经过几年的沉寂，海上风电迎来了又一波***热潮。

       近日，广东省揭阳市***与广州开发区管委会与通用电气签署海上风电项目***协议。根据协议，通用电气将在揭阳临港工业园区设立通用电气海上风电机组组装基地，并在广州开发区***建设通用电气海上风电运营开发中心。

       事实上，一些原本以传统油气产业为基础的能源巨头也加入了抢占海上风电的行列。在国内，中海油和中石油已将业务天线扩展到海上风电领域。在2013年逐步剥离新能源业务后，中海油今年开始启动海上风电业务。

       不仅如此，多家风电机组设备制造商早已“出海”，竞争异常激烈。

       中国可再生能源学会风能***会发布的《2018中国风电产业图》显示，2018年，我国海上风电发展加快，新增装机436台，装机容量165.5万千瓦，同比增长42.7%。去年。2018年，整个制造企业新增装机7台，其中上海电气公司新增装机***多，共181台，装机容量72.6万千瓦，装机容量43.9%。其次是视觉能源、金风科技、明阳智能、通用电气、联合动力和湖南电力风能。

       2019年，中国风电行业迎来了竞价上网、平价上网的新时代，海上风电也进入了大规模发展的快车道。在这种背景下，海上风电在迎头赶上的同时，如何避免“又快又快”，突破成本、技术等发展瓶颈，成为一个不容忽视的问题。

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       与欧洲一些发达***相比，我国海上风电开发起步较晚。近几年来，德国、英国、丹麦等国海上风电的发展相对成熟，处于***地位。

       2010年6月，我国***海上风电项目上海东海大桥风电项目***并网，标志着我国海上风电发展新时代的开始。此后，我国海上风电项目发展一度不尽如人意、停滞不前。直到***近几年，发展才开始加速。

       总体而言，与欧洲***相比，我国海上风电虽然发挥了“后一种”的作用，但近年来发展迅速，并迅速实现了后一种。数据显示，2018年我国海上风电总装机容量为445万千瓦，在建647万千瓦。中国已成为仅次于英国和德国的世界第三大海上风电***。

       海上风电的兴起与其多重优势有很大关系。

       长期以来，陆上风电长期存在的弃风限电问题仍未***，这是制约“三北”地区（东北、西北、华北）风电大规模发展的症结所在。

       然而，与陆上风电相比，海上风电更靠近吸收中心，可以实现近吸收。目前，我国部分沿海省市以及北京等一线城市是电力消费的主要负荷中心。这些城市远离“三北”地区，陆上风电远距离输送成本高、技术难度大，导致弃风频发。海上风电距离东南沿海等传统负荷中心较近，这些地方往往土地资源紧缺，难以满足大规模建设地面电站的用地需求。相比之下，海洋如此之大，更适合建设大型风电场，这使得海上风电成为真正的“蓝海”市场。

       此外，我国海岸线广阔，海上风资源丰富，发展前景广阔。远景产业研究院的分析报告指出，目前我国主要有三大海风资源区。其中，福建是东南沿海地区的主要风能资源区。海域风速9m/s，有效风能密度200-300w/m2以上，全年大于等于3m/s的小时数约7000小时，大于全年。或者大约4000小时等于每秒6米。

       海上风电还具有发电稳定、利用小时长、发电量大等优点。数据显示，陆上风电年平均利用小时约为2200小时。根据资源的不同，海上风电的利用小时也会发生变化。平均利用小时可达3000小时以上。

       我国东部地区土地可再生能源发展潜力有限。要实现可再生能源的就地开发和就地吸收，必须大力发展海上风电，特别是资源和储量较好的海上风电。

       随着陆上风电开发日趋饱和，海上风电被认为是在多重优势支撑下的下一个突破口。

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       事实上，我国东南沿海省市一直是经济发达地区，处于电力负荷中心，这些省市拥有丰富的沿海风资源，为海上风电的大规模发展提供了足够的市场空间。

       目前，东南沿海五省（福建、浙江、山东、江苏、广东）已成为我国海上风电发展的主要阵地。据中国农机工业协会风机分会统计，截至2019年3月底，我国已投产海上风电项目36个，总容量3694.95兆瓦。其中，仅江苏海域就有22个海上风电项目投产，总发电量2770.8MW。

       在一些省份的长远发展规划中，海上风电被列为***发展方向。

       根据江苏省***发布的《江苏省能源发展“十三五”规划》，“十三五”期间，江苏将加快发展风电，坚持海陆并举，建设1000万千瓦风电基地。到2020年，海上风电累计并网350万千瓦。

       除了江苏，越来越多的沿海省份也加入了海上“抗风”的行列。

       《广东省海上风电发展规划（2017～2030年）（修编）》披露的发展目标显示，截至2020年底，广东开工建设海上风电装机容量1200万千瓦以上，其中建成投产200万千瓦以上，初步建成海上风电研发、装备制造和运营维护基地，设备研发、制造和服务水平达到国内***水平。到2030年底，建成投产海上风电装机容量约3000万千瓦，形成整机制造、关键零部件生产、海工施工及相关服务业协调发展的海上风电产业体系，海上风电设备研发、制造和服务水平达到国际***水平，广东省海上风电产业成为国际竞争力强的优势产业之一。

       东部强省浙江也将海上风电纳入***产业。根据浙江电力发展“十三五”规划，到2020年，可再生能源装机规模约2000万千瓦，其***电装机400万千瓦，***发展海上风电。“十三五”期间，将新增风电约300万千瓦。

       近两年来，竞争并不完全局限于“纸上”规划，大量项目正在成堆审批中。

       2019年1月，江苏省发改委披露了24个核准的海上风电项目名单（截至2018年12月），总***1222亿元以上，建设规模670万千瓦。

       广东省批准的项目实力没有落后。2018年，阳江市等6个市县共批准和布局海上风电项目31个。批准的海上风电项目装机18708MW，总***3627.24亿元。

       据水利水电规划总院统计，到2020年，江苏、浙江、福建、广东、海南、山东、上海、河北、辽宁等省市海上风电规划总量将超过7800万千瓦（相当于达到三峡3.4座水电站的装机规模），远远超过到2022年的“十三五”风电发展规划。实现10年1500万千瓦的目标。

       与此同时，上下游企业已经抓紧了手脚，跃跃欲试。电鳐网掌握大量电力电气一手招标信息；

       由于海上风电项目***大、技术门槛高，传统国有企业是我国参与海上风电开发的主要企业。

       截至2018年底，中国海上风电开发企业18家。其中，累计装机容量超过20万千瓦的企业有***能源***、***电力***、三峡集团、华能集团、东海风电和***电网。这6家企业海上风电总装机容量占海上风电总装机容量的80.9%。其中，只有一家***方的装机容量为1510兆瓦。

       在上述企业中，中海油是***为突出的传统油气企业之一，在总装机容量排名中垫底。截至2018年，中海油海上风电累计装机容量仅为2兆瓦。相比之下，首笔国有能源***，其装机容量是中海油的700多倍。

       不过，这并不影响中海油进军海上风电的决心。

       2019年1月，中海油CEO袁光裕在2019年中海油战略会议上表示，“海上风电是可再生能源领域与我们***为兼容的能源，市场巨大，前景广阔。”半年后，中海油下属的中海油荣丰能源有限公司，在上海正式亮相。中海油表示，将“先在浅海练兵，后在深海下大力气，本着低成本、市场化的原则，积极稳妥***进海上风电业务”，据悉，中海油***代机组300兆瓦离岸江苏的矿石风电项目将于今年年底并网。? ? ? 中国可再生能源学会风能***会秘书长秦海燕曾撰文指出，海上风电已成为传统能源企业转型的关键方向。目前，欧洲海上风电市场一半以上的装机份额来自大型传统能源集团，如e.on、vattenfall和equinor。在前一波陆上风电推动的能源转型中，这些企业由于行动迟缓，在收入、融资、减排、舆论等方面都遭遇了严重危机。生存压力促使他们在看到海上风电发展机遇时迅速增加***。

       是大餐还是“剩菜”大餐？

       有观点认为，海上风电装机热潮与电价政策调整有关。

       根据***发改委《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），2018年底前批准的陆上风电项目，到2020年尚未并网，预计到2020年，风电上网电价仍将继续保持稳定。***不再给予补贴；2019年1月1日至2020年底批准的陆上风电项目2011年底前尚未完成。如果接入电网，***将不再补贴。自21日1月1日起，新批准的陆上风电项目已***实现上网平价，***不再给予补贴。

       在海上风电领域，将基准价改为指导价，新批准的海上风电项目全部通过竞争确定；2019年，新批准的海上风电指导价符合规划，纳入财政补贴年度规模管理，2020年将调整为0.8元/千瓦时和0.75元/千瓦时。新批准的海上风电项目，不得以竞争方式高于上述指导价；2018年底前已批准的海上风电项目，凡在2018年底前全部并网的，在批准时执行。2021年；2022年及以后所有机组并网时，执行并网年。指导价。

       此前，2014年，发改委发布了《关于海上风电定价政策的通知》，规定2017年前投入运营的洲际海上风电项目价格为0.75元/千瓦时（含税）和0.85元/千瓦时（含税）。税收）。

       对比两项政策可以看出，海上风电补贴力度正在减弱，即2019年电价由0.85元/kWh下调至0.8元/kWh，2020年进一步下调至0.75元/kWh。

       这意味着，项目电价补贴差额为0.05元/千瓦时，如果项目年发电量达到1000亿千瓦时，补贴差额将达到50亿元。

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       东北证券研报指出，海上风电价格稳中有降，存量项目发展加快：海上风电基准价转为指导价，2019-2020年海上项目指导价为0.8 Y。uan和0.75元/千瓦时。每年海上风电价格每千瓦时下降0.05元，海上风电价格则相对平稳下降。2018年底前批准的项目，2021年底前全部并网的，按批准时的上网电价执行；2022年后全部并网的，按并网当年指导价执行。在技术资源储备充足、建设条件成熟的业主项目保证电价的前提下，加快海上风电建设。

       然而，在海上风电项目争先恐后的同时，它们的市场前景仍存在争议。

       一方面，这源于担心发展过快。在此之前，光伏产业的超规模发展带来了弃光限电、拖欠补贴等问题。据数据测算，2020年我国可再生能源补贴总缺口将超过2000亿元，光伏补贴缺口将超过600亿元。

       在存量项目补贴由来已久的情况下，如果海上风电项目分批启动，如何保证补贴？如果补贴迟迟不到位，势必影响项目的***收益，进而影响整个行业的可持续健康发展。

       此外，海上风电***成本相对较高，如何考虑其经济和社会价值也是企业必须直接面对的问题。由于***成本高，很多企业都害怕海上风电，这也是为什么这个领域的参与者基本上都是大型国有企业。

       目前，我国陆上风电***成本约为4000元/千瓦，而海上风电场的千瓦容量***约为陆上风电场的2-3倍，但其基准价格并不是陆上风电的两倍。考虑到海上风电建设周期长、复杂，后期运行维护成本高，这样的***成本和电价水平能否保证盈利仍是一个问号。

       从目前的发展情况来看，海上风电仍缺乏完善的产业链，相关配套标准和产业政策有待完善。特别是在工程勘察、施工、安装、运营管理和维护等方面，缺乏一套标准的技术规范指导，很可能导致工程建设质量参差不齐。

       从陆地到海洋，中国风电产业的发展不能重蹈覆辙。近几年来，陆上风电盲目追求“风”，导致行业发展一度进入“寒冬”。持续追求规模效应和市场排名，是国内许多工业企业无法摆脱的长期发展问题。大量事实表明，发展过快往往导致相反的结果。

       幸运的是，这些问题引起了业界的关注。建议加快技术创新和应用。技术创新的核心是加快技术创新的实现速度，促进技术创新的应用，使技术创新与产业化紧密联系起来。同时，推进海上风电标准化建设，为标准化发展保驾护航。海上风电开发初期，首先要建立完整的标准体系，有利于统一市场标准和要求，避免劣币驱逐良币，避免绕道而行。政策制定部门要保持政策稳定性，特别是要把握补贴下调的节奏，使***者有明确的预期，提高***积极性，确保市场规模合理，促进产业进步。

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