在經歷低谷之后，風電行業棄風率大幅縮減，迎來自下而上的復蘇。尤其是海上風電，由于能源局規劃，未來市場空間可達到4500-6000億元，未來，海上風電市場一旦啟動，全產業鏈公司都將受益。
風電行業確定性反轉。在經歷了2005-2010年我國風電裝機量年均80%增速的爆發式增長后，嚴重的棄風限電現象將行業帶入低谷。2011、2012連續兩年國內風電新裝機量下滑，2012年我國棄風率創出歷史最高的17.12%，新增風電裝機量同比減少26.49%。為了遏制棄風限電、引導行業良性發展，國家相關部門出臺了一系列支持政策，2013年全國棄風率從2012年的17%大幅下降到2013年的10.7%，平均利用小時數從1890提高到2074小時，風電行業迎來復蘇。
本輪風電行業復蘇是自下而上由需求端向供給端傳導，全產業鏈受益。我們從風電整機季度招標量環比增幅明顯和整機價格的變化趨勢可以得到印證�！笆濉逼陂g風電已核準項目總量超過100GW，儲備充足。從最新一批核準項目的區域分布上來看，有近45%的項目位于風電消納能力較強的華東地區和具備跨區域電力外輸渠道的西北地區，而棄風限電嚴重的東北地區的新增風機核準量占比僅為3%。新增裝機區域分布得到改善有利于風電行業長期良性發展。
中國海上風電將于2014迎來啟動元年。根據能源局規劃，到2015年，我國將實現海上風電并網裝機5GW，到2020年，實現海上風電并網裝機30GW。截止2013年我國海上風電累計裝機量為335MW，未來七年復合增速為90%，遠超風電行業整體裝機增速。目前海上風電平均裝機成本約為15000-20000元/KW，結合2020年我國海上風電30GW的裝機目標，我國海上風電市場啟動后，遠景市場空間可達到4500-6000億元。
目前限制我國海上風電市場發展的主要原因是標桿電價缺位，我們預計這一問題將于年內得到解決。經測算，海上風電標桿電價定在0.8元/kwh左右將使大部分項目具備開發價值。從敏感性分析的結果上看，標桿電價介于0.75-0.85元/kwh、年利用小時數2500-2700小時的情況下，海上風電場運營的內部收益率達介于7.06～18.46%之間。目前國內獲得核準而尚未開工的海上風電項目為1.8GW，已經獲得回復函的項目裝機量達到4.09GW，項目儲備充足，只待支持政策落地，國內海上風電市場便可快速啟動。
海上風電項目主要由風電整機、風塔及樁基、海底電纜三部分構成。海上風電的總投資中，整機、風塔、海底電纜等設備投資約占50-60%，意味著面向整機制造商以及零部件供應商的海上風電市場約為2500-3500億元。風電整機是海上風電項目中成本占比最高的，大約占單位總投資的30-40%，對應1350-2400億元空間。塔架成本一般占海上風機總成本的10-15%，對應450-900億元空間。海底電纜約占海上風電投資額的比例大約為5-7%，按照30GW的目標測算，我國的近海風電場建設約需2.4萬km海纜，總價值接近300億元。海上風電裝機成本顯著高于陸上風電裝機成本除了設備投資差異之外，更主要的差異來自于安裝成本。我們估計海上風電安裝成本約占總投資的30%以上。
海上風電市場一旦啟動，全產業鏈公司都將受益，我們認為具備海上風電運營經驗、或是具有海上風電整機及零部件配套產能的公司可以關注，風電零部件環節主要有天順風能、吉鑫科技、泰勝風能，這些公司均具備海上風電零部件或大功率風機配件產能;風電整機環節有金風科技、明陽風電，金風科技是國內風機龍頭、明陽風電研發的SCD緊湊型風機可以節約海上運輸吊裝成本;運營商環節的主要公司為龍源電力，國內風電運營商龍頭，運營國內絕大部分海上風電項目。<
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