一、海上風電加速發展：
根據《風能》雜志的不完全統計，截至2018年9月，國內在建的海上風電項目6.4GW，其中接近一半的項目位于廣東和福建海域；截至2018年底，上述項目仍處于建設階段，且多數在建項目處于相對前期的建設階段。
按照平均每千瓦造價17000元大致估算，上述項目總的投資約1100億元。
據不完全統計，截至2018年底已核準待建項目規模達22.3GW（注：由于開工節點不明確，把所含項目以外的已核準項目統稱為已核準待建項目，少數項目可能已啟動前期工作），對應的投資規模約4300億元。
其中，2018年11-12月是核準的高峰期，期間核準的項目達15.4GW，可能一定程度受到搶核準和爭取高電價的影響。從區域來看，廣東和江蘇最為積極，廣東2018年海上風電的核準權限下放至各地市發改委，當年新核準的項目達9.4GW，江蘇2018年新核準的項目達7.5GW。
在建、核準待建和核準前公示的項目總規模約49.3GW，對應的投資規模約9300億元；考慮2019年浙江、福建等地新核準的海上風電項目，正在建設或未來即將建設的海上風電項目總的投資規模接近萬億元。
一般而言，海上風電項目核準后2年內開工，建設周期3年左右，現有在建和已核準項目有望在未來5年內建成投運；處于核準前公示的項目中，約5.5GW的項目規劃在2023年之前建成。因此，大致估算未來5年有望建成投產的海上風電項目約34.2GW，平均每年6.8GW，預計未來五年每年的并網規模呈現前低后高的增長趨勢。
截至2017年底，國內累計海上風電裝機規模2.79GW，2017年新增裝機規模1.16GW。根據上述在建、已核準待建和核準前公示的項目情況，國內海上風電有望步入大規模發展新階段。
我國海上風電起步較晚，上海東海大橋一期100MW海上風電場是我國第一個大型海上風電示范項目，該項目2009年第一批樣機并網，2010年正式投產，拉開了我國海上風電建設發展的序幕。與英國、德國類似，政策在我國海上風電發展過程中起到了至關重要的作用，其中2014年可以認為是我國海上風電發展政策元年：
一是標桿電價政策落地。2014年6月，國家發改委發布《關于海上風電上網電價政策的通知》，規定對于非招標的海上風電項目，2017年以前投運的潮間帶風電項目含稅上網電價為每千瓦時0.75元，近海風電項目含稅上網電價為每千瓦時0.85元，標桿電價的出臺對于我國海上風電發展起到極大地推動作用。2016年12月，國家發展改革委發布《關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知（發改價格〔2016〕2729號）》，明確對非招標的海上風電項目，近海風電項目標桿上網電價維持為每千瓦時0.85元不變，潮間帶風電項目標桿上網電價維持為每千瓦時0.75元不變，相比之下陸上風電上網電價則有所下調。
二是具體的海上風電開發建設方案出臺。2014年12月，國家能源局發布《全國海上風電開發建設方案（2014-2016）》，合計容量1053萬千瓦的44個海上風電項目列入開發建設方案，海上風電項目的推進進度明顯加快；截至2015年7月，納入海上風電開發建設方案的項目已建成投產2個、裝機容量6.1萬千瓦，核準在建9個、裝機容量170.2萬千瓦，核準待建6個，裝機容量154萬千瓦，其余項目正在開展前期工作。2016年9月，能源局發布《關于海上風電項目進展有關情況的通報》，對海上風電項目建設情況進行通報，并要求進一步做好海上風電開發建設工作。
與此同時，海上風電技術也在不斷成熟，成本逐步下降，在標桿上網電價不變的情況下，意味著投資收益率上升，同時隨著技術的逐步成熟投資風險也在降低。目前江蘇、浙江區域近海海上風電單位千瓦投資約在14000~16000元，福建、廣東區域約為16000~20000元。
近年國內近海海上風電項目單位千瓦投資下降
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相關報告：智研咨詢發布的《2019-2025年中國海上風電行業運營態勢及未來發展趨勢報告》
在政策支持及技術進步的雙重推動下，2014年以來我國海上風電發展顯著加快，新增裝機增速維持在50%以上。2017年，我國海上風電新增裝機共319臺，新增裝機容量達到116萬千瓦，同比增長97%；累計裝機達到279萬千瓦。2018年前三季度，國內海上風電機組招標規模3.1GW，同比增長6.9%，占到國內風機公開招標總量的13%。
國內海上風電歷年新增裝機情況
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海上風電近年的迅猛發展似曾相識。2010年之前，國內陸上風電也呈現過類似的狂飆，但在2011年戛然而止，其主要的原因是消納和棄風問題的出現，深層次的原因則是陸上風電大規模發展后，風電生產和消費在地理位置上錯位的矛盾凸顯，導致消納難題。
但是海上風電短期不存在這個問題。海上風電的電力由就近的沿海省份消納，這些省份都是經濟大省，例如廣東、江蘇、浙江、福建等，用電體量大，是國內西電東送特高壓工程的重要落點。福建的用電量體量相對較小，目前已經核準、在建和已建成的項目規模不到5GW，考慮全部建成后，所發電量亦不超過福建2017年用電量的10%。
2017年全國及海上風電大省用電量情況
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目前，現已獲得核準的項目理論上上網電價已經鎖定（有待政策進一步明確），考慮以上所述的海上風電項目消納條件優越、利用小時數有保障，則投資收益可預期。行業技術進步和成本下降的進程仍在延續，因此過去幾年推動海上風電快速發展的有利因素仍將持續，可以預期未來國內海上風電裝機仍將延續當前的景氣勢頭。
政策層面，補貼因素有可能影響后續海上風電項目的核準，大致估算目前已建成、在建、已核準待建項目的規模超過30GW，如果這些項目全部投運，粗略估算每年對應的補貼需求超過370億元。因此，在國家補貼缺口問題凸顯的情況下，后續核準項目補貼強度的控制顯得必要，2019年各省將采用競價模式配置海上風電項目，后續核準的海上風電項目規模和電價水平存不確定性，但已核準項目足以支撐未來幾年國內海上風電的大發展。
二、風電行業收入增長利潤下降，風電呈現復蘇態勢
為了深入了解整個風電產業鏈各細分板塊的經營情況，將風電行業分為運營商、整機商、主軸、風塔、葉片、鍛鑄件等零部件6個板塊。選取24家上市公司，包含8家風電場運營企業，其中有3家在港交所上市；4家整機商；4家風塔企業；2家葉片企業；2家主軸企業；4家鍛鑄件企業。
（一）全行業營業收入小幅增長
2018年全行業實現營業收入1538.08億元，同比增長9.98%，實現歸屬于母公司股東的凈利潤149.21億元，同比減少7.27%。風電板塊營收增長主要原因是2018年行業復蘇，需求底部反轉導致新增裝機量增長。經過統計，2018年營業收入同比下降的公司有4家；增幅為0～30%的公司有15家，占比83.3%；增幅為30%以上的公司有5家，占比20.83%，分別是明陽智能、金雷股份、天能重工、恒潤股份和福能股份，涵蓋了運營商、整機商、主軸、風塔和鍛件供應商。2018年歸母凈利潤同比下降的公司有4家；由盈利轉為虧損的公司有3家，分別是湘電股份、時代新材和吉鑫科技；扭虧的公司有1家是風電場運營板塊的銀星股份；增幅在0～30%之間的公司有13家；增幅為30%以上的公司有3家，分別是嘉澤新能、大金重工和恒潤股份。
2018風電板塊收入情況
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2018風電板塊歸母凈利潤情況
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風電板塊2018年整體情況
公司數量（家） | 營業收入 | 歸母凈利潤 |
同比負增長 | 4 | 4 |
同比增長幅度在0～30% | 15 | 13 |
同比增長幅度在30%以上 | 5 | 3 |
虧損 | - | 3 |
扭虧 | - | 1 |
合計 | 24 | 24 |
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由于運達股份和華能新能源沒有單季度數據，如下四季度的統計數據不包括運達股份和華能新能源，在統計口徑上為22家公司的數據。單從四季度來看，全行業實現營業收入444.51億元，同比增長15.45%，環比下降54.51%；實現歸母凈利潤0.68億元，同比下降97.67%，環比下降99.43%。其中整機商實現收入149.54億元，同比增長17.99%，歸母凈利潤為-5.17億元，同比減少152.15%，主要因為湘電股份拖累，其Q4凈利潤-15.42億；主軸板塊收入12.27億元，同比增長17.51%，歸母凈利潤0.95億元，同比下降1.6%；風塔板塊實現收入26.78億元，同比增長47.91%，歸母凈利潤1.60億元，同比增長0.75%；葉片板塊實現收入73.26億元，同比增長13.55%，歸母凈利潤-3.24億元，同比下降274.20%；鍛鑄件板塊實現收入17.32億元，歸母凈利潤1.40億元，同比增長達108.28%。風場運營板塊實現營業收入165.34億元，同比增長7.90%，環比下降61.28%；實現歸母凈利潤5.15億元，同比下降63.33%，環比下降93.31%。
2018Q4風電板塊歸母凈利潤情況
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2018Q4風電板塊歸母凈利潤情況
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在被統計的22家上市公司中，2018Q4收入同比下降的公司有3家，分別是整機商湘電股份、風塔板塊大金重工和風電場運營商中閩能源；增幅為0～30%的公司有8家，增長幅度在30%以上的公司11家。2018Q4歸母凈利潤同比下降的公司有15家；增幅為0～30%的公司有3家；增幅在30%以上的公司有4家；虧損的公司有6家；扭虧企業有一家。
風電板塊2018Q4整體情況
公司數量（家） | 收入增速 | 歸母凈利潤增速 |
同比負增長 | 3 | 8 |
同比增長幅度在0～30% | 8 | 3 |
同比增長幅度在30%以上 | 11 | 4 |
虧損 | - | 6 |
扭虧 | - | 1 |
合計 | 22 | 22 |
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（二）毛利率均出現下滑，主要發生在第四季度
2018年風電行業各細分板塊毛利率均出現下降，整機商/主軸/風塔/葉片/鍛鑄件等/風電場運營分別下滑2.67/2.08/1.77/1.20/4.79/0.26pct，整機商的毛利率下滑主要出現在第四季度，下滑8.59pct；風電場運營板塊的毛利率也主要在四季度出現下滑，下滑5.19pct；鍛鑄件等零部件板塊的毛利率下滑主要出現在第三季度，下滑6.86pct；其余三個子板塊在三四季度毛利率均有所下滑。毛利率下滑主要原因是上游大宗商品特別是鋼材價格上漲，導致成本端增加。運營商毛利率下滑最少只有-0.26個pct，是因為銷售收入主要與電價和利用小時數相關，銷售成本主要是折舊費用，而三者相對比較穩定。
國內鋼材價格指數（中鋼協）
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2018風電板塊毛利率情況
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2018Q4風電板塊利率情況
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（三）各細分板塊歸母凈利率均有所下滑，整機商下滑幅度最大
整機商板塊下滑4.19pct，接著是風塔板塊，下滑3.10pct，下滑幅度最小的是風電場運營板塊，歸母凈利率下滑0.26pct。整機商、葉片和風電場運營板塊歸母凈利率下滑主要出現在第四季度，鍛鑄件等零部件板塊歸母凈利率下滑主要是在第三季度，主軸和風塔板塊的歸母凈利率在三四季度均有所下滑。
2018風電板塊歸母凈利率情況
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2018Q4風電板塊歸母凈利率情況
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（四）各細分板塊歸母凈利率均有所下滑，整機商下滑幅度最大
整機商板塊下滑4.19pct，接著是風塔板塊，下滑3.10pct，下滑幅度最小的是風電場運營板塊，歸母凈利率下滑0.26pct。整機商、葉片和風電場運營板塊歸母凈利率下滑主要出現在第四季度，鍛鑄件等零部件板塊歸母凈利率下滑主要是在第三季度，主軸和風塔板塊的歸母凈利率在三四季度均有所下滑。
2017-2018風電板塊各細分板塊歸母凈利率
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18Q3-18Q4風電板塊各細分板塊歸母凈利率
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上游風機及零部件板塊費用率有所下降。整機商/主軸/風塔/葉片/鍛鑄件等零部件板塊費用率分別下降0.81/2.52/1.57/5.98/4.52pct,下游的風場運營板塊費用率上升3.77pct，主要原因是第四季度費用率大幅度上升，主要受樣本中華電福新財務費用大幅度波動的影響。
2017-2018風電板塊費用率情況
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18Q3-18Q4風電板塊費用率情況
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（五）全行業經營活動現金流量凈額同比小幅增長，主要由運營商貢獻
在凈利潤同比小幅下降的情況下，經營活動現金流出現了13.03%的增長，主要是因為風電運營商的貢獻，龍源電力的經營活動現金流量凈額由2017年的126.82億元增長到142.55億元，華電福新由2017年的80.38億元增長到107.03億元，其中龍源電力的增長部分來源于凈利潤的增長，華電福新的增長主要由于營運資本變動（應收賬款及應收票據的減少）；全行業投資活動現金流量凈額下滑21.71%，由2017年的416.43億元下滑到2018年的326.00億元，行業內大部分上市公司投資活動現金流量凈額均有所下滑，而不是受單獨某個公司的影響；全行業籌資活動現金流凈額由正轉負，主要是樣本中個別企業籌資活動變化巨大造成，不足以反映行業整體情況，如龍源電力籌資活動現金流由2017年的-3.52億元到2018年的-78.02億元，華電福新由2017年的5.20億元到2018年的-31.79億元，剔除掉以上因素后，其余企業作為一個整體大致保持不變。
風電板塊2018及2017現金流量情況（單位：億元）
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運營商資產負債率最高。2018年全行業的平均資產負債率為65.12%。其中風電運營商的資產負債率較高，除中閩能源和福能股份略大于50%外，其余均在60%以上，甚至達到70%以上；相比而言，風機及零部件企業的資產負債率差異較大，較高者如金風科技、湘電股份以及2019年新上市的明陽智能和運達股份，資產負債率分別為67.46%，75.21%，78.11%和85.41%，而最低者金雷股份的資產負債率僅為5.47%。
風電板塊上市公司資產負債率
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風電板塊整機商收入和凈利潤變動情況分析表
整機商 | 2018收入（億元） | 同比 | 18Q4收入（億元） | 同比 | 18Q3收入（億元） | Q3同比 | 2018凈利潤（億元） | 同比 | 18Q4凈利潤（億元） | 同比 | 18Q3凈利潤（億元） | Q3同比 |
金風科技 | 287.31 | 14.3% | 109.15 | 34.4% | 178.16 | 4.8% | 32.83 | 4.2% | 7.85 | -1.1% | 24.98 | 6.0% |
明陽智能 | 69.02 | 30.3% | 23.64 | 57.1% | 45.38 | 19.6% | 4.23 | 28.7% | 1.69 | -11.4% | 2.54 | 84.0% |
湘電股份 | 61.99 | -36.1% | 16.75 | -45.0% | 45.24 | -32.1% | -19.89 | -2478.2% | -15.42 | -4031.1% | -4.47 | -1106.3% |
運達股份 | 33.12 | 1.7% | 1.20 | 27.7% | 0.00 | |||||||
合計 | 418.32 | 4.2% | 149.54 | 18.0% | 268.78 | -2.1% | 17.16 | -51.8% | -5.89 | -157.6% | 23.05 | -9.2% |
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風電板塊主軸收入和凈利潤變動情況分析表
主軸 | 2018收入（億元） | 同比 | 18Q4收入（億元） | 同比 | 18Q3收入（億元） | Q3同比 | 2018凈利潤（億元） | 同比 | 18Q4凈利潤（億元） | 同比 | 18Q3凈利潤（億元） | Q3同比 |
金雷股份 | 7.90 | 32.4% | 2.74 | 155.0% | 5.16 | 5.5% | 1.16 | -22.6% | 0.34 | 44.5% | 0.83 | -34.9% |
通裕重工 | 35.35 | 11.5% | 9.53 | 1.8% | 25.82 | 15.6% | 2.41 | 6.6% | 0.67 | -19.4% | 1.73 | 21.8% |
合計 | 43.25 | 14.8% | 12.27 | 17.5% | 30.98 | 13.8% | 3.57 | -5.1% | 1.01 | -5.4% | 2.56 | -5.0% |
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風電板塊風塔收入和凈利潤變動情況分析表
風塔 | 2018收入（億元） | 同比 | 18Q4收入（億元） | 同比 | 18Q3收入（億元） | Q3同比 | 2018凈利潤（億元） | 同比 | 18Q4凈利潤（億元） | 同比 | 18Q3凈利潤（億元） | Q3同比 |
天能重工 | 13.94 | 88.8% | 6.18 | 233.0% | 7.75 | 64.0% | 1.16 | 18.6% | 0.51 | 89.0% | 0.65 | -8.4% |
泰勝風能 | 14.73 | -7.4% | 6.46 | 190.7% | 8.26 | -33.9% | 0.09 | -94.0% | -0.11 | -5739.2% | 0.21 | -86.6% |
天順風能 | 37.02 | 16.8% | 11.92 | 133.1% | 25.10 | 10.4% | 4.81 | 0.8% | 1.13 | 0.4% | 3.68 | 0.9% |
大金重工 | 9.70 | -5.0% | 2.22 | 71.3% | 7.48 | 5.3% | 0.63 | 51.2% | 0.16 | -21.0% | 0.47 | 120.7% |
合計 | 75.38 | 15.6% | 26.78 | 147.9% | 48.60 | 3.2% | 6.69 | -13.2% | 1.69 | 5.5% | 5.00 | -18.0% |
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風電板塊葉片收入和凈利潤變動情況分析表
葉片 | 2018收入（億元） | 同比 | 18Q4收入（億元） | 同比 | 18Q3收入（億元） | Q3同比 | 2018凈利潤（億元） | 同比 | 18Q4凈利潤（億元） | 同比 | 18Q3凈利潤（億元） | Q3同比 |
中材科技 | 114.47 | 11.5% | 36.46 | 20.0% | 78.01 | 7.9% | 9.92 | 22.3% | 2.05 | 15.0% | 7.87 | 24.4% |
時代新材 | 119.96 | 5.2% | 36.80 | 7.8% | 83.16 | 4.1% | -4.35 | -750.9% | -5.16 | -2513.4% | 0.82 | 79.6% |
合計 | 234.43 | 8.2% | 73.26 | 13.6% | 161.17 | 5.9% | 5.57 | -36.5% | -3.11 | -255.8% | 8.68 | 28.1% |
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風電板塊鍛鑄件等零部件收入和凈利潤變動情況分析表
鍛鑄件等零部件 | 2018收入（億元） | 同比 | 18Q4收入（億元） | 同比 | 18Q3收入（億元） | Q3同比 | 2018凈利潤（億元） | 同比 | 18Q4凈利潤（億元） | 同比 | 18Q3凈利潤（億元） | Q3同比 |
吉鑫科技 | 12.69 | -5.9% | 3.33 | 3.2% | 9.36 | -8.8% | -0.66 | -3404.6% | 0.24 | -248.1% | -0.90 | -599.5% |
日月股份 | 23.51 | 28.3% | 6.93 | 38.7% | 16.58 | 24.5% | 2.81 | 23.8% | 0.81 | 84.7% | 1.99 | 9.1% |
恒潤股份 | 11.85 | 60.0% | 3.97 | 95.5% | 7.88 | 46.6% | 1.27 | 40.2% | 0.34 | 24.6% | 0.93 | 46.8% |
振江股份 | 9.80 | 4.0% | 3.10 | 76.8% | 6.70 | -12.7% | 0.60 | -48.0% | -0.01 | -108.9% | 0.61 | -41.9% |
合計 | 57.85 | 18.9% | 17.32 | 44.3% | 40.52 | 10.6% | 4.02 | -7.7% | 1.38 | 109.6% | 2.64 | -28.6% |
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風電板塊風場運營收入和凈利潤變動情況分析表
風場運營 | 2018收入（億元） | 同比 | 18Q4收入（億元） | 同比 | 18Q3收入（億元） | Q3同比 | 2018凈利潤（億元） | 同比 | 18Q4凈利潤（億元） | 同比 | 18Q3凈利潤（億元） | Q3同比 |
節能風電 | 23.76 | 27.0% | 5.79 | 7.4% | 17.97 | 34.9% | 5.97 | 29.4% | 0.62 | -54.6% | 5.35 | 64.4% |
嘉澤新能 | 10.69 | 28.5% | 2.37 | 13.4% | 8.32 | 33.6% | 2.69 | 63.3% | 0.23 | -38.2% | 2.47 | 92.1% |
中閩能源 | 5.24 | 3.4% | 1.64 | -26.5% | 3.60 | 27.1% | 1.45 | -15.5% | 0.38 | -51.2% | 1.06 | 14.6% |
銀星能源 | 11.95 | 27.8% | 3.71 | 57.0% | 8.24 | 17.9% | 0.52 | -126.6% | -0.15 | -87.9% | 0.68 | -195.8% |
福能股份 | 93.54 | 37.6% | 28.37 | 31.3% | 65.17 | 40.5% | 10.82 | 27.4% | 3.35 | -8.2% | 7.47 | 54.3% |
龍源電力 | 263.88 | 7.3% | 72.14 | 4.3% | 191.74 | 8.5% | 49.21 | 8.2% | 3.63 | -70.0% | 45.58 | 36.4% |
華電福新 | 183.30 | 9.0% | 51.32 | 1.9% | 131.98 | 12.1% | 24.73 | 0.3% | 2.65 | 222.2% | 22.08 | -7.4% |
華能新能源 | 116.50 | 10.4% | 31.28 | 2.2% | - | - | - | - | - | - | - | - |
合計 | 708.86 | 12.7% | 165.34 | 7.9% | 427.01 | 15.3% | 126.68 | 9.9% | 10.71 | -39.9% | 84.69 | 26.7% |
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三、歐洲海上風電發展情況
目前我國海上風電標桿上網電價仍高于陸上風電、顯著高于沿海省份燃煤標桿電價，盡管政策支持力度較大，在補貼缺口壓力之下后期海上風電項目補貼逐漸退坡是必然趨勢。長期來看，海上風電的成長性取決了未來成本下降的潛力。而參考歐洲海上風電發展軌跡，我國海上風電未來降本的思路清晰。
2017年，英國第二輪CfD招標結果公布，海上風電項目中標價格相比第一輪大幅下降，擬于2022/23年投運的HornseaProject2、Moray項目的中標電價僅57.5英鎊/MWh。這一電價水平已經大幅低于第一輪CfD招標的擬于2017~2019年投運的陸上風電中標電價，也低于欣克利角C核電站的上網電價。英國第三輪CfD競標預計將于2019年5月啟動，考慮補貼預算的大幅縮水，預計中標電價還將進一步較大幅度降低。
英國前兩輪海上風電項目CfD競標情況
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實際上，英國第二輪CfD招標海上風電項目超低中標電價并不是個例，2016年以來，德國、丹麥、荷蘭等國新招標的海上風電項目均報出較低的中標價格。美國能源部相關報告顯示，歐洲海上風電項目中標價格隨著時間推移呈現明顯下降趨勢，大概從2017~2019年之間商業化投運項目的約200美元/MWh的電價下降至2024~2025年之間的約65美元/MWh的電價。
全球多個海上風電項目均報出較低的中標電價
項目名稱 | 容量（MW） | 國家 | 投運年份 | 中標時間 | 校正后的中標價格（美元/MWh) |
Borssele1and2 | 760 | 荷蘭 | 2020 | 2016.5 | 101 |
VesterhavNordandSyd | 350 | 丹麥 | 2020 | 2016.12 | 87 |
KriegersFlak | 610 | 丹麥 | 2021 | 2016.9 | 72 |
Borssele3and4 | 740 | 荷蘭 | 2023 | 2016.12 | 81 |
GodeWind3 | 110 | 德國 | 2023 | 2017.1 | 81 |
BorkumRiffgrundWest2 | 240 | 德國 | 2024 | 2017.1 | 70 |
OWWest | 240 | 德國 | 2024 | 2017.1 | 70 |
HeDreiht | 900 | 德國 | 2025 | 2017.1 | 70 |
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響海上風電度電成本（LCOE）最重要的兩個因素分別是初始投資和發電利用小時數（容量系數），單位投資成本的下降和容量系數的提升是海上風電度電成本下降的主要原因，而初始投資下降和容量系數提升則是由諸多因素推動的，其中主要包括技術進步導致的風機大型化和優化設計、規模化以及競爭帶來的供應鏈成本下降等。
中國作為跟隨者，正在復制歐洲的成長軌跡，未來復制歐洲的電價（或成本）下降趨勢可期。
（1）風機大型化等技術進步
歐洲經驗表明，風機功率等級的大型化是降本的核心因素。2017年，歐洲新投產項目平均單機容量為5.9MW，同比增長23%；與此同時，國內2017年新投產海上風電項目平均單機容量3.65MW，同比下降約5%。對比來看，國內2017年新投產海上風電項目單機容量較歐洲低38%。
歐洲單機容量提升的步伐有望進一步加快，目前，歐洲在建海上風電項目普遍采用6MW及以上的大容量風電機組。2016年，MHIVestasV164-8.0MW機組在英國BurboBank海上風電場擴建項目完成首次安裝，2018年德國漢堡風能展上，MHIVestas正式發布全球最大海上風機V164-10MW；西門子也已推出其8MW系列產品。
國內方面，未來單機容量有望快速提升。據統計，截至2018年9月在建的23個項目平均單機容量為4.6MW，較2017年新投產項目單機容量提升26%。
此外，國內龍頭海上風機企業正在著力推出更大功率等級的海上風機，推動：
金風科技：2017北京國際風能大會暨展覽會上正式發布新一代海上大兆瓦產品——GW6.X平臺及整體解決方案，額定上網功率包含6.45MW及6.7MW，可搭載154米、164米、171米規格大葉輪直徑。在2018年北京國際風能大會暨展覽會上，金風推出GW168-8MW海上大容量機組，預期2019年下半年完成首臺樣機吊裝。
上海電氣：引進西門子成熟技術，目前SWT-6.0-154以及SWT-7.0-154均已在獲得批量訂單；2018年3月，上海電氣與西門子歌美颯簽訂技術轉讓協議，上海電氣將正式引進SG8MW-167海上風電機組。
明陽智能：2017年風能展上推出MySE5.5-7.0MW平臺機型，近期首臺MySE5.5MW半直驅海上機組在粵電湛江外羅海上風電項目吊裝成功，在廣東新建海上風電項目中占比較高的市占份額。
2017年歐洲海上風電單機容量持續攀升（MW）
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（2）規模化及競價
歐洲單個項目的平均容量也呈現大型化趨勢，新投運項目平均容量從2006年46.3MW提升至2016年的379.5MW，2017年在建項目平均容量493MW，英國近兩輪CfD招標的5個海上風電項目平均容量則超過870MW，單體海上風電場最大容量約1.4GW。單體容量的提升使得大規模成片開發成為可能，有效提升施工和運維效率，降低成本。
國內方面，海上風電項目單體規模也在不斷攀升，根據統計，在建的23個項目平均容量為277MW，已核準待建的42個項目的單體容量則達到388MW，處于核準的29個項目的平均單體容量則達到709MW，海上風電的連片大規模開發已經基本成為共識。國家電投揭陽前詹一海上風電場項目規模1.2GW，是目前國內獲得核準的單體容量最大的海上風電場。
此外，充分的市場競爭也在助力成本降低，尤其體現在開發商環節。目前，歐洲的海上風電項目開發權主要通過招標等形式授予開發商，開發商在獲取海上風電資源方面已形成較為充分的競爭，因此，為了順利獲取海上風電開發權，開發商需要精細成本管理，通過較低的報價贏得競爭。
2019年，我國全國范圍內將實行海上風電項目競爭性配置，廣東、福建均已出臺海上風電項目競爭配置辦法，盡管目前的競爭配置方案對于上網電價的壓力不大，但總體來看海上風電競爭性配置將朝著更有效的價格發現的方向發展。
歐洲新投產海上風電項目單體容量攀升
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英國海上風電項目建設施工速度（MW/天）
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四、風電板塊產業鏈分析
從各板塊個股的收入和凈利潤變動情況來看，運營商板塊的表現要好于風電行業其他子板塊，該板塊2018年的收入和凈利潤均出現不同程度的增長，整體收入增長12.7%，凈利潤增長9.9%，這主要得益于18年棄風限電情況的改善，風電呈現復蘇態勢，從單季度情況來看，四季度收入和凈利潤同比增速相較三季度均有所放緩。運營商板塊內部之間差異較小，未出現明顯的業績分化情況，主要是因為電站建好后，運營本身的差異化不大。整機商分化比較嚴重，個股業績漲跌均有，整機商收入上漲4.2%，凈利潤下降51.8%，如金風科技凈利潤32.83億元，而湘電股份在2018年凈利潤-19.89億元。風塔板塊分化也較嚴重，天順風能一家獨大，凈利潤4.81億元，占據板塊利潤的71.9%。葉片板塊分化嚴重，中材科技凈利潤9.92億，時代新材-4.35億。主軸板塊分化不明顯，從凈利潤的角度看，金雷風電和通裕重工。鍛鑄件等零部件板塊分化顯著，特別是同屬鑄件板塊的吉鑫科技和日月股份，鑫科技凈利潤-0.66億元，日月股份凈利潤2.81億元。
風電行業大致可以分成上游的主機制造、零部件制造企業，中游的風電場運營商，及下游的購電客戶。上游主要以主機制造商為主，由主機廠商負責機型的設計，零部件采購及組裝后交付給風電運營企業，運營企業通過售電給下游客戶（電網公司）獲得收益，電價由煤電標桿電價加可再生能源補貼兩部分組成。海上風電作為風電行業的一個分支，產業鏈基本相同，只是在部分環節需要涉及更專業的海洋工程技術，諸如海底電纜，海上風機基礎施工，海上風機吊裝等。
（一）運營商：資金和技術能力決定未來市場份額
國內海上風電運營商主要以國有企業為主，統計了62個海上風電項目，投資方為國有企業為主的有60個項目，占比97%。其中國電投、龍源、三峽、中廣核、華能都有多個項目，集中度較高。
海上風電項目統計
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海上風電尚處于成熟市場前期，且開發投資一個風場的投資金額較大，所以，目前基本以國有企業為主。海上風電相比陸上風電，其前期、設計、施工等復雜程度更高，先入投資商積累的經驗和技術能力將會為他們后續項目的獲得，投資成本控制帶來優勢，行業將會有較高的先入壁壘。投資商的資金實力及技術實力將成為海上風電場發電成本的主要決定因素，2019年之后的競價環境下，那些先入的大型國有企業將成為海上風電投資的主角。
（二）整機制造商：海上風電更需要效率和可靠性
2017年，國內海上風機新增裝機共319臺，新增裝機容量達到116萬千瓦，同比增長97%。共有8家制造企業有新增裝機，其中，上海電氣新增裝機容量最多，共吊裝147臺，容量為58.8萬千瓦，占比達到50.5%。
整機制造商2017年新增裝機
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截至2017年底，有業績的海上風電機組整機制造商共11家，其中，累計裝機容量超過15萬千瓦的有上海電氣、遠景能源、金風科技、華銳風電，這4家企業海上風電機組累計裝機量占海上風電總裝機容量的88%，上海電氣以55%的市場份額遙遙領先。上海電氣采用的是西門子技術，西門子海上風電起步較早，風機在海上風電的市占率排名第一，可見海上風電投資商在選擇風機供貨商時，對于可靠性較為看重，因為主機的可靠性是決定后續維護費用的關鍵因素。
2017年國內企業海上累計裝機容量
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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153萬千瓦，占海上裝機容量的55%，5MW風電機組裝機容量累計達到20萬千瓦，占海上總裝機容量的7%，6MW風電機組吊裝的仍是樣機，尚未批量吊裝。未來海上風機的大型化將是必然趨勢，因為大型化帶來的風機效率的提升是海上風電的重要優勢，同時，單個風機容量更高后，也能夠減少工程的建安成本，所以，能夠制造更大機型的制造商將會獲得更多的份額。
2017年國內海上風電不同功率機組累計裝機容量
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從項目的投資回報出發，海上風電投資商對于機組的可靠性和效率將更加注重，所以未來能夠生產更大機型，并且質量有保證的整機制造商將獲得更有利的地位，相比陸上風機，海上風機的參與廠家較少，且集中度有望進一步提升，將有利于保證制造商的毛利率水平。
（三）海底電纜：需求量穩定增長，市場空間巨大，格局穩定
海上風機所發電力需要有海底電纜輸送到陸地，電力一般先由中低壓海纜輸送到海上升壓站平臺，經過升壓后，再由高壓海纜輸送到陸地。海纜是海上風電的關鍵部件，海上風電新增裝機增長，勢必帶動海纜需求量的增長。
按單個風場300MW考慮，平均海纜訂單金額5.5億元，則2018至2020年三年的海上風電海纜市場容量有近150億元，平均每年約50億元。保守預計在2020至2030年，國內的海上風電海纜市場容量年均復合增長率在15%，十年市場容量1500億元。考慮到海洋鉆井平臺，海島開發等其他海纜下游市場的帶動，國內海纜市場的增長將更為的快速。
國內海纜市場空間預測
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目前，國內海底電纜企業主要有東方、中天、亨通、漢纜四家。海纜企業因為運輸的需要，必須臨近港口，企業的地理位置成了是否能夠進入海纜市場的先決條件。
另外由于海纜的絕緣要求很高，特別是高壓海纜，加之海底情況相比陸地更為復雜多變，所以220kV及以上海纜技術復雜、生產難度大，研發生產周期一般需要2-3年，研發完成后，需要實際工程業績驗證，所以，新入企業短期難以實現批量供貨。
海纜的生產需要專業生產設備，不能用陸纜生產設備生產，生產場地也需要重新規劃。海纜企業新增產能周期一般在2年左右，所以原有海纜企業也難以在短期內提升產能。
目前各家海纜企業的訂單比較飽滿，尤其在17年，訂單有明顯的增長。由于前幾年產能利用率不足，海纜企業基本沒有大規模擴產，所以產能在未來2年相對穩定。我們認為，隨著后續更多海上風電項目的招標啟動，海纜供需將會處于緊平衡。
（四）關鍵零部件廠商：技術和地理優勢決定未來市場份額
風機由多個零部件組裝而成，一般可以分為風輪、機艙和塔架三大部分。機艙包含了風電機組的關鍵設備，包括傳動機構、發電機等；風輪在機艙前端，由輪轂和葉片組成，它的作用是將風能傳遞給機艙內的傳動機構；塔架則起到支撐風機機艙和風輪的作用，通常塔架越高，風速越大。
海上風電的大型化需要有更大的葉片，更高更粗的塔架，再加上海上的腐蝕性環境，對于零部件質量的要求將會更高。此外由于零部件大型化后，陸上運輸能力受限的原因，部分大型零部件廠商需要臨近港口，企業的工廠布局對于公司訂單的獲得影響較大。
風電機組規模變化情況
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海上風電行業對零部件質量要求的提升，對于行業內有穩定的質量體系保證，優良業績及品牌知名度的公司，長期來看，會獲得更好的發展。并且海上風電對于部分大型零部件的供應商有地域限制，所以更看好有臨近港口布局的零部件供應企業
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2026-2032年中國風電行業市場運營格局及未來前景分析報告
《2026-2032年中國風電行業市場運營格局及未來前景分析報告》共九章，包含中國風電行業并網與棄風限電分析，中國風電行業主要企業經營分析，中國風電行業投融資分析等內容。
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