这件事要引起重视

今天市场没有太多值得谈的，创业板进一步反弹，因而有所放量，但成交额停留在2700亿（略高于上证），并未回到3000亿。

后续我们仍要预防指数对于下方整数位的再次试探。

今天继续针对 周日文章 一则留言来做回应：

解答这个问题之前，先简单复盘我国海上风电的发展：

2010年6月 ，我国第一个大型海上风电场——上海东海大桥10.2万千瓦海上风电示范项目成功并网。

2014年12月 ，国家能源局对外公布《全国海上风电开发建设方案（2014—2016）》，总容量1053万千瓦的44个海上风电项目列入开发建设方案。

2016年11月 ，国家能源局印发《风电发展“十三五”规划》提出，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年四省海上风电开工建设规模均达到百万千瓦以上，此后中国海上风电开发步伐开始明显提速。

全球风能理事会的数据显示， 2019年 全球海上风电新增装机创历史新高，首次突破6GW，其中， 中国海上风电新增装机超过2.3GW，居世界首位 。

今年1月 ，三部委发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）提出： 新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于 2021年12月31日前 全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

去年5月国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》明确：

2018年底前已核准的海上风电项目，2021年底前全部并网的，执行核准时的上网电价—— 0.85元 ，否则执行 当年指导价 。

2019年指导价每千瓦时0.8元，2020年0.75元 ，2021年之后暂未说明，有可能取消所有补贴 ，直接降至标杆电价——苏粤闽浙等沿海省份从0.391元至0.45元不等。

当前在建待建的大部分海上风电项目集中于2018年底前核准，这意味着风电补贴“筹码”的领取窗口将于2021年12月31日关闭。

正是去补贴，带来了海上风电今年欣欣向荣的局面。

风电项目建设需要一定周期，陆上风电项目为一年，海上风电由于施工窗口短，建设环境差，建设周期长达两年。

“抢装”成为风电企业今年的头等大事。

7月31日，国家能源局发布数据显示，2020年上半年，全国海上风电新增装机1.06GW，同比增长165%，在国内新增装机中的比例进一步提升，从去年上半年的4.4%提升至16.77%。

然而，目前0.85元/千瓦时的海风电价，距离0.37元/千瓦时的平价还很远。

具体来说，海上风电项目单位千瓦造价要降低到12000元（目前15700元），并且年利用小时数达到3500小时（2019年江苏山东都不足2000小时），这样才可以勉强满足开发商的收益率要求。

雪上加霜的是，这一轮“抢装潮”已造成当前国内市场关键装备及服务的价格猛涨。

据江苏省电力行业协会统计，截至目前，江苏海上风电项目平均造价较去年上涨了1000～2000元/千瓦，部分设备及施工费用涨幅高达30%以上，推动开发成本骤增。

这背后源于供应链的不成熟，比如吊装能力不足导致施工船舶的成本上升。

也难怪产业界喊出：海上风电平价是中国风电发展的珠穆朗玛峰。

很明显，主要的担忧就是如何保证海上风电未来的装机不会出现断崖式下滑。 相关冲击已经被称为光伏531阵痛的重演，甚至加强版。

根据水电水利规划设计总院表示，海上风电发展需要一定的规模，每年（新增装机容量）需要保证2GW以上才能使这个行业不出现大断层。

*水电水利规划设计总院是承担水电、风电、太阳能光伏发电等技术归口管理工作的事业单位。

十四五将近，围绕相关政策的论证和博弈也正在上演。各方对这个议题也都表达了不同的意见：

痛点：海上风电平价不易。 不可看着欧洲海风快速完成平价，即认为我们也能轻松做到（资源禀赋不同，今年上半年欧洲海上风速平均10.1米/秒，中国只有7米/秒。中国的海上风电在风速、能量密度、地质条件等方面与欧洲差距较为明显）

解法一：延长风电项目并网时限

解法二：“去国补”后，“地补”接力

解法三：建设海上风电大基地，通过规模化降本

解法一，也就是提供缓冲期，必须中央支持，这是怎么来的？