2018年末2019年初，海上風電項目在沿海省市的核準呈“扎堆”之勢。同時，還有多家企業表示要投身海上風電行業。海上“爭風”，風險無處不在，鹽霧腐蝕、海浪載荷、臺風破壞，都是海上風電面臨的威脅，為何這么多企業看好這一行業，甚至出現一擁而上的態勢？

應對新政 突擊核準

1月23日，中國海洋石油集團有限公司的發布會上，中海油提出將探索海上風電業務，以配合全球能源行業低碳發展趨勢。

1月16日，江蘇省發改委公布了2018年12月一次性核準的24個海上風電項目，總裝機規模達6700兆瓦，總投資達1222.85億元。據悉，加上之前已經并網的海上風電裝機容量，以南通沿海為主陣地的江蘇千萬千瓦級海上風電項目已經全部敲定，被喻為江蘇“海上三峽”的這些項目建成后，將成為亞洲最大的海上風電場。

2018年12月中旬有關統計數據顯示， 2018年廣東省共核準31個海上風電項目，分布于陽江市等6個市縣，核準批復的海上風電項目總裝機18708兆瓦，總投資3627.24億元。

2018年至今，海上風電項目在全國火速上馬。除江蘇省外，多個省都在2018年年底突擊核準了大批量風電項目。諸多企業也表示，要投身海上風電行業。2018年11月~12月，是海上風電項目核準的高峰期。期間核準的項目高達15.4吉瓦。據有關金融機構統計：目前在建、已核準待建和處于核準前公示階段的海上風電項目總規模達49.3吉瓦，對應的投資計劃達9300億元，考慮2019年仍有部分項目將獲得核準，未來即將開發的海上風電項目投資規模近萬億元。

這輪海上風電項目的突擊核準，源于對2018年風電“5·18新政”的應對。2018年5月，國家能源局印發了《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，并隨文下發《風電項目競爭配置指導方案（試行）》，明確從2019年起，推行競爭方式配置風電項目。這意味著，海上風電標桿電價模式結束，競價模式全面開啟。

理論上，已核準的海上風電項目就能鎖定2019年之前的每千瓦時0.85元的上網電價，拿到優厚補貼。于是，已納入風電建設方案的風電項目紛紛加快核準，想要趕上標桿電價時代的末班車。

而此前，2017年10月16日，在北京國際風能大會上，國家能源局新能源和可再生能源司副司長梁志鵬透露，我國要在2020年到2022年基本上實現風電不依賴補貼發展。

沿海各省 競相“爭風”

我國陸地風電主要分布于西北部，當地電力消納能力有限，對外輸送有賴于特高壓輸電線路建設。海上風電主要集中在東部沿海地區，海岸線長達1.8萬公里，海上風能資源豐富。

據國家發展改革委能源研究所《中國風電發展路線圖》，我國廣西、廣東和海南近海風能資源較為豐富；福建省以北，近海風能資源逐漸變小，到渤海灣，近海風能資源又開始增強。

2007年，我國首臺1.5兆瓦海上風電機組安裝于渤海，接入海上油田的獨立電網。2010年6月，上海東海大橋風電項目的海上風電機組全部并網運行，標志著我國邁入發展海上風電時期。2010年~2017年，我國海上風電裝機容量飛速增長。據中國風能協會統計數據，2017年海上風電新增裝機319臺，新增裝機容量116萬千瓦，同比增長97%；累計裝機容量達279萬千瓦，同比增長71%。無論從哪個方面看，海上風電裝機增速都要高于風電整體增長。

目前我國海上風電項目主要集中在江蘇、福建、廣東3省。江蘇因其開發難度相對較小，起步較早，建成項目最多；隨著技術的進步，風資源更優的福建、廣東在建、待建項目疾馳而上，欲與江蘇呈三足鼎立之勢。其他沿海省份也不甘落后，根據水電水利規劃總院的統計，到2020年，江蘇、浙江、福建、廣東、海南、山東、上海、河北、遼寧等省市海上風電開工規模總計將突破7800萬千瓦，遠遠超過《風電發展“十三五”規劃》到2020年達到1500萬千瓦的目標。

而海上“爭風”的企業也多是一些大型能源企業。原國電集團無論是建成項目還是在建項目的裝機容量都首屈一指，與神華合并后，新成立的國家能源集團在海上風電項目裝機容量上，擁有更加難以撼動的地位。裝機容量緊隨其后的分別是三峽集團、中廣核集團，這兩者正在迎頭趕上。

除了大型能源國企央企，海上風電的投資主體也不乏一些地方省屬能源投資平臺。如福建福能股份有限公司、福建省投資開發集團有限責任公司、山東的魯能集團、廣東的粵電集團、河北的河北建投等。

競價政策能否奏效？

有關專家認為，與陸上風電相比，海上風電具有風力平穩、風機利用率高、單機裝機容量大、不占地不擾民等優勢。然而，海上的自然環境比陸上惡劣，空氣濕潤、含鹽，容易腐蝕風機，尤其在臺風區。此外，海上作業困難，一部風機百十來噸，想立在海上并不容易，維修起來也相對困難。這些，必然會增加技術難度，提高生產成本。

以海上風電機組裝機成本為例，其主要受海水深度、離岸距離影響。海水深度的增加將導致支撐基礎造價上升。據行業相關數據，若只考慮海水深度，當水深從15米增至30米，支撐基礎造價將由每千瓦3000元增至5000元。另外，安裝成本也會隨著海水深度的增加而增加。而離岸越遠，海底電纜長度與所需變壓設備數量也將大幅增加，安裝船的燃料成本也會隨之上升。

因此，海上風電高度依賴補貼，其補貼強度遠高于陸上風電和光伏發電。

此前0.85元的上網電價始于2014年國家發改委發布的通知。2014年6月，國家發改委出臺海上風電電價政策規定，對非招標的海上風電項目，潮間帶按每千瓦時0.75元的電價執行，近海按每千瓦時0.85元執行。

海上風電標桿電價執行之初，歐洲大多數國家海上風電電價與我國電價相當，甚至高于我國，但最近幾年卻下降迅速。目前，歐洲有些競標項目，電價已經降到每千瓦時0.4元人民幣左右。在歐洲，競價政策極大地降低了海上風電電價。

在我國競價政策能否達到相似效果，在2018年海上風電領袖峰會上，諸多業內人士關注于此。

在海上風電項目的成本結構中，機組占35%左右。對于競價政策實施后成本電價能否降低，部分整機制造商持樂觀態度。金風科技副總工程師兼海上業務單元副總經理趙詳認為，如果行業集中度夠高，有信心將上網電價做到每千瓦時0.5元以內。該公司總工程師、海上風電業務單元總經理翟恩地表示，競價能夠倒逼風機成本下降，帶動技術進步。遠景能源海上產品線總經理謝德奎則表達了短期內不樂觀的態度，認為目前行業內競爭不充分，機組的運行經驗不足，業主的選擇余地不多；且供應鏈不充分，葉片產能有限。

前景眾說不一

那么，這一波突擊核準之后，將會帶來怎樣的市場變化？

大唐集團有限公司規劃發展部李海濤長期從事新能源行業研究，他認為：光伏大規模超規劃發展，在本就千瘡百孔的補貼基金池上捅出了一個更大的窟窿，而海上風電的突擊核準，又在傷口上撒了一把鹽。

電力規劃設計總院規劃研究部新能源規劃處處長蘇辛一則看好海上風電的市場前景。他說，從負荷來看，沿海11個省市用電量占全社會用電量的53%，是我國的負荷中心，這些省份面臨巨大的能源調整壓力，迫切需要清潔電力，并且大部分沿海省份的煤電建設規模都受到嚴格控制，因此海上風電消納利用的前景廣闊。

另有消息稱，相關部門或將在年后發布政策，規定只有開工建設的風電項目才有可能拿到高電價，而核準未開工項目將參與競價。

有關專家表示，如果上述消息為真，那將對我國海上風電行業造成極大打擊，已經核準未開工項目或將擱置開發、核準延期。而根據規定，核準后兩年內未開工項目，需要重新核準并按照新核準年份重新參與市場競價。

國內海上風電的技術進步速度較快，長期發展邏輯清晰，具有較大的降低成本潛力。但有關專家表示，我國海上風電不少新的技術和產品尚處于應用的初期階段，其可靠性仍需更長時間的驗證，不排除個別新產品會出現質量風險。按照現在的退補速度，大批海上風電相關企業將如同光伏企業一樣面臨生死困境。

1月29日，中國電力企業聯合會發布了《2018~2019年度全國電力供需形勢分析預測報告》，報告建議適度控制海上風電開發節奏，避免政策補貼下的一擁而上，促進海上風電有序發展。

競價上網政策已經出臺，諸多企業、項目也爭相入市，接下來只能坦然面對。海上風電行業新一輪產品技術、成本控制能力比拼即將上演。