我国海上风电装机规模全球第三
　　我国海上风电起步晚，但凭借海上资源稳定、大发电功率、便于消纳等特点，近年来发展迅速，市场前景广阔。目前，我国海上风电已基本具备大规模开发条件，下一阶段须通过技术创新和规模化开发，尽快摆脱补贴依赖，通过市场化方式实现快速发展——
与光伏发电的火热不同，近年来我国风电建设速度不断下滑，2017年风电新增装机容量更是创下近5年新低。但同时，我国海上风电异军突起，装机规模连续5年快速增长，已跃居全球第三。
我国海上风电起步晚、发展快，面临着成本更低的陆上风电和光伏发电等其他新能源的激烈竞争。在近日举行的2018海上风电峰会上，与会专家表示，在我国海上风电的下一阶段发展中，须通过技术创新和规模化开发，尽快摆脱补贴依赖，通过市场化方式发展。
海上风电市场难以估量
经过11年发展，截至2017年底，我国海上风电累计装机容量已达279万千瓦，海上风电场实现多点开花。如果行走在江苏、福建、广东等多个省份的海岸线，都能看见白色风机的身影。
“海上风电虽然起步比较晚，但是凭借海上资源稳定性和大发电功率等特点，近年来正在世界各地飞速发展。”中国海洋工程咨询协会会长周茂平告诉经济日报记者，我国海上风电的发展空间广阔、潜力巨大，对我国能源结构安全、清洁、高效转型具有重要意义。
一个时期以来，消纳难限制了我国新能源发展，与陆上风电不同，海上风电由于紧邻我国电力负荷中心，消纳前景非常广阔。数据显示，去年11个沿海省份用电量占全社会用电量达到了53%，且保持了较好复合增长。“同时，在巨大的能源结构调整压力下，未来这些省份对清洁能源的需求非常大。”电力规划设计总院新能源规划处处长苏辛一说。
此外，海上风电对电网更加友好，一方面，海上风电不占陆上资源；另一方面，在同样的地理位置，海上风电利用小时数高出20%至70%。
事实上，我国拥有发展海上风电的天然优势，海岸线长达1.8万公里，可利用海域面积300多万平方公里，海上风能资源丰富。根据中国气象局风能资源详查初步成果，我国5米至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内，风电可装机容量约2亿千瓦时。
我国《风电发展“十三五”规划》提出，到2020年海上风电装机容量达到500万千瓦。据彭博新能源财经预计，到2020年中国的海上风电累计装机容量可以达到800万千瓦，2020年至2030年每年新增容量将达到200万至300万千瓦。
“海洋之大是我们无法想象的，海上风电的市场空间难以估量。”国家应对气候变化战略研究与国际合作中心原主任李俊峰坦言。
已具备大规模开发条件
经过多年的稳步发展，无论是在可开发的资源量上，还是技术、政策层面，我国海上风电目前已基本具备大规模开发条件。
在海上风电机组研发方面，金风科技、上海电气，东方电气等一大批企业已经有能力生产适应我国沿海复杂海洋环境的5兆瓦以上大容量机组，可以避免完全依靠国外进口。勘测设计上，一批设计单位在施工优化方面取得了众多突破，已经具备提供全生命周期技术服务能力。在施工方面，中交三航局、龙源振华等通过参与上海东海大桥、福清兴化湾海上风电场建设，在海洋施工、大型海洋施工设备制造方面都积累了许多成功经验。在项目开发上，呈现出由近海到远海，由浅水到深水，由小规模示范到大规模集中开发的特点。
“我们取得的这些成绩标志着我国海上风电已经进入规模化、商业化发展阶段。”中国长江三峡集团副总经理王良友说。
无论是为了推动技术走向成熟，还是降低成本，都必须保证有足够的开发规模。记者了解到，福建省计划到2020年底海上风电装机规模达到200万千瓦以上。广东省则在全省规划了23个海上风电场址，总装机容量为6685万千瓦。江苏规划到2020年累计建成海上风电项目350万千瓦。目前，这些地区正在积极为发展海上风电完善配套政策。
虽然取得了快速发展，我国海上风电产业与国际一流水平尚有一定差距。“中国海上风电在海洋工程、产品可靠性、远距离电力输送以及维护方面仍面临很多挑战，准确地说，中国海上风电还处于基础能力建设阶段。”金风科技股份有限公司董事兼执行副总裁曹志刚说。
“其实，海上风电也是面临消纳问题的。”苏辛一分析认为，一方面，沿海地区经济发达，电网较密集，通道走廊相对比较紧张，未来海上风电的输电通道要提前规划布局；另一方面，沿海地区变电站设备利用率相对较高，对于风电接入也有所限制。“我们判断海上风电在一个省如果发展到1000万千瓦以上，可能也会面临消纳问题。”
从政策来看，目前我国海上风电补贴强度仍然较高，面临较大补贴退坡的压力。记者获悉，目前海上风电千瓦时电补贴强度大概是陆上风电约3倍，而且电价已有4年没有调整。而作为衡量海上风电开发的重要标尺，成本无疑将决定市场走向。
积极应对电价下探挑战
经历“十二五”的谨慎探索，“十三五”被认为是海上风电承前启后的关键时期。5月18日，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，从2019年起，各省（自治区、直辖市）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置和确定上网电价。电价“铁饭碗”的打破给海上风电产业带来了新挑战。
有测算显示，目前含税海上风电成本不低于0.84元/千瓦时。这意味着当前0.85元/千瓦时的近海风电项目含税上网电价，仅能给开发企业提供基本收益，如果竞价后带来电价继续下探，企业必须要提前谋划应对策略。
“大容量机组的应用是推低千瓦时电成本的关键因素。”彭博新能源财经高级分析师周忆忆说，目前欧洲的机组单机容量在6兆瓦至8兆瓦级别，中国目前的机组容量普遍在3兆瓦至5兆瓦，而且机组升级的速度要比欧洲慢，这是影响成本降低的一个瓶颈。
金风科技股份有限公司总工程师翟恩地表示，与陆上风电相比，海上风电的建设成本要高出很多，采用更大容量的机组，其建设成本（包括全场设备吊装成本、全场基础造价）以及后续运维成本等都明显低于小容量机组。同时，我国受到渔业养殖、通航、军事等因素影响，海域面积受限，这也要求上马更大容量的机组。
近海项目的水深和离岸距离同样是影响海上风电千瓦时价格下降的主要因素，虽然远距离海上风电项目前期建设成本和后期运维成本比较高，但是增加的发电量足以覆盖这部分投资。
此外，项目开发机制的不同也会对成本带来较大影响。比如，由于开发机制不同，荷兰和丹麦的海上风电招标价格远远低于英国。周忆忆说，英国主要以开发商为主导，但是荷兰和丹麦使用的是集中式开发机制。集中式开发机制是通过政府主导前期的项目开发，包括风能测量、选址、海底电缆铺设等，都是由政府主导完成，这使开发商承担的部分造价和风险得以大大降低。中国也可以尝试采取这种机制。
据彭博新能源财经预测，当一个市场累计装机达到300万千瓦时至400万千瓦时，可实现从新兴市场到成熟市场的切换。预计中国在2018年至2019年可实现这一目标，海上风电千瓦时成本将快速下降。（经济日报·中国经济网记者 王轶辰）
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今日搜狐热点海上风电发展分析 市场前景广阔来源：华经市场研究中心整理&&发布时间： 09:39:29
& & & &华经市场研究中心了解到，我国海上起步晚，但凭借海上资源稳定、大发电功率、便于消纳等特点，近年来发展迅速，市场前景广阔。目前，我国海上风电已基本具备大规模开发条件，下一阶段须通过技术创新和规模化开发，尽快摆脱补贴依赖，通过市场化方式实现快速发展&&
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　　与光伏发电的火热不同，近年来我国风电建设速度不断下滑，2017年风电新增装机容量更是创下近5年新低。但同时，我国海上风电异军突起，装机规模连续5年快速增长，已跃居全球第三。
　　我国海上风电起步晚、发展快，面临着成本更低的陆上风电和光伏发电等其他新能源的激烈竞争。在近日举行的2018海上风电峰会上，与会专家表示，在我国海上风电的下一阶段发展中，须通过技术创新和规模化开发，尽快摆脱补贴依赖，通过市场化方式发展。
　　海上风电市场难以估量
　　经过11年发展，截至2017年底，我国海上风电累计装机容量已达279万千瓦，海上风电场实现多点开花。如果行走在江苏、福建、广东等多个省份的海岸线，都能看见白色风机的身影。
　　&海上虽然起步比较晚，但是凭借海上资源稳定性和大发电功率等特点，近年来正在世界各地飞速发展。&中国海洋工程咨询协会会长周茂平告诉经济日报记者，我国海上风电的发展空间广阔、潜力巨大，对我国能源结构安全、清洁、高效转型具有重要意义。
　　一个时期以来，消纳难限制了我国新能源发展，与陆上风电不同，海上风电由于紧邻我国电力负荷中心，消纳前景非常广阔。数据显示，去年11个沿海省份用电量占全社会用电量达到了53%，且保持了较好复合增长。&同时，在巨大的能源结构调整压力下，未来这些省份对清洁能源的需求非常大。&电力规划设计总院新能源规划处处长苏辛一说。
　　此外，海上风电对电网更加友好，一方面，海上风电不占陆上资源；另一方面，在同样的地理位置，海上风电利用小时数高出20%至70%。
　　事实上，我国拥有发展海上风电的天然优势，海岸线长达1.8万公里，可利用海域面积300多万平方公里，海上风能资源丰富。根据中国气象局风能资源详查初步成果，我国5米至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内，风电可装机容量约2亿千瓦时。
　　我国《风电发展&十三五&规划》提出，到2020年海上风电装机容量达到500万千瓦。据彭博新能源财经预计，到2020年中国的海上风电累计装机容量可以达到800万千瓦，2020年至2030年每年新增容量将达到200万至300万千瓦。
　　&海洋之大是我们无法想象的，海上风电的市场空间难以估量。&国家应对气候变化战略研究与国际合作中心原主任李俊峰坦言。
　　已具备大规模开发条件
　　经过多年的稳步发展，无论是在可开发的资源量上，还是技术、政策层面，我国海上风电目前已基本具备大规模开发条件。
　　在海上机组研发方面，金风科技、上海电气，东方电气等一大批企业已经有能力生产适应我国沿海复杂海洋环境的5兆瓦以上大容量机组，可以避免完全依靠国外进口。勘测设计上，一批设计单位在施工优化方面取得了众多突破，已经具备提供全生命周期技术服务能力。在施工方面，中交三航局、龙源振华等通过参与上海东海大桥、福清兴化湾海上风电场建设，在海洋施工、大型海洋施工设备制造方面都积累了许多成功经验。在项目开发上，呈现出由近海到远海，由浅水到深水，由小规模示范到大规模集中开发的特点。
　　&我们取得的这些成绩标志着我国海上风电已经进入规模化、商业化发展阶段。&
　　无论是为了推动技术走向成熟，还是降低成本，都必须保证有足够的开发规模。记者了解到，福建省计划到2020年底海上风电装机规模达到200万千瓦以上。广东省则在全省规划了23个海上风电场址，总装机容量为6685万千瓦。江苏规划到2020年累计建成海上风电项目350万千瓦。目前，这些地区正在积极为发展海上风电完善配套政策。
　　虽然取得了快速发展，我国海上风电产业与国际一流水平尚有一定差距。&中国海上风电在海洋工程、产品可靠性、远距离电力输送以及维护方面仍面临很多挑战，准确地说，中国海上风电还处于基础能力建设阶段。&
　　&其实，海上风电也是面临消纳问题的。&苏辛一分析认为，一方面，沿海地区经济发达，电网较密集，通道走廊相对比较紧张，未来海上风电的输电通道要提前规划布局；另一方面，沿海地区变电站设备利用率相对较高，对于风电接入也有所限制。&我们判断海上风电在一个省如果发展到1000万千瓦以上，可能也会面临消纳问题。&
　　从政策来看，目前我国海上风电补贴强度仍然较高，面临较大补贴退坡的压力。记者获悉，目前海上风电千瓦时电补贴强度大概是陆上风电约3倍，而且电价已有4年没有调整。而作为衡量海上风电开发的重要标尺，成本无疑将决定市场走向。
　　积极应对电价下探挑战
　　经历&十二五&的谨慎探索，&十三五&被认为是海上风电承前启后的关键时期。5月18日，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，从2019年起，各省（自治区、直辖市）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置和确定上网电价。电价&铁饭碗&的打破给海上风电产业带来了新挑战。
　　有测算显示，目前含税海上风电成本不低于0.84元/千瓦时。这意味着当前0.85元/千瓦时的近海风电项目含税上网电价，仅能给开发企业提供基本收益，如果竞价后带来电价继续下探，企业必须要提前谋划应对策略。
　　&大容量机组的应用是推低千瓦时电成本的关键因素。&彭博新能源财经高级分析师周忆忆说，目前欧洲的机组单机容量在6兆瓦至8兆瓦级别，中国目前的机组容量普遍在3兆瓦至5兆瓦，而且机组升级的速度要比欧洲慢，这是影响成本降低的一个瓶颈。
　　与陆上风电相比，海上风电的建设成本要高出很多，采用更大容量的机组，其建设成本（包括全场设备吊装成本、全场基础造价）以及后续运维成本等都明显低于小容量机组。同时，我国受到渔业养殖、通航、军事等因素影响，海域面积受限，这也要求上马更大容量的机组。
　　近海项目的水深和离岸距离同样是影响海上风电千瓦时价格下降的主要因素，虽然远距离海上风电项目前期建设成本和后期运维成本比较高，但是增加的发电量足以覆盖这部分投资。
　　此外，项目开发机制的不同也会对成本带来较大影响。比如，由于开发机制不同，荷兰和丹麦的海上风电招标价格远远低于英国。英国主要以开发商为主导，但是荷兰和丹麦使用的是集中式开发机制。集中式开发机制是通过政府主导前期的项目开发，包括风能测量、选址、海底电缆铺设等，都是由政府主导完成，这使开发商承担的部分造价和风险得以大大降低。中国也可以尝试采取这种机制。
　　据预测，当一个市场累计装机达到300万千瓦时至400万千瓦时，可实现从新兴市场到成熟市场的切换。预计中国在2018年至2019年可实现这一目标，海上风电千瓦时成本将快速下降。
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【本周观察】
政信合作高潮后的承压期到来
2012年，融资平台受限和土地财政吃紧催生了一轮政信合作高潮，这些政府性债务融资类信托将在今年迎来集中兑付期。机构数据显示，全年超1500亿元规模到期，5－9月是高峰。在地方政府陡增的偿债压力下，基建信托的规模增速在今年已大幅降速8成，显示政信合作的双方都在日趋谨慎。经济增长乏力、国家宏观调控保持定力、经济结构调整等正在增加流动性风险的“出血点”,对于地方政府来说，融资平台信托违约产生的风险、危害和影响难以估量，估计会尽量避免违约；对信托公司来说，当前的机制还没成熟到不好就淘汰出局的阶段，但公司的业绩、能力分化趋势已经大大增加。
行进中的券商创新
5月16日，2014年证券业创新研讨大会召开。就在会议召开的前一天，临时取消出席会议，改由证监会副主席姚刚作主题演讲，规格不及第一届。虽然券商普遍关注互联网证券及账户建设、放宽业务准入实施牌照管理、产品创新等内容，但会议释放的信息以对新的讨论居多，新意略显不足。会上，姚刚重点讲述了新三板的定位，而证监会主席助理张育军则强调守住职业底线、加强风控，是创新发展的基础，对于机构和人来说，今后将重在惩戒。当前沪深股市低迷，进展缓慢。从其他国家的历史经验看，资本市场创新增加实体经济的活力，但也伴随着巨大风险。在安全与效率之间，中国的券商创新言易行难。
特高压建设仍是小心谨慎的决策
日前国家电网公布特高压工程获准。结合此前多省市发布光伏扶持政策、海上风电市场逐步启动，新能源发电和输配电领域感受到了“微刺激”的暖风。随着新技术和智能电网的发展，跨区域输配电是个重要问题。虽然多方预测2014年将迎来特高压大年，但从安全性角度来看，跨区域联网的目的是实现中国最重要的几个经济区之间的电力同步，任何一环出现问题都会对国家经济安全产生重大影响。目前获批的交流线路都是大区网内线路，而获批的跨大区网送电线路均为直流，联通华北、华中、华东三地区的交流特高压线路则一条都没有通过审批。未来特高压建设仍将是小心谨慎的决策。
改革风口的电信业
14日，中国移动宣布下调4G资费，抢在联通和电信获得FDD牌照前打响价格战第一枪。4G速度快，时延短，能够满足几乎所有用户对于无线服务的要求，速度是现有3G技术的十几倍。近期，关于电信业的重磅消息不断：国家基站公司即将成立、电信运营商“”、开始放号、电信业定价放开等，显示电信业改革节奏加快。对于传统运营商来说，网业分离将导致其业务收缩到语音和数据业务服务，虚拟运营商将加剧竞争，而“营改增”后三大运营商的利润或短期内下降。但对电信设备的需求可能迎来爆发式增长。同时，4G亦将极大推动“三网融合”，对文化传媒业产生正面影响。
本周财经人事
孔铉佑，任外交部亚洲司司长；
邢小江，任国家邮政局副局长、党组成员；
孙有中，任北京外国语大学副校长；
孙 雷，任东北大学副校长；
方海洋，任重庆邮电大学党委书记；
王 茁，被解聘联合股份有限公司总经理。
【下周要点】
【5月20日】普京访华并出席亚信峰会
应习近平主席邀请，俄总统普京5月20日将对中国进行正式访问。此外，普京还将出席在上海举行的亚信峰会。期间，两国领导人将讨论双边议程的一系列问题，还将签署一系列经贸、能源和人文领域的重要文件。中俄有许多共同利益，经济互补性强。能源、国防和投资将可能成为合作的重点领域。
【5月19日】旅游业的“私人化”与“老龄化”
19日是中国旅游日。过去两年，旅游业持续低迷。2014年则显示回暖迹象。春节黄金周期间，全国接待游客人数同比去年增长14%；实现旅游收入增长16.4%。从可获取的12省市五一期间旅游业数据看，游客量增速均值为20.6%，旅游收入增速均值为23.15%，增长态势良好。复苏的主要原因是信息技术的融入，让定制私人旅游路线成为可能，提升了旅游体验品质。人口老龄化、养老观念的转变，以及老年人消费能力的不断提升，也增加了旅游市场需求。
【5月23日】高德“无声”报业绩
高德软件将于北京时间5月23日晚间发布2014财年第一季度财报。由于阿里正对高德进行全资收购，所以高德高管不会召开财报电话会议解读财报。2013年8月，高德宣布旗下“高德导航”手机应用免费，免费意味着其会暂时失去一笔收入。去年财报也显示高德业绩由盈转亏。阿里收购后，两者会有怎样的创新模式值得关注，而车联网多年未解的盈利难题也将是两者面临的考验。
【5月20日】万科B转H的制度红利
万科16日公告，预计香港联交所将于5月20日举行上市聆讯，审议公司转申请。若成功实施后，万科的融资能力将会得到一定提升。这将是继中集集团2012年“首吃螃蟹”之后，第二家B转H。未来，更多的B股公司也可能享受转板的制度红利。不过，在沪港通之下， B转H方案对公司的吸引力或在降低。
【5月21日】等待上会的3家公司
21日，证监会主板发行审核委员会将召开2014年第68次、第69次发行审核委员会工作会议，审核重庆燃气集团股份有限公司、重庆川仪自动化股份有限公司、辽宁禾丰牧业股份有限公司首发申请。其中，重庆燃气曾在2012年首发暂缓表决；重庆川仪曾于1999年卖壳退市，如今重新申请上市。
【5月21日】不平静的德银股东大会
21日，德意志银行将举行年度的股东大会，该行调高高管奖金的计划有可能在会上遭到部分中小股东的抗议。德银官员认为此举很有必要，既能遵守欧盟高管薪酬的监管规定，又能从美国竞争对手那里抢夺人才。但部分股东组织则认为，调高奖金不应无限期，且此举将提高员工从事高风险投资活动的可能性。
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(原标题：财研：财经（05.19-05.23）)
本文来源：人民网
责任编辑：王晓易_NE0011
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