）。2014年至2015年，中國海上風電有了明顯的起色，風電機組主要來自：上海電氣（W3600M-116-90/80和SWT-4.0-130），另外還有湘電（XE128-5000）和遠景（EN-136/4.0）。由此可見，中國海上風電機組成規模裝機的機型并不多。

截至2015年底，在所有吊裝的海上風電機組中，單機容量為4MW機組最多，累計裝機容量達到352MW，占海上裝機容量的34.69%，其次是2.5MW機組，裝機容量占18.48%，3MW裝機容量占比為17.74%，其余不同功率風電機組裝機容量占比均不到10%。目前單機容量最大的是6MW機組，除了原有聯合動力和明陽風電的產品，金風科技在2015年新增吊裝一臺6MW機組。

從目前中國吊裝的所有海上風電機組看，截至2015年底，傳動系統為直驅型海上風電機組累計裝機占全部海上風電裝機的17.3%，有齒輪箱的海上風電機組占比達到82.7%。從發電機分類看，雙饋式異步發電機占到41%，異步發電機占比為27%，永磁同步發電機占比為19%，鼠籠式異步全功率風力發電機占比達到13%。

二、海上風電發展態勢

隨著開發成本的下降和裝機容量的不斷擴大，中國的風電產業已經從可有可無的補充角色發展為替代角色。在這一新階段，“十三五”規劃的編制思路，風電乃至新能源產業的發展將不再以規模為導向，成本下降和補貼退出將成為未來五年風電產業發展的重點。

其中，對于“十三五”期間的海上風電的發展，國家能源局特別提出，絕不催熟海上風電產業，希望整個行業能夠積極穩妥發展。將進一步完善支持海上風電發展的各項政策措施，確保對海上風電的支持力度不降低，同時積極為企業開展項目建設提供便利條件，要進一步推動簡政放權，不再編制建設方案等。不急于求成，包括整機制造、施工技術研發等領域要做深做透，逐步推動全產業鏈技術水平的進步和成本下降。

從東海大橋海上風電項目核準建設至今，我國海上風電的誕生至今歷時8年。盡管被視為新的能源投資風口，但是成本高昂等一系列舊有頑疾依然存在。在新的風口下，投資者們該何去何從？

雖然目前我國在海上風電發展上取得了不少成績，但整體而言依然令人擔憂。盡管“十二五”期間中國風電行業整體上實現高速發展，并網裝機規模達到1.29億千瓦。然而，海上風電領域卻由于自然環境、技術、質量、政策等因素的制約，發展依然緩慢。到2015年底，全國海上風電并網容量僅75萬千瓦，沒有實現十二五規劃目標。

眾所周知，海上風電的高成本對行業的發展尤為不利，由于海上風電環境特殊，對于風電機組、輸變電設施、運行維護都有特殊要求，導致無論風機設備還是運維成本都要高于陸上價格。通常海上風電項目成本約為陸上風電的2倍。在風電機組運行壽命一定的情況下，投入成本高自然會增加發電成本。

而另一方面，不高的電價也是制約行業發展的一個根本因素。

國家發展改革委2014年6月印發的《關于海上風電上網電價政策的通知》（發改價格【2014】1216號），為海上風電上網電價定下了基調。該通知規定：2017年以前（不含2017年）投運的近海海上風電項目上網電價為0.85元/kWh，潮間帶風電項目上網電價為0.75元/kWh。但在這樣的上網電價水平上，如果沒有地方的配套支持政策，海上風電項目的收益水平難以保證。

此外，海上風電建設牽扯到海域功能區劃、航道、海纜、環保、甚至國防安全等一系列問題，需要多個部門認真審核把關，導致項目審批、建設進度緩慢。在中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖看來，在現行的電價政策下，能盈利的海上風電項目很少，難以帶動相關企業的投資熱情。

多變的現場環境也是導致海上風電項目進展緩慢的原因之一。我國的海上風電場大都處于海洋性氣候和大陸性氣候交替影響的區域。這些區域氣候變化大，頻繁遭遇臺風、暴雨、潮汐、巨浪等影響，不利于進行海上風電施工建設。因此，我國東南沿海1年的有效施工天數僅為150天左右。這也導致海上風電場的施工工期延長和維護難度加大，增加了開發成本。

但企業作為市場的主體，嗅覺更加敏銳，盡管阻力重重，但中國海上風電前進的腳步并未停歇，自2009年起步以來，中國海上風電快速發展，目前已經發展成為緊隨歐洲之后的世界第二大海上風電市場。為了降低成本，中國風電企業正努力創新核心施工技術、突破技術局限。

海上風電場，特別是遠海風電場的開發建設技術仍不成熟，需要根據中國風電場建設規劃和條件，盡快開展關鍵工程技術研究示范，探索遠海深海風電場技術。包括前期的概念研究、仿真試驗、模型測試以及真機試驗等。海上風電項目是個系統工程，只有通過系統技術創新，才能降低整個海上風電項目的成本。根據彭博新能源財經的研究數據，海上風電機組容量系數改善20%，度電成本將下降16.7%；資本支出或股本成本下降20%，度電成本將下降12.4%或10.7%。

國家能源局提出的海上風電發展目標是，到2020年，海上風電能夠確保并網500萬千瓦，力爭開工1000萬千瓦的規劃目標。

三、海上風電裝機規模


四、項目投資主體分布

以海上風電投資開發成本14000元/KW測算，結合2020年我國海上風電累計裝機容量15.78GW的估計值，預計到2018-2020年我國海上風電建設投資市場空間約1800億元。

海上風電項目在硬件方面主要由風電機組、風塔及樁基、海底電纜三部分組成。在海上風電的總投資中，整機、風塔、海底光纜等設備投資約為50%，按照目前海上風電平均開發投資造價14000元/KW計算，2018-2020年面向整機制造商以及周邊部件供應商如樁基、海底光纜等的海上風電市場近900億元。

五、區域發展格局分析


根據國家《風電發展“十三五”規劃》，到2020年全國海上風電開工建設規模達到10GW，力爭累計并網容量達到5GW以上，重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設。