前言
中国“十二五”规划将海上风电纳入能源发展目标后，海上风电体系才日趋进步。2017 年，中国海上风电累计装机量达到2.79GW，占全球海上风电累计装机量14.8%，正在对欧洲形成追赶之势。
一、资源与储备丰富，发展规划逐渐明晰
1、国内海上风电资源丰富
国内海上风能资源比较丰富，海岸线长度为1.8 万公里，在近海水深5-50 米范围内，100 米高度风功率密度达到300w/m2 以上，可满足要求的潜在开发量在5 亿kw 左右。从区域分布看，台湾海峡是风能资源最丰富的区域，风功率密度在6 级以上，国内近海风功率密度基本都在4 级以上，与陆上三北地区风功率密度最高的区域接近。
2、政策及项目规划逐渐明确，装机规模开始加速
国内海上风电最早的项目为上海东海大桥一期项目102MW，2008年获得发改委核准，2010年7月完成并网发电，由34台华锐3MW的风机组成，总投资23.7亿元。2010年以来，国内对海上风电逐渐出台专项政策并不断细化，明确了海上风电的核准和开发流程。
2012年的风电发展十二五规划中提出到2015年海上风电投产运营规划5GW的目标，到2015年末海上国内海上风电累计装机为1.02GW，实际装机情况比预期慢，主要原因在于开发成本较高以及项目不确定因素较大，各部门之间协调难度大于陆上风电，因此开发商更愿意先开发陆上项目。虽然海上风电前期发展低于预期，但从2014年起，海上风电装机明显提速，每年新增装机的增速均维持在50%以上，并且呈现不断加速的趋势，2017年新增装机达到1.16GW。
从2014年起，海上风电装机明显提速，主要原因包括以下几方面：
一是2014年6 月海上风电上网标杆电价出台，确定2017 年以前投运的近海风电项目上网电价0.85 元/kwh，潮间带项目上网电价0.75元/kwh，通过确定标杆电价可以促进先开发优质资源，开发商也能更容易评估投资收益率。在2016 年12 月发改委出台的电价调整通知中，明确了海上风电标杆电价维持不变，而自2014 年以来陆上风电标杆电价已经经历了三次下调。随着初始投资成本的下降，以及前期的项目开发后经验和技术的积累，海上风电的投资回报率逐步提升，开发速度得以加快。
二是2014年12 月能源局印发了全国海上风电开发建设方案(2014-2016)，结合了风能资源、项目前期工作和电价政策，确定了44 个项目总计装机容量1053 万千瓦，为海上风电的开发做了充足的准备。之后的2015 年9 月，能源局发布海上风电项目进展的通报，提出高度重视海上风电发展。截至2015 年7 月底，纳入海上风电开发建设方案的项目已建成投产2 个、装机容量6.1 万千瓦，核准在建9个、装机容量170.2 万千瓦，核准待建6 个，装机容量154 万千瓦，其余项目正在开展前期工作。
在公布的2014-2016风电建设方案10.5GW 的项目中，江苏省的规划项目达到3.5GW，其次为福建的2.1GW 和广东的1.7GW。从风资源情况而言，福建平均风功率密度最高，开发潜力巨大，但受海底地貌、台风、军事等因素影响，开发难度较大，对技术和成本控制有更高的要求。江苏省风资源比较好，开发难度相对小，也比较少受台风影响，初始投资成本具备一定优势，因此处于前期开发中性价比最高的区域。所以在海上风电的整体规划和前期开发中，江苏省处于全国的前列。截至2015 年7 月的开发方案进展中，江苏省已有进展的项目规模遥遥领先，其中已建成61MW，已核准在建1.65GW，核准待建600MW。由于开发建设方案原则上需在2 年内核准，否则需重新申报纳入开发建设方案，因此2016 年底海上风电开发建设方案中的项目迎来了核准高峰，核准项目的增加给海上风电的加速开发带来的充足的储备。
3、贴近用电负荷端，各省发展积极性高
在风电十三五规划中，提出重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，积极推动天津、河北、上海、海南等省的建设，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 的水平。其中最主要的江苏、浙江、福建、广东四省的海上风电建设，开工建设规模均达到1GW 以上，四省开工建设规模占全国目标的85%，累计并网规模占全国目标的90%。
2017 年1 月，国家能源局和国家海洋局印发《海上风电开发建设管理办法》，明确国家能源局不再统一编制全国海上风电开发建设方案，海上风电的核准权限下放到各省，各省编制管理海域内海上风电发展规划，落实电网接入方案和市场消纳后进行核准，所以各省的规划和布局是海上风电发展的重要依据。沿海各省的十三五规划中对于海上风电都有较高的重视程度，其中江苏、广东和福建三省就明确了到2020年合计完成海上风电并网7.5GW的目标，高出海上风电十三五并网规划50%。截至2017年6月底，海上风电累计并网装机容量2.7GW，主要集中在上海300MW、江苏2.25GW、福建140MW。按照各省规划及目前并网规模测算，到2020年底国内至少还具备5GW新增海上风电项目并网的空间。
从发展海上风电的动力而言，沿海省份对于海上风电的重视程度都比较高。国内三北地区风力资源丰富，但是远离用电负荷中心，当地消纳能力不足，需要进行长距离输送，如何解决消纳的问题始终是三北地区风电发展的一个困扰。但海上风电的发展区域主要位于东部沿海，与用电负荷中心相匹配，东部沿海五个省份都是属于电力净输入省，存在省内建设电源的需求。在新建火电严格管控的条件下，对于建设可再生能源的积极性较高。
2018 年7 月能源局明确可再生能源配额制年内出台，同时引入绿证交易制度。而根据此前2018 年3 月公布的配额制征求意见稿测算，目前东部五省的各自省内非水可再生能源发电量距离配额指标的差距都比较大。根据能源局可再生能源电力发展监测评价报告，综合考虑了本地生产、本地利用以及外送电力消纳可再生能源的情况下，东部五省跟可再生能源开发利用目标引导制度提出的消纳目标也都有一定差距。除了使用外省可再生能源电量、购买绿证外，加快本省可再生能源装机建设也是提高省内可再生能源消纳比例的重要方式，这也将构成东部省份提升可再生能源新增装机的动力。
二、 投资吸引力提升，风机大型化是趋势
1、 国内项目核准与开工加快
海上风电在前几年开发进程缓慢的主要原因是初始投资成本过高，开发经验不足导致施工周期长，施工难度大，降低了企业的开发意愿。在初始投资成本降低和开发经验逐步成熟的背景下，海上风电的投资吸引力正在逐步提高，特别是对于大型发电集团而言，开发海上风电的积极性较高。大型发电集团面临配额制考核，有提升清洁能源装机占比的需求，海上风电单个项目装机规模和发电量大，需要的资金实力和技术壁垒使得其进入门槛比较高，因此更加适合大型发电集团去开发。
从国内最大的风电运营商龙源电力的布局可以看出其在江苏省的开发重点已经由陆上逐步转向海上，2017年底龙源在江苏省海上风电实现并网980MW，2018年龙源在江苏省的大丰200MW、蒋沙湾300MW均有望实现全面并网，在福建的南日岛项目首批200MW也将实现并网。
截至2017年6月国内海上风电累计并网的2.7GW中，2.25GW位于江苏地区，其中包括632MW潮间带项目，2011-2015年间的海上风电装机主要以潮间带为主，潮间带的开发成本及利用小时数介于陆上风电与近海风电之间，在早期技术不成熟时，企业更多的选择开发难度较小的潮间带区域，潮间带的电价为0.75元/kwh，低于近海的0.85元/kwh，利用小时数也低于近海，而且潮间带对于滩涂的海洋经济资源有较大的占用。随着技术的成熟，开发成本逐步下降，近海风电开发的经济性不断增强，2016年以来海上风电新增装机已经全部是近海项目。
在2015年7月公布的海上风电开发建设方案(2014-2016)的项目统计中，江苏省已有进展的项目包括已建成61MW，已核准在建1.65GW，核准待建600MW，福建仅有一个50MW的项目核准待建，广东省的项目均处于前期工作中。但随着开工条件的成熟，这些区域的项目取得快速进展。
2017以来海上风电的核准与开工继续呈现加速状态，2017年海上风电核准项目16个，规模达到4.5GW，之前开发进程相对与江苏较慢的广东、福建和浙江已经迎头赶上，核准数量大幅增长，在开工项目数方面广东和福建也居于领先地位，且大部分2017年核准的项目均已经在当年开工，表明海上风电的施工已经不断成熟，且投资回报率已经具备足够吸引力，南方近海施工和并网气候条件差、海底状况复杂等不利因素也已经能够逐渐克服。
2018年海上风电维持快速核准，广东上半年已经核准600MW，其中三峡与粤电各300MW，此外还有国电投合计900MW的三个项目有望近期核准;山东上半年核准三峡300MW;福建上半年核准三峡402MW，目前2018年新核准项目已经合计达1.3GW，再加广东、福建等区域今年核准可能性较高的项目，2018年新核准项目有望达到至少2.5GW以上。江苏海上风电开发已经趋于平稳，广东与福建发展后劲十足，预计广东和福建在未来2-3年内会是海上风电装机规模增长最快的省份。
2、福建海上风电加快建设，配套项目不断落地
以福建为例，2016年起福建海上风电核准速度就快速提升，且单个项目的建设规模基本都达到200MW以上。2015年底以来福建已经累计核准2.4GW的项目。在2018年7月福建发改委印发的《关于2018年福建海洋强省重大项目建设实施方案的通知》中，包含了18个风电项目，总投资358亿元，也表明了福建省政府对于海上风电的重视。
除了在海上风电场方面加速布局以外，福建海上风电配套项目方面也不断落地，海上风电装备单体重量和体积巨大，不适合长距离运输并且运输成本高，通过在当地建立海上风电配套项目，能够将风资源禀赋和海上风电产业有效结合，构建完整的海上风电产业链，降低装机与运维成本，提升海上风电投资回报率。
2015年6月，三峡集团与福建省人民政府、福州市人民政府、福能集团、金风科技在福州签订合作框架协议。在海上风电项目方面，三峡与福建能源集团共同出资设立海峡发电公司，承担福清兴化湾、莆田平海湾、长乐外海、漳州六鳌等海上风电项目开发建设，整体储备规模合计约5GW。在海上风电配套装备方面，三峡在福州市打造福建省海上风电装备产业园区，主要建设风机厂三家、叶片厂一家、钢构厂一家和配套设备厂二家，年产海上风电设备1.5-1.8GW。目前已经与金风科技、江苏中车、西安风电签订入园协议，与GE、LM签订入园合作意向协议，2018年厂房建设将陆续完成。
在三峡控股开发的兴化湾一期项目中，作为样机试验风场总共布局了14台国内外大功率风机，总装机容量为77.4MW，包括了各家风机企业5MW以上的风机，目前项目已经实现并网，5MW以上样机的并网运行数据对提升国内海上风电风机功率有重要作用，有助于加快海上风机大型化的速度。
上海电气在莆田已经设立装配基地，有望实现150套6MW风机的装配能力，预计2018年就能够完成项目验收。海上风电项目核准速度加快和海上风电配套项目的不断落地表明了福建对于海上风电的扶持，海上风电的装机成本下降的背景下，作为国内海上风资源最好的区域，福建海上风电的项目建设将加快。
3、项目收益率已经具备吸引力，成本存在下降空间
目前在江苏地区的近海海上风电初始投资约为13-14元/w，利用小时数在2400-2500小时左右，项目收益率已经完全能够满足开发要求。在福建、广东地区的海上风电初始投资约为18-20 元/W，但在风况较好的区域利用小时数能够达到3500 小时以上，在成本控制比较好的情况下能够获得很高的项目收益率。将福能股份在建的莆田陆上风电和海上风电项目为参考，以相对保守的海上风电利用小时数进行测算，目前福建的海上风电投资回报率也足够达到开发要求。在莆田陆上风资源较好的区域，利用小时数就能够达到3500 小时以上。福能股份临近莆田平海湾的石塘48MW 陆上风电场项目，2017 年的利用小时数达3850 小时，毛利率达77.92%，因此平海湾F 区项目利用小时数有望超出盈利测算的3251 小时，以3500 小时测算，项目全投资的IRR 有望达到10%以上。
随着产业的成熟，海上风电存在成本下降空间。主要来自两方面，一是初始投资成本，二是运维成本。初始投资成本降低又可以分为设备成本的下降和施工成本的下降。平海湾F 区海上风电场总投资为36.84 亿元，单位投资成本为18.42 元/W;莆田潘宅陆上风电场总投资为7.08 亿元，单位投资为8.33 元/W，但在初始投资构成上有较大不同。平海湾F 区的初始投资中设备占比在50%左右，其中风机占44%，风塔3%，而潘宅项目初始投资中设备占比接近70%，其中风机占55%，风塔7%。
海上风机和陆上风机价格差别较大，国内陆上2-2.5MW功率的风机目前招标价格已经降至3500元/KW左右，而海上风机5MW以上功率的风机招标价格在7000-8000元/KW左右，目前国内风机企业的5MW以上产品主要处于试样和试运行阶段，随着国内企业海上风机产业化成形后，5MW以上风机招标价格有望逐步下降。
海上风电初始投资中工程费用远高于陆上风电。平海湾F区36.8亿初始投资中，工程费合计为11.3亿元，占比为31%，潘宅陆上项目的工程占比则为20%，海上工程费占比高的原因在于海上基础施工和吊装。国内大容量的海上风电施工和吊装船较为稀缺，尤其是在海上作业条件复杂的福建、广东区域，目前仅中交三航局、龙源振华、中铁福船等公司的吊装船具备在南方海域进行海上吊装的能力，海上风电开工速度加快后，对于吊装船的需求大幅提升。2017年以来，中铁福船已经有两艘大型吊装船完成交付，2018年5月，世界最大的风电施工平台振华三号也进行了交付，随着大型吊装船的交付，海上施工能力不足的现象将会缓解。海上风电开发建设管理办法中明确鼓励海上风电项目采取连片规模化方式开发建设，连片开发有助于降低单位施工成本，施工周期也能够加快。在后续运维中，连片开发也能够降低运维成本，运维费用是海上风电在运营过程中显著高于陆上风电的部分。
欧洲单个海上风电平均建设规模从2007年的79.6MW提升至2017年的493MW，目前英国全球最大的Hornsea One项目已经开始建设，装机容量达1.2GW，有望在2020年实现并网，海上风电单个项目规模扩大的趋势在欧洲海上风电的发展过程中已经清晰展现。国内目前海上风电已并网的单体最大的项目是华能如东300M项目，已核准最大的单体项目是华能嘉兴2号402MW和三峡漳浦六鳌402MW项目，与欧洲单体项目规模相比还有较大提升空间。英国海上风电随着海上风电场规模的扩大和风机功率的提升，施工速度大幅提升，0-100MW的风电场平均每天吊装0.17MW，100-300MW的风电场平均每天吊装0.36MW，300MW以上的平均每天吊装0.62MW。
4、海上风机行业集中度高，大型化有助于降低成本
海上风机比陆上风机有更高的使用寿命和耐久性要求，所处环境恶劣，需要抗腐蚀抗盐雾，因此在产品研发和设计方面的要求远高于陆上风电，运营商在进行海上风机选择是更注重产品的品牌和质量，价格不是最首要的考虑因素，具备较强研发实力的龙头企业才能在海上风机市场中获得领先优势，海上风机的行业集中度远高于陆上。
截至2017年底，国内所有吊装的海上风电机组中，4MW 机组占据最主导地位，累计装机容量达到1.53GW，占海上总装机量的54.8%，5MW 机组市场份额逐步提升，目前累计装机容量为200MW，占海上总装机量的7.2%，6MW 的风机还是样机，尚未达到批量吊装。欧洲2017 年海上风机新增装机的平均功率已经达到5.9MW。目前海上风机龙头西门子海上风机订单非常饱满，2018 年3 季度的整体风机订单量达33亿欧元，同比大幅增长135%，主要原因就在于跟英国HornseaTwo 项目签订165 台8MW 风机订单。单体项目规模扩大和风机单机功率持续提升是海上风电发展和降低度电成本的趋势所在。
国内企业在大功率风机方面也在积极布局，作为国内海上风机的绝对领导者上海电气，持续引进西门子大功率海上风机，2018 年上海电气引进西门子8MW-167海上风机，将国内海上风机引入8MW 的时代，别的企业也纷纷推进大功率风机的研发，预计国内海上风机在2-3 年内会由目前4MW 占绝对主导地位发展为5-6MW占主导地位的趋势。
从技术路线来看，永磁路线在国内海上风机中占据上风，主要原因在于海上风电运维成本较高，而永磁风机拥有更高的稳定性，能够有效降低运维成本。双馈式风机需要定期检修齿轮箱与更换润滑油，而海上作业的成本远高于陆上风电。
大功率风机的初始成本高于较小功率的风机，单体的吊装难度和吊装成本也较高，但在单体风电场规模扩大的趋势下，采用大功率风机能够提升施工效率，减少风机基础和施工安装的工作量，降低整体工程成本，随着大吨位高精度的吊装船陆续下水，大功率风机难以吊装的问题也在不断解决。在风电场整体规模确定的情况下，采用大功率风机减少风机总台数，后续运维成本存在一定优势。
三、开发壁垒较高，竞争格局稳定
与陆上风电相比，海上风电的运营商更加集中，运营商中大型央企占据绝大部分比重，地方能源集团利用当地的资源优势占据少部分份额，几乎没有民企的身影出现在海上风电运营商中。海上风电集中度高的主要原因在于开发技术壁垒高，项目开发风险与后续运维成本远高于陆上风电;单体项目初始投资高，施工周期长，海上风电从项目前期工作到完成并网大部分都需要至少3 年以上;各部门之间协调更复杂，除了正常的风电项目所需的土地、环保等核准以外，海上风电还需要海洋、海事、军事等部门的管理和审批，在能源局文件中也多次提到积极做好各部门协调沟通。因此综合而言，同时具备技术优势、资金优势和资源优势的大型央企在海上风电开发中具备绝对的主导地位，而随着海上风电技术的逐步成熟，拥有当地资源优势的地方能源集团也逐步加快海上风电的开发步伐，福建福能、广东粤电等地方能源集团在海上风电的新增核准和开工中进度加快。
2018 年5 月国家能源局出台2018 年度风电建设管理有关要求，提出尚未印发2018 年风电度建设方案的省新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配臵和确定上网电价。已印发2018 年度风电建设方案的省(自治区、直辖市)和已经确定投资主体的海上风电项目2018年可继续推进原方案。从2019 年起，各省新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配臵和确定上网电价。
对于已经确定投资主体的海上风电项目，在2018 年核准才能够享受目前电价，为了享受目前较高的固定电价，条件较为成熟的海上项目核准速度有望加快，对未来几年的海上风电新增装机做好充分储备。随着海上风电技术的成熟和成本下降，2018 年底前核准的海上风电项目有享受超额收益的可能。
欧洲的竞价机制对于海上风电平价上网起了很大的推动作用，预计国内竞价政策的推进也将加快海上风电成本下降的速度。国内海上风电的竞争格局相对稳定，主要参与主体都是大型央企与地方国企，项目的开发体现的更多的是综合实力的竞争而不仅仅是价格竞争，在开发成本和风险都高于陆上的情况下，预计参与主体仍然会以央企国企为主，项目能够保持稳定的收益率。
