海上風電面臨轉折節點 逾1500億市場加速規模開發

　　站在“十三五”開局的全新起點上，海上風電整個產業吐故納新，正經歷著深刻的變革：從“暫停模式”進入“穩步發展模式”。但在眾多業界人士看來，如何看清暗流、避開暗流成為當前必須重視的問題。而這些也都是海上風電爆發前必須解決的發展困境。

　　海上風電面臨轉折節點 逾1500億市場加速規模開發

　　增長空間大，上升趨勢較確定，風力發電開始往東部、往海上發展。

　　我國海上風電資源儲量豐富，尤其是以上海為輻射的東部沿海地區。根據“十三五”可再生能源規劃，海上風電將重點分布在江蘇、山東、上海、浙江、福建和廣東等沿海區域。公開資料顯示，2016年我國海上風電新增裝機超過135臺，新增裝機容量為近60萬千瓦，超過“十二五”時期任何一年，同比增長遠超50%，呈現加速發展的勢態。

　　作為我國發電行業未來的發展方向，海上風電可發展區域主要集中在經濟發達的東部沿海地區。根據經濟日報此前報道，中國氣象局風能資源詳查初步成果，我國5米至25米水深線以內近海區域、海平面以上50米高度范圍內，風電可裝機容量約2億千瓦時。由此顯示出，大力發展海上風電，不僅可以滿足東部用電需求，陸、海風電相結合，還將加快我國綠色發電步伐。

　　隨著資本的聚集，新技術的開發，海上發電建設和發電成本不斷降低，海上風電的競爭力將不斷加強。根據國家能源局制定的《風電發展“十三五”規劃》，到2020年底，風電累計并網裝機容量確保達到2.1億千瓦以上，其中海上風電并網裝機容量達到500萬千瓦以上。廣發證券分析稱，假設以單位千瓦1.3萬—2萬元造價計算，海上風電的空間約1500億—2000億元。

　　業界分析普遍指出，國家能源主管部門對海上風電關注的不斷升溫、相關政策的不斷完善以及技術進步，我國“十三五”期間海上風電前景令人期待。在2016年《調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》文件中，明確近海風電項目標桿上網電價仍為0.85元/kWh，潮間帶風電項目標桿上網電價仍為0.75元/kWh。幾乎大家都認為，過去的緩慢發展已經為未來的大發展做好了充分的準備，海上風電已成為能源產業的投資風口。

　　在新的風口下，投資者們該何去何從?目前，我國大容量風機關鍵技術已取得突破，具備產業發展條件，而這也標志著我國海上風電正進入集中連片規模開發的快速發展新階段。海上風電規模化應用條件初具，但還有海上機組技術與可靠性、海上風電場設計、海上風電工程等多個方面需要進一步完善。誠如國內海上風電尚無長期運營經驗和成本數據積累，運維成本僅靠預估，有很大不確定性。

　　為提高海上風電的經濟性，更是對海上風電安裝船提出了運輸安裝一體化的要求，自升自航式海上風電安裝平臺成了當前主要的技術發展方向。另據中國電力報此前報道，“十三五”期間，我國將研究8兆瓦到10兆瓦海上風電機組關鍵技術，建立大型風電場群智能控制系統和運行管理體系，降低海上風電場的度電成本，實現5兆瓦到6兆瓦大型海上風電機組安裝規范化和機組運維智能化。

　　同時，在工作水深進一步增加，樁腿定位方式很難滿足需求的情況下，如何實現船舶的動力定位，改善其在風浪中的運動幅度，精確控制浮態，從而完成浮式基礎的對接，也是重要的技術發展方向。但可以預見，技術進步及項目經驗的積累使得海上風電度電成本正處于下降趨勢，非水可再生能源配額制、碳排放交易機制、以及用海審批流程簡化等因素改善了海上風電的產業環境，中國海上風電產業提速在即。

技術創新、成本風險管控是海上風電破題關鍵

　　盡管目前我國海上風電發展仍然受制于建設成本高、運維難度大和相關配套技術不成熟等一系列因素影響，但共同推動海上風電成本持續下降已經成為行業上下的共識。中國三峽集團黨組成員、副總經理畢亞雄在剛剛落下帷幕的“2017海上風電領袖峰會”上表示，我國海上風電行業正處于成本下降的關鍵時期，其整體成本正在穩步下降，而技術創新、成本管控和產業協同已經成為其開發成本下降的主要方式。

　　2020年海上風電度電成本有望接近陸上風電

　　目前，經濟性仍然是高懸于海上風電之上的達摩克利斯之劍，盡管如此，自去年以來，全球各大風企和能源公司在相關海上風電項目競標中均給出了可提供的最低電價。在今年4月英國公布的第二輪新型可再生能源項目差價合約競價結果中，其海上風電競價已經達到57.50英鎊/兆瓦時(折合人民幣約0.50元/千瓦時)。種種跡象表明，海上風電成本下降正在加速。

　　“海上風電裝機量每翻一番，度電成本預計將下降20%左右。對于海上風電來說，市場從不成熟到成熟的階段，都會有非常明顯的階梯式價格下降，轉折點在3~4吉瓦裝機量，開發商的經驗或者產業鏈的成熟度都是影響海上風電成本的重要因素。”在彭博新能源財經分析師周憶憶看來，當前海上風機規模越來越大，推出速度越來越快，隨著單機容量增長速度以及風場規模增大，規模化效應產生的單機前期成本及后期運營成本都將明顯下降，到2020年，海上風電的度電成本有望接近陸上風電。

　　“技術創新是促成海上風電成本快速下降和性能提升的關鍵。”江蘇道達海上風電工程科技有限公司副總經理黃宣旭在“2017海上風電領袖峰會”上表示，隨著海上風電開發向遠海、深海區域邁進，一系列發展難題開始浮出水面。首當其沖是規劃挑戰，其次是來自工程建設、安全和成本方面的挑戰。

　　記者了解到，今年早前道達風能聯合天津大學、三峽集團三峽新能源和華東勘測設計院等單位，并在國家863高科技發展計劃、國家海洋局重大海洋裝備扶持資金及江蘇省重大科研成果轉化扶持資金的資助下，成功研發了海上風機復合筒型基礎以及海上風機一步式安裝船配套裝備等原創成套技術。

　　據悉，海上風電復合筒型基礎及一步式安裝技術，包括結構設計、基礎建造、整機吊裝、整機浮運、一步式安裝等系列技術，涵蓋海洋工程結構、工程裝備、施工工法等原始集合創新。與傳統施工技術相比，海上風機復合筒型基礎與一步式安裝技術，是把基礎施工和風機運輸、整機安裝在海上合三為一，像“種樹”一樣在遠海“栽種風機”，實現風機施工結束即插即用的工程夢想。

　　“這樣做的優點在于降低成本且安全性得到了保障。從時間上來說，作業工序少、船只少，最大限度地減少海上作業時間，消除危險源，提高海上施工的安全性。另外，施工無振動無噪音，更關注施工期間的生態保護。從成本上來說，我們統計下來可以節約將近20%的費用。”黃宣旭表示，復合筒型基礎與一步式安裝技術在海上風電領域的規模化運用，將大幅度降低海上風電工程施工和風機安裝成本，提高安裝效率30%以上，這為不斷向遠海拓展海上風電場建設，適應海上風電降電價要求，推動海上風電項目有序健康開發提供了低成本、高效率、安全可靠的工程技術保證。

　　安裝設備專業度亟待提升

　　“對于海上風電項目建設來說，在制造安裝、調試、除濕和海纜敷設等環節都具備不同的特點。海上風電項目建設最終的目標就是要降低成本。”在上海電氣風電集團技術部智能中心主任黃猛看來，除了在安裝技術上進行創新外，出色的基礎結構方案和可靠性設計、優化安裝和海上設備運輸能力、工業化物流和優化的服務策略以及豐富的項目管理經驗和控制風險成本的能力，在降低海上風電成本方面同樣非常關鍵。

　　在黃猛看來，目前我國在海上工程船舶管理方面存在一系列問題亟待改進。黃猛表示：“首先是船舶航速問題，目前我國使用的交通艇運維船普遍航速在15節以下，遇到海上風浪較大的情況時，會拉長時間，增加風機運維成本。其次，我國很多船舶存在超載現象，這將帶來翻船或者漏水等安全隱患。再次，我國海上工程經驗相對不足，由于海上專業工程公司在國內相對稀少，非專業人士對海上施工情況缺乏經驗，增加了安裝風險。最后，我國在船舶設計上也存在不合理，目前海上項目所使用的交通艇、運維船大部分是在地方漁船的基礎上進行改造，專業的運維船相對缺乏，市場需求量正與日俱增。”

　　除此之外，黃猛進一步表示，還應該通過卓越的運行、項目的精益化管理，來提升發電量和降低運營成本。黃猛認為，相對于陸上的故障診斷，預測性維護對海上風電發展極為關鍵，這有賴于大數據分布式計算平臺。該平臺涵蓋數據采集和系統運用，并進行全方位的數據分析，從而實現對海上風機故障進行預測。事實上，上海電氣在大數據平臺建設上早已有所建樹。記者了解到，公司早前就打造了風電全生命周期智能化運維平臺———風云系統。該系統主要基于“ABC”技術，即人工智能、大數據和云計算三個平臺。據悉，目前風云系統已接入超過20個風電場，積累了豐富的工程服務經驗。

　　保險業充分介入或成趨勢

　　除上述方面亟待加強外，業內人士認為目前海上風電發展亟待建立風險管控體系，而保險作為一種有效的風險管控措施和工具，目前已經成為保障風電行業健康持續發展中極為關鍵的一環。

　　“我們在進行海上風電設計時，都會考慮到防災。但是無論設計等級多高，可能都不足以應付頻發的自然災害，而自然災害帶來的危害有時候會超過我們的想象。在這個時候，保險就起到重要的作用。”中國人民財產保險股份有限公司責任保險事業部副總經理邵運州介紹，目前全球風電場建設出現從陸上向近海延伸的趨勢，在電網接入方面也比較穩定，是可供大規模開發的領域。但是從保險角度來講，發展海上發電的不確定性很大，機組的可靠性和穩定性有待提高，大規模開發海上風電存有風險。建立風險控制體系，對于企業的可持續發展必不可少。

　　記者梳理發現，在風電開發利用較早且相對發達的歐美國家，風電保險經過近三十多年的發展已經趨于成熟。公開資料顯示，早在20世紀80年代，最初應用于風電領域的保險產品僅有火險和風暴險。而經過一段時期的發展和完善后，目前歐洲風電保險已貫穿于風電行業的設備生產、運輸、風場前期開發、土建、吊裝等各個環節，甚至還出現了清潔發展機制項目相關的保險種類。

　　我國保險介入風電行業雖可以追溯至上世紀80年代，但在2005年前由于國內風電產業尚未形成較大規模，風電市場非常有限，保險業并未將這一業務與其他保險業務加以區別，依舊沿用常規的保險模式。隨著國內風電行業發展規模逐漸擴大，裝機容量不斷翻番，國內眾多保險公司逐漸意識到該領域所具有的潛在增長點，紛紛推出各類風電保險業務和產品，形成了激烈競爭局面。

　　據記者了解，今年初海峽保險就牽頭承保福建莆田平海灣二期250兆瓦海上風電工程險。據悉，該項目是福建省重點建設項目，概算總投資額人民幣49.5億元。

　　鑒衡認證與中國平安財產保險股份有限公司深圳分公司也達成戰略合作，雙方將根據我國風電場發電量情況設計合適的險種，即將推出的風速波動保險，將為開發商提供合理且全面的風險轉移方案，有效分擔開發商風險與損失。同時，鑒衡認證會在保險前提供行業咨詢、現場查勘等服務，保險中進行技術監督及風險控制，出險時提供技術分析、定損等支持。

　　在業內人士看來，雖然目前我國風電保險行業面臨著一系列發展難題，如固有的粗放式經營理念和激烈的市場競爭環境等問題致使我國保險業缺乏大規模承保風電行業的能力。但是，隨著行業進入平穩發展階段，保險業的充分介入或將是一個必然趨勢，將對海上風電成本下降起到推動作用。根據國家相關規劃，到2020年，全國海上風電開工建設規模達到1000萬千瓦，力爭累計并網容量達到500萬千瓦以上。未來巨大的市場空間為風電保險行業帶來了前所未有的發展機遇。

海上風電成“新風口” 眾多上市公司入局搏殺

　　海上風電正得到資本的熱烈追捧。

　　9月15日，“2017第十屆中國(江蘇)國際風電產業發展高峰論壇”在南京落幕。在這場為期兩天的緊密議程里，有關海上風電未來發展成為核心話題之一。

　　來自彭博新能源財經官方統計數字顯示，2016年全球海上風電總投資達299億美元，同比增長40%，這一投資額創下歷史新高。中國海上風電去年新增裝機容量達到590兆瓦，同比2015年增長64%。

　　事實上，中國海上風電市場空間巨大。根據前瞻產業研究院《中國海上風力發電行業市場調研與投資預測分析報告》，中國海上可開發和利用的風能儲量達到7.5億千瓦，為陸地風能資源的三倍之多。面對潛力巨大的海上風電產業，國內眾多上市公司紛紛入局，爭搶市場份額。

　　近日，中廣核陽江南鵬島400兆瓦海上風電項目獲得廣東省發展和改革委員會核準批復，力爭今年底開工建設。公開資料顯示，上述項目是中國迄今為止一次性核準的單體最大容量海上風電項目，總投資約80億元。建成投產后，該項目預計年上網電量約10.3億千瓦時。

　　上述項目的承建主體為H股上市公司中廣核新能源(01811.HK)。界面新聞查詢公開信息發現，除了該項目外，中廣核新能源受托管理的另外三個海上風電項目也獲得進展，包括江蘇如東二期150兆瓦項目正在開展前期工作，浙江岱山300兆瓦海上風電項目與嵊泗550兆瓦海上風電項目計劃在2017-2018年完成核準。

　　在中廣核新能源業績低迷之時，風電業務成為該公司經營上的亮點。今年上半年，中廣核新能源實現營業收入和凈利潤分別為35.9億元、2.3億元，同比分別下滑約7%、31%。不過，中廣核新能源風電業務的業績報告期內持續得到釋放。財務數據顯示，該公司的風電業務上半年貢獻凈利潤約1.24億元，同比增長約44%。

　　中廣核陽江南鵬島400兆瓦海上風電項目獲核準之前，兩家上市公司龍源電力(00916.HK)與華能國際(600011.SH)曾相繼刷新過國內海上風電場的建設規模。2011年12月28日，國電龍源江蘇如東海上(潮間帶)150兆瓦示范風電場一期工程99.3兆瓦投產發電。疊加此前已經建成投產的如東32兆瓦(潮間帶)試驗風電場，龍源電力在如東縣建成了當時全國規模最大的海上風電場，總計裝機容量達到131.3兆瓦。2015年6月28日，由華能國際主導的華能如東300兆瓦海上風電場項目開工建設，這一項目當時為中國海上風電場的建設規模之最。

　　眼下，海上風電場項目突破上百兆瓦的建設規模已經并不新奇，且上市公司更是傾力投入。8月22日，華能國際發布的最新修訂的《2017年非公開發行A股股票預案》顯示，華能國際擬募資不超過50億元，投向3個風電項目與3個火電項目。這其中，單體投資最大的風電項目便數江蘇大豐300兆瓦海上風電項目，總投資約56.5億元，而本次定增資金的24.8億元即全部用于該項目的建設。

　　上海電氣(601727.SH、02727.HK)的海上風電業務更是強勢。2016年，該公司憑借489兆瓦的海上風電新增裝機量，成為當年度全球最大的海上風電整機制造商。在本次南京會議上，上海電氣風電集團有限公司工程服務分公司海上運維部副部長周衛星進一步介紹，“到目前為止，上海電氣在海上的業務占了市場大約61%的訂單份額，裝機臺數增長了70%到80%。”

　　此外，包括陸上風電龍頭金風科技(002202.SZ、02208.HK)在內的眾多企業同樣深度布局海上風電業務。金風科技今年上半年新增中標海上風電503兆瓦，累計在手訂單容量為825兆瓦。

　　值得注意的是，雖然海上風電迎來快速發展期，但與陸上風電項目相比，海上風電項目對于風機運行維護的可靠性和穩定性要求更高，這也成為海上風電發展的阻力之一。

　　海潤新能(北京)科技有限公司(下稱海潤新能)總經理楊明在接受界面新聞采訪時表示，“海上風電對(風機)的可靠性和安全要求更高，一旦因部件原因造成停機，其產生的風電發電量損失非常大。另外，海上風電項目運維很困難，這并不是風機出現故障就可以立即維護，它可能還要有專用的船只，包括還要等待氣候條件等因素。”

　　殼牌(中國)有限公司亞太區OEM經理涂勇勝也表達了與楊明相似的觀點。他指出，海上風電發展目前最大的痛點仍在于成本居高，尤其風電機組是后期運維成本。而要降低此成本，則必須提升風電機組運行的可靠性。

　　海上風電機組運行可靠性的需求給海上風電產業鏈打開了一個細分市場。楊明所在的海潤新能就是國內風電行業傳感器的供應商，這一零部件是智能化風機的關鍵零部件。

　　實際上，在海上風電機組運行智能化方向，不少企業都在加速推進。在9月15日的“2017百度云智峰會”上，上海電氣作為百度云重要的戰略合作伙伴亮相。與百度云展開合作之后，上海電氣將融合了百度云ABC技術的風云系統投入實際應用中，實現了對風機機械故障的精準預測，其預測成功率達85%以上。

英國海上風電報出歷史性低價!核電、天然氣大受沖擊

　　本周，英國兩個海上風電項目投標結果出來后，不少核電和天然氣發電商都拉響了警報。9月11日，由丹麥能源公司Dong Energy斥57億美元投資建設的Hornsea 2和Moray兩個海上風電項目的電價合同拍出57.5英鎊每兆瓦時的成交價。

　　英國可再生能源貿易組織RenewableUK的CEO Hugh McNeal認為這個競價結果表明，當前英國無論是陸上還是海上風電的價格都已經低于核電和天然氣發電。

　　英國商務能源與產業戰略部的數據表明，這個價格對比英國2015年的平均價格下降了51%，并且使這兩個海上風電項目的度電成本低于天然氣發電。

　　并且，在新的CfD(差價合約)機制下，新建核能項目(欣克利角C項目)的電價將達到92.5英鎊每兆瓦時，對比起這兩個海上風電項目同樣沒有優勢。

　　《金融時報》對英國的海上風電發展作出了進一步分析，認為近五年來英國納稅人為海上風電支付的補貼下降了超過50%，現在已遠低于政府向欣克利角核電廠開發商所保證的價格。報道還指出，欣克利角C核電站的履約價隨著通貨膨脹而上漲，并自建成投產后將保證履約35年。相比之下，海上風電項目的合同期為15年。

　　但一些核電企業也相繼發表聲明稱，由于風能存在間歇性等缺點，海上風電不能保證在低風速期間仍然正常運行，核電仍是英國必不可少的一種清潔能源形式。欣克利角項目的開發商法國電力公司EDF表示，新建核電項目在作為備用電源方面仍有較明顯的價格優勢，畢竟風電和光伏等能源的固有屬性決定了它們很難持續穩定地提供電力。同樣致力于核電的羅爾斯˙羅伊斯集團還補充表示，由他們集團開發的小型核電反應堆電價可以做到60英鎊每兆瓦時，這也是相當有競爭力的項目。

　　規模化建設促成本下降

　　英國海上風電的快速發展和價格持續下降得益于政府長期以來的支持，使這個產業得以規模化發展。此次競拍的Hornsea 2、Moray以及另一個價格較高的Triton Knoll風場都在英國商務能源與產業戰略部選中的11個海上風電項目目錄之列。Hornsea 2的規模達到1386兆瓦，建成后將成為全球最大的海上風電場，足以為130萬戶英國家庭供電。

　　Hornsea 2對其開發商Dong Energy來說意義重大，該公司制定了到2025年海上風電裝機容量達到11GW-12GW的戰略目標。Samuel Leupold——Dong Energy的副總裁兼風電業務CEO表示，他們一直將規模作為降成本的關鍵驅動力，一個海上風電場理想的規模應該在800MW到1500MW，這也是為什么Hornsea 2能投出這樣一個破紀錄的低價。

　　能源和工業部長理查德?哈林頓在一份新聞聲明中強調了海上風電在英國工業發展戰略中的重要性。他說：“我們已經把清潔能源的增長作為工業戰略的核心，以此釋放全國各地的機遇，同時減少碳排放量。”他提到，現在英國海上風電行業投資已達175億英鎊，到2021年為止，英國企業成千上萬的新工作將由今天公布的項目所創造。

　　英國碳信托有限公司政策與創新經理Rhodri James認為，今年在德國出現“無補貼”項目后，英國的風電價格的新低可能再次促進了人們對在全球范圍內開發海上風電產生興趣。

全球最大海上風電制造基地“夢碎” 國電集團擬退出與民企合資江蘇風機項目

　　2012年成立，第一期投資30億元，建成后成為國內規模最大、最先進的海上風電裝備制造出口基地——聯合動力長江(江蘇)有限公司(以下簡稱聯合動力長江)曾被寄予很高的期望。

　　但這一明星項目在海上風電行業機遇漸起時卻陷入虧損。北京產權交易所(以下簡稱北交所)9月18日預披露公告顯示，聯合動力長江2016年度凈利潤為負1060.07萬元，2017年7月31日財務報表顯示凈利潤為負423.95萬元，國電集團旗下風電企業國電聯合動力技術有限公司(以下簡稱聯合動力)擬出售其所持的51%股權。

　　“經典合作項目”虧損

　　聯合動力長江成立于2012年7月，彼時各大企業正加緊布局海上風電業務，國電集團旗下主攻風電業務的聯合動力也不甘示弱。但如今，聯合動力在北交所預披露轉讓信息，欲將聯合動力長江脫手。

　　據聯合動力官網介紹，聯合動力長江又名國電聯合動力揚中臨港基地，是其七大產業基地之一，主要致力于3MW~6MW大功率海上風機，海外出口風機及海洋工程裝備的設計和生產制造，建成后將成為國內規模最大、最先進的海上風電裝備制造出口基地。

　　聯合動力長江并非是聯合動力的全資子公司。北交所披露的信息顯示，聯合動力持股聯合動力長江51%股權，揚中文德新能源有限公司(以下簡稱揚中文德)持股29%，江蘇新能(833368. OC)持股20%。

　　“三方有意攜手創造一段國企與民企經典合作的故事，而打造全球最大的海上風電裝備制造基地則是其更遠的愿景。”2012年，人民網報道聯合動力的合作方時提到。

　　聯合動力官網中并未提及項目的投資金額。但鎮江報業旗下金山網2012年援引《鎮江日報》報道稱，聯合動力長江總投資40億元，項目建成投產后預計“十二五”期間年銷售額可達180億元。

　　北交所項目信息顯示，聯合動力自9月18日至10月19日預披露聯合動力長江51%股權掛牌信息，掛牌價格尚未披露。聯合動力長江注冊資本為2.06億元，2016年審計報告數據顯示，被掛牌標的期內營收2394.31萬元，凈利潤為負1060.07萬元，2017年7月31日財務報表顯示，凈利潤為負423.95萬元，所有者權益為6722.07萬元。

　　海上風電正迎發展機遇期

　　相較于聯合動力長江經營虧損的狀態，海上風電行業在研究機構報告的描述中正處在高速發展期。

　　“陸上風電方面，西北地區嚴重棄電，中部地區是分布式，現在比較規模的就是海上，近年來海上風電技術也在不斷地完善。”中國能源網首席信息官韓曉平向《每日經濟新聞》記者表示。

　　而渤海證券2017年2月也分析認為，全球風電場建設已出現從陸地向近海發展的趨勢，而與陸上風電相比，海上風電具有風機發電量高、單機裝機容量大、機組運行穩定及不占用土地等多項優勢。

　　據廣發證券2017年3月研報顯示，國電集團在海上風電領域已形成明顯優勢，但在近三年來國內機組制造商形成的第一梯隊中并未列舉國電集團的名字，而是出現了金風科技、遠景能源、華銳風電等。

　　聯合動力長江為何會陷入虧損?記者于9月17日下午分別致電聯合動力長江及聯合動力，但因非工作日未能取得聯系。

　　韓曉平向記者分析稱，聯合動力長江可能是在招投標上未能如意。

　　“海上風電因為對機組要求更高，風場大多選擇采用大型機組，海上風機的發展將是機組大型化的重要助力。”廣發證券在2017年3月分析道，截至2015年全國累計海上風電裝機平均單個機組功率已達3.1MW(潮間帶2.9MW、近海3.7MW)，相比三年前提升16%以上，機組的大型化、規模化趨勢將有效降低海上風電項目的度電成本。

　　記者未能查詢到聯合動力長江目前具備的生產制造能力，但據其聯合動力官網介紹，在2013年時，聯合動力長江尚僅具備生產制造1.5MW~3MW風機的能力。

歐洲風能協會：到2030年歐洲海上風電占比有望達7%-11%

　　歐洲風能協會(Wind Europe)日前發布《釋放歐洲海上風能潛力：新資源評估》報告指出[1]，當前全歐洲的海上風電裝機容量約12.6GW，海上風電正從小眾化潛力技術向主流低碳電力技術快速轉型。伴隨技術和工業的快速發展，海上風電資本成本不斷下降，行業競爭力達到了前所未有的水平。報告預計到2030年，歐洲海上風電裝機容量將達到64-86GW(不同的情景預測值不同)，屆時將占歐洲電力需求的7%-11%，而這只是歐洲海上風力資源一小部分而已。為了充分挖掘和釋放歐洲的海上風力資源潛力，報告評估分析了歐洲三大海域(波羅的海、北海和大西洋)潛在的具有經濟競爭力的海上風力資源。報告關鍵結論如下：

　　?理論上，到2030年海上風能每年能夠以65歐元/兆瓦時或更低成本產生2600-6000 TWh的電力，有潛力占到歐盟基準電力需求的80%-180%。

　　?理論上，在風力資源豐富且易獲得的地方能夠以平均54歐元/兆瓦時的電價滿足多達25%的歐盟電力需求。在基準情景下，這種情況能夠在英國、丹麥、荷蘭、德國和法國實現。在上行情景(即假設風電企業能夠有效地利用政府積極的政策措施來減少風電成本和克服風電部署的一系列潛在障礙，諸如并網、資金支持、選址和供應鏈開發等)，愛爾蘭、波蘭、拉脫維亞和立陶宛的海上風電裝機容量將增加，涵蓋所有三個海域。

　　為了能夠利用最具成本效益的海域，實現至2030年海上風電在歐洲電力需求占比7%-11%的預期，報告向決策者提出了六項建議：

　　(1)對2030年及以后海上風電的部署做出承諾，即將海上風電發展納入到國家能源、氣候和經濟發展計劃的一部分。

　　(2)政府與開發商和供應商合作，提供持續、充分和可預見的項目規劃路徑，吸引相關企業持續投資海上風電、開發新技術、創造就業機會和降低成本。

　　(3)協調所有海域的投標時間表，以提高投資的透明度。

　　(4)在空間規劃分析和現場開發方面進行合作，以確保在所有需要的地方提供最低的平準化電力成本。

　　(5)促進國際電網基礎設施發展，包括海上電網連接樞紐，以支持和利用最低的平準化電力成本資源。

　　(6)構建市場支持機制促進風電市場開展良性競爭，并支持成功的項目交付，直到不再需要這些機制。

　　未來風電投資趨勢方面，低利率環境引發了動態的再融資市場，成熟的陸上風電市場利用有利的經濟環境正在經歷整合，在整個價值鏈的競爭壓力下，海上風電融資也在發生變化。2017年第一季度，歐洲向新項目投資了18億歐元，包括在建項目和運營項目。預計2017年的投資額將下降，過度投標將導致主要風能市場的活動放緩。由于現有商業銀行在市場上建立競爭地位，利率下降趨勢預計也將放緩。

　　此外，Wind Europe近日發布的《浮動式海上風力發電遠景》報告顯示[2]，浮動式海上風電已不再限于實驗室，該技術切實可行且能夠以工業規模推廣。浮動式海上風電技術不但達到成熟，預計未來幾年的成本也將大幅下滑。浮動式海上風電的主要優點是沒有深度限制，風力渦輪機可以位于平均風速較高的深海海域，從而可以提高裝機容量，導致電力發電量增加，預計到2020年其成本將降低10%，到2030年將降低25%。由于海洋中傳統的底部固定技術吸引力較小，海上風能資源中有80%位于歐洲海域的60米深處，充分利用這一資源，對于擴大海上風電整體容量以及支持歐盟到2020年達到可再生能源占比27%的目標至關重要。

　　[1] Unleashing Europe’s offshore wind potential. A new resource assessment. https://windeurope.org/wp-content/uploads/files/about-wind/reports/Unleashing-Europes-offshore-wind-potential.pdf

　　[2] Floating offshore wind comes of age with break-through pipeline of projects. https://windeurope.org/wp-content/uploads/files/about-wind/reports/Floating-offshore-statement.pdf