▌海上风电资源丰富，高速发展打开市场空间
风能资源储备丰富，海上风电前景广阔
风力发电是可再生能源领域中技术最成熟、最具规模开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。
风能开发和利用不受资源约束，环境影响小，可以大规模和可持续发展。
全球的风能约为2.74×10^9MW，其中可利用的风能为2×10^7MW。在现有风电技术条件下，我国风能资源足够支撑10亿千瓦以上风电装机，风力发电将是未来能源和电力结构中的一个重要的组成部分。
同时，发展风力发电对于解决能源危机、减缓气候变化、调整能源结构有着非常重要的意义。
我国海上风能资源丰富，近海风能可供开发资源达到5亿千瓦。
我国海岸线辽阔，海上风能资源丰富，主要集中在东南沿海地区。
我国东南沿海及附近岛屿的有效风能密度为200-300瓦/平方米以上，全年大于或等于3米/秒的时数约为7000多小时，大于或等于6米/秒的时数约为4000小时。
根据发改委能源研究所发布的《中国风电发展路线图2050》报告，中国水深5-50米海域,100米高度的海上风能资源开放量为5亿千瓦，总面积为39.4万平方千米。
不同省份的海上风力资源和地质条件差异明显。
我国风能资源最丰富的区域出现在台湾海峡，由该区域向南、北两侧大致呈递减趋势。
具体而言，江苏、山东等长江以北属于典型的低风速、无台风风险市场，需求大叶轮机组，河北、辽宁等更北部海域还要考虑海冰的影响;
广东、浙江等属于典型的低风速、有台风风险市场，需求的是大叶轮抗台风机组;
福建、粤东部分区域、台湾海峡等属于典型的高风速、有台风风险市场，需求的是更大容量抗台风机组。
利用风能资源发展风电，为实现非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标提供重要支撑。
在国家相关部门重视和多重政策的支持下，风电已成为我国第三大电源，从补充能源进入替代能源的发展阶段。
《风电发展“十三五”规划》指出，“十三五”期间风电建设总投资将达到7000亿元以上，到2020年底，风电年发电量要确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。
增加可再生能源在一次能源消费结构中的比例，并以最终和清洁煤电价匹配为发展目标。
风电发展向非限电地区转移，海上风电优势显著
陆上风电发展增速趋缓，弃风限电现象略有好转。
2017年陆上风电新增装机18.50GW，相比较2016年22.78GW的新增装机量，同比下降18.79%，陆上风电发展增速有所放缓。
2018年一季度，全国平均利用小时数592小时，同比增加124小时;全国弃风电量为91亿千瓦时，同比下降44亿千瓦时;弃风率为8.5%，同比下降7.9个百分点，与2017年相比弃风限电情况明显好转;但国家电网提出的目标是在2020年弃风率控制在5%以内。
陆上风电发展受限使得海上风电成为风电发展新出路。
陆上风电发展主要受限于弃风消纳问题，弃风现象严重主要在于系统调峰能力严重不足，新能源发电与送出工程建设进度不同步和体制机制的问题。
新能源富集地区不同程度地存在跨省、跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。
而海上风场基本都建设在沿海100-200公里以内，距离负荷中心较近，减少电力传输损失，并且常年有风，所以很适合电负荷中心的需求。
海上风电的发展，有望满足行业发展增量需求，成为风电发展新出路。
海上风电利用小时数超陆上风电，发电量优势显著。陆上风电年均利用小时数为2200左右，海上风电根据资源条件不同，利用小时数一般也不同，但是平均利用小时数可以达到3000小时以上。
相较于陆上风电，目前我国海上风电单机容量以2.5-5MW为主，高于陆上风电以2MW类型为主的单机容量。
随着技术水平提高，单机规模持续扩大，更强更稳的风力以及更高的利用小时数，海上风电的发电优势将更加显著。
海上风电能够为我国东南沿海省份提供有效的能源补充。
海上风能资源主要处于东部沿海地区，以福建、浙江、山东、江苏和广东五个省份为主。
东部沿海省市是国内经济最发达的地区，用电领先并处于电负荷中心，为大规模发展海上风电提供了足够的市场空间。
同时，这些省市电力供应紧张，用电增长速度较快，随着火电装机量的进一步走弱，用电缺口将进一步扩大，海上风电可以作为目前常规使用能源的有效补充。
2017年，海上风力资源所在的主要五个东南沿海省份(福建、浙江、山东、江苏和广东)总用电量为23502亿千瓦时，是西北地区的6.1倍左右，消纳能力强。
▌海上风电全面启动，市场空间超千亿
风电行业新增装机量短期下滑，长期看行业发展稳定向上。
受2015年风电抢装带来的需求透支、红六省限装的影响，2016年与2017年风电行业新增装机需求量持续下滑。
2017年全国新增风电并网装机容量19.66GW，较2016年的23.37GW，同比下降15.88%。
不同于2010-2012年的风电行业，在平价上网日趋临近的大背景下，风机行业需求不存在大幅下滑的风险，长期看风电行业总体发展稳定。
风电投资重心逐渐向非限电地区转移，海上风电有望受益。2017年三北地区新增装机占比呈小幅下滑，由2016年53%降为2017年51%。
同时中东部及南方地区新增装机由2016年的47%增至2017年的49%。
“三北”地区弃风限电严重，同时由于技术进步使低风速区域可利用率提升，风电投资重心逐渐向中东部地区转移。海上风能资源区多集中于非限电地区，海上风电有望直接受益。
海上风电装机实现大幅度增长。
根据中国风能协会的统计，2017年，我国海上风电新增装机(吊装量)319台，容量达到1160MW，比上年增长97%，海上风电装机增速有较明显的优势。
海上风电累计装机量呈现爆发式增长，由2010年150MW增长至2017年的2790MW。
海上风电新增装机占综合新增装机的比重迅速上升，由2010年的0.74%增长至2017年的5.90%，占比逐步提升。
海上风电全面启动，发展前景广阔。
2017年海上风电全面启动，海上风电装机规模持续扩大，2017年国内海上风电项目招标3.4GW，同比增长81%，占全国招标量的12.5%。
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。
我国未来四年海上风电装机容量年复合增长率超过75%。
结合“十三五”海上风电发展目标，风能咨询机构MAKE预计，截至2020年中国海上风电累计装机容量将达到15.78GW(吊装量)。按照预计，未来3年海上风电累计装机容量复合增长率超过75%。
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。
▌全面解读海上风电产业链格局
海上风电呈现与陆上风电相异的产业格局
海上风电投资开发包括项目开发前期工作、风电场项目建设以及运营维护。
前期包括海上风电规划、申请项目开发权、申请项目核准3个阶段。
海上风电规划包括地址选择、实地勘察、项目环评及方案设计研究等。
海上风电场则主要由一定规模的风电基础和输电系统构成，风电基础包括风电机组如叶片、风机、塔身和机组安装等部分，输电系统则由交流集电线路，海上升压站和无功补偿设备，海底电缆，陆上变电站和无功补偿设备组成，已建成海上风电场大部分采用高压交流输电系统(HVAC)。运营维护由风电整机厂商和运营商共同负责。
海上风电产业异于陆上风电产业，区别于陆上风电发展。
从本质上看，陆上风电是“机组+电网+一般性电力工程”;海上风电则是“风电项目+海洋工程”，海底光缆、海上桩基及海上装机如吊船、打桩船是海上风电项目重要组成部分。
不同于陆上风电项目建设，海上风电的发展一定程度上借鉴海洋工程的技术，牵扯到海域功能的区分，航道，电缆的铺设，海上风机的设计、施工和安装，并网，环保，甚至国防安全等一系列问题。
从设计、制造、安装、运维各个方面要提升到一个更高的高度，发展模式异于陆上风电。
海上、陆上风电的成本构成比例差异显著，呈现不同的产业格局。由于涉及海洋工程，海上风电项目比陆上风电多了海上桩基及海底光缆，开发投资成本构成不同。
海上风电机组基础、变电站工程、桩基、运输安装和输电线路费用较高，导致海上风电单位造价高于陆上风电;同时海上装机需要专业风电运输安装船以及吊船，海上风电安装成本显著高于陆上风电安装成本。
国内海上风电暂时还处于探索发展阶段，国产海上风机大多是对陆上风机进行改装或升级，通过提升陆上风机容量，做一些防腐措施改造成海上风机。
面对恶劣的海洋环境，风机可靠性会大打折扣，导致海上风电运维成本很高。
由此导致海上、陆上风电的成本构成比例差异显著，海上风电风电机组成本占比为32%(含风塔)，远低于陆上风电70%(含风塔)，相反海上风电的运营、安装等成本占比则远高于陆上风电，产业格局相异。
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。
海上风电产业链结构同陆上风电相似，主要分为运营、整机制造、零部件三环节。
从产业链环节来看，海上风电和陆上风电没有明显区别，自下而上分为风电场运营、风电整机制造、风机零部件制造三个环节。
目前海上风电运营商主要是五大集团及其下属能源公司，例如南方电网综合能源有限公司、华能、大唐、申能、国家电投、三峡、中核、中广核等;
风电整机相对市场化，海上风电累计装机容量目前国内排名靠前的是金风科技、远景能源等，零部件环节由于技术门槛较低，涉及公司较多，主要以叶片、塔架、齿轮箱等生产商为主。
