風從海上來。

沉寂幾年后，海上風電又迎來一波投資熱潮。

近日，廣東揭陽市政府、廣州開發區管委會分別與通用電氣(GE)簽署海上風電項目投資協議。根據協議，GE將在揭陽市臨港產業園設立GE海上風電機組總裝基地，并在廣州開發區投資建設GE海上風電運營和開發中心。

事實上，一些原本以傳統油氣為主業的能源巨頭，也已加入到了搶食海上風電的行列。在國內，中海油、中石油均已將業務觸角伸至海上風電領域。其中，中海油繼2013年逐漸剝離新能源業務后，于今年“卷土重來”，開始發力海上風電業務。

不僅如此，一批風機設備商早已紛紛“下海”，爭奪異常激烈。

中國可再生能源學會風能專委會發布的《中國風電產業地圖2018》顯示，2018年，中國海上風電發展提速，新增裝機436臺，容量達到165.5萬千瓦，同比增長42.7%。2018年共有7家整機制造企業有新增裝機，其中上海電氣新增裝機最多，共達181臺，容量為72.6萬千瓦，新增裝機容量占比達到43.9%。其次分別為遠景能源、金風科技、明陽智能、GE、聯合動力、湘電風能。

進入2019年，我國的風電產業迎來競價、平價新時代，海上風電也步入規?；l展的快車道。在此背景下，海上風電在迎頭并進的同時，如何避免“大干快上”，破解成本、技術等發展瓶頸，已成為不容忽視的一道難題。

兼具多重優勢

與歐洲部分發達國家相比，我國的海上風電開發起步較晚。在過去幾年，德國、英國、丹麥等國家的海上風電發展就已較為成熟，處于領先地位。

2010年6月，我國第一個海上風電項目——上海東海大橋風電項目的海上風電機組全部并網運行，標志著我國開始邁入發展海上風電的新時期。此后，我國海上風電項目的發展卻不盡如人意，一度陷入停滯。直到最近幾年，發展開始提速。

整體而言，與歐洲國家相比，盡管扮演著“后來者”的角色，但我國的海上風電最近幾年發展速度快，很快實現了后來居上。有數據顯示，2018年我國海上風電總裝機容量為445萬千瓦，在建647萬千瓦。我國已成為僅次于英國和德國的世界第三大海上風電國家。

海上風電得以崛起，與其本身兼具的多種優勢不無關系。

一直以來，陸上風電存在的棄風限電痼疾未得到根治，這是制約“三北”地區(東北、西北、華北)風電大規模發展的癥結所在。

不過，與陸上風電相比，海上風電更接近消納中心，可以實現就近消納。當前我國的部分沿海省市，以及首都北京等一線城市，是電力消納的主要負荷中心。這些城市遠離“三北”地區，陸上風電遠距離輸送成本高、技術難度大，導致棄風問題頻現。而海上風電更靠近東南沿海等傳統負荷中心，并且這些地方往往土地資源緊缺，難以滿足大規模建設地面電站的用地需求。相比之下，海洋之大，更適合建設大型風電場，這讓海上風電成為了名副其實的“藍海”市場。

除此之外，我國海岸線遼闊，海上風力資源儲備豐富，開發前景廣闊。前瞻產業研究院的分析報告指出，當前，我國共有三大海風資源區，其中，東南沿海地區福建一帶為主要風資源區，海域風速度9米/秒，有效風能密度為200～300瓦/平方米以上，全年大于或等于3米/秒的時數約為7000多小時，大于或等于6米/秒的時數約為4000小時。

海上風電還具有發電穩定、利用小時數長、發電量大等優勢。有數據顯示，陸上風電年均利用小時數為2200左右，海上風電根據資源條件不同，其利用小時數亦隨之變化，平均來說，利用小時數可以達到3000小時以上。

我國東部地區陸上可再生能源的開發潛力有限，要想實現可再生能源的本地化開發和就地消納，必須大力發展海上風電，特別是資源和儲量更好的遠海風電。

在多重優勢加持下，隨著陸上風電開發的日漸飽和，海上風電被認為是下一個突破口。

海上“爭風”忙

事實上，東南部沿海省市一直是我國經濟發達的地區，處于用電負荷中心，并且這部分省市沿海風力資源豐富，為大規模發展海上風電提供了足夠的市場空間。

目前，東南沿海五省份(福建、浙江、山東、江蘇和廣東)已成為我國海上風電發展的主陣地。據中國農業機械工業協會風力機械分會統計，截至2019年3月底，中國已投運海上風電項目36個，累計投運容量3694.95兆瓦。其中，僅江蘇海域就投運22個海上風電項目，共計2770.8兆瓦。

在部分省份的遠期發展規劃中，海上風電被列為重點發展方向。

根據江蘇省人民政府印發的《江蘇省“十三五”能源發展規劃》，“十三五”期間，江蘇將加快發展風電，堅持海陸并舉、以海為主，打造千萬千瓦風電基地，截至2020年，海上風電累計并網350萬千瓦。

除了江蘇之外，越來越多的沿海省份加入到海上“爭風”的行列。

《廣東省海上風電發展規劃(2017～2030年)(修編)》披露的發展目標顯示，截至2020年底，廣東開工建設海上風電裝機容量1200萬千瓦以上，其中建成投產200萬千瓦以上，初步建成海上風電研發、裝備制造和運營維護基地，設備研發、制造和服務水平達到國內領先水平。到2030年底，建成投產海上風電裝機容量約3000萬千瓦，形成整機制造、關鍵零部件生產、海工施工及相關服務業協調發展的海上風電產業體系，海上風電設備研發、制造和服務水平達到國際領先水平，廣東省海上風電產業成為國際競爭力強的優勢產業之一。

東部經濟強省浙江也將海上風電納入重點發展產業。根據《浙江省電力發展“十三五”規劃》，到2020年，可再生能源裝機達到2010萬千瓦左右，其中風電400萬千瓦左右，重點發展海上風電，“十三五”期間，新增風電300萬千瓦左右。

近兩年來，競爭已不完全局限在“紙面”規劃上，一大批項目正成扎堆核準之勢。

2019年1月，江蘇省發改委對外披露24個核準的海上風電項目名單(截至2018年12月)，這些項目總投資規模達1222億余元、建設規模達670萬千瓦。

廣東省核準項目的力度也不落下風。2018年，廣東共核準了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。

另據水電水利規劃總院統計，到2020年，江蘇、浙江、福建、廣東、海南、山東、上海、河北、遼寧等省市，海上風電規劃總計將突破7800萬千瓦(相當于3.4個三峽水電站的裝機規模)，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。

在各省扎堆核準海上風電項目的同時，上下游企業早已經摩拳擦掌，躍躍欲試。

由于海上風電項目投資金額大、技術門檻高，目前，國內涉足海上風電開發的企業主要以傳統的電力央企為主。

截至2018年底，我國海上風電開發企業共18家，其中，累計裝機容量達到20萬千瓦以上的企業有國能投、國電投、三峽集團、華能集團、東海風電和國家電網。這6家企業海上風電總裝機量占海上風電總裝機量的80.9%。其中，僅國能投一家的裝機量就達到1510兆瓦。

在上述企業中，有一家位列總裝機量榜單末位的傳統油氣企業較為顯眼，這家企業就是中海油。截至2018年，中海油的海上風電累計裝機規模僅為2兆瓦。相比之下，位居第一位的國能投，其裝機量是中海油的700多倍。

盡管如此，但這并未影響中海油進軍海上風電的決心。

2019年1月，中海油首席執行官袁光宇在中海油2019年戰略發布會上表示，“海上風電是可再生能源中與我們契合度最高的能源，且市場規模巨大，未來前景廣闊。”6個月后，中海油旗下的中海油融風能源有限公司在上海正式揭牌成立。中海油方面表示，將“本著低成本、市場化的原則，先近淺海練兵，后深遠海發力，積極穩妥推進海上風電業務。”據悉，中海油位于江蘇的300兆瓦海上風電項目首批機組將于今年底并網發電。

中國可再生能源學會風能專委會秘書長秦海巖曾撰文指出，海上風電成為傳統能源企業轉型的重點方向。目前，歐洲海上風電市場中的過半裝機份額都來自于E.ON、Vattenfall、Equinor等大型的傳統能源集團。這些企業在此前由陸上風電推動的能源轉型浪潮中，曾因行動遲緩遭遇到來自收益、融資、減排、輿論等方面的嚴重危機。生存壓力促使他們在看到海上風電發展的機遇時，迅速加大投入。

盛宴還是“剩”宴?

有觀點認為，海上風電出現扎堆核準“搶裝潮”，與上網電價政策的調整不無關系。

根據國家發改委《關于完善風電上網電價政策的通知》(發改價格〔2019〕882號)，2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網的，國家不再補貼;2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。

而在海上風電方面，將標桿上網電價改為指導價，新核準海上風電項目全部通過競爭方式確定上網電價;2019年符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準近海風電指導價調整為每千瓦時0.8元，2020年調整為每千瓦時0.75元。新核準近海風電項目通過競爭方式確定的上網電價，不得高于上述指導價;2018年底前已核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成并網的，執行核準時的上網電價;2022年及以后全部機組完成并網的，執行并網年份的指導價。

此前，在2014年，發改委下發《關于海上風電上網電價政策的通知》，規定2017年前投運的潮間帶海上風電項目上網電價0.75元/千瓦時(含稅);近海項目上網電價0.85元/千瓦時(含稅)。

對比上下兩則政策可以看出，針對近海海上風電的補貼力度正在削弱，即2019年的電價由原來的0.85元/千瓦時下調至0.8元/千瓦時，到了2020年，則進一步降至0.75元/千瓦時。

這意味著，項目電價的補貼每千瓦時相差為0.05元，若項目年發電量達到1000億千瓦時，則所獲得的補貼差額就達到50億元。

正因如此，海上風電“搶風”潮起。

東北證券研報指出，海上風電電價平穩退坡，存量項目開發加速：海上風電標桿電價改為指導價，2019～2020年近海項目指導價分別為0.8元、0.75元/千瓦時，每年下降0.05元/千瓦時，電價下降相對平穩。對2018年底前核準的項目，如在2021年底前全部機組完成并網的，執行核準時的上網電價;2022年及以后全部機組完成并網的，執行并網年份的指導價。對于技術和資源儲備充分、施工條件成熟的業主項目，在電價獲得保障的情況下，海上風電的建設將提速。

不過，在海上風電項目爭先上馬的同時，關于其市場前景如何，業內仍存在爭議。

一方面是源于發展過快的憂慮。此前，光伏行業超規模發展帶來的棄光限電、補貼拖欠等問題仍歷歷在目。有數據顯示，預計2020年我國可再生能源補貼資金累計補貼缺口將超過2000億元，其中光伏補貼缺口將超過600億元。

在存量項目補貼久拖未決的情況下，倘若批量上馬海上風電項目，由此產生的補貼如何保障?如果補貼遲遲不到位，勢必會影響項目的投資收益，進而影響整個產業的可持續健康發展。

除此之外，海上風電投資成本較高，其經濟性與社會價值該如何考量，這也是企業必須直面的問題。由于投資成本高昂，不少企業對海上風電望而生畏，這也是為何這一領域的玩家基本都是“財大氣粗”的大央企。

目前，我國陸上風電的投資成本在4000元/千瓦左右，而海上風電場的千瓦容量投資約為陸上風電場的2～3倍左右，但其標桿電價并沒有達到陸上風電電價的兩倍。考慮到海上風電漫長復雜的建設工期，以及后期高昂的運維成本，這樣的投資成本和電價水平，能否確保盈利，現在仍打一個問號。

從目前的發展情況看，海上風電仍缺乏一條完善的產業鏈，相關的配套標準、產業政策也有待完善。特別是在工程勘察、施工、安裝、運行管理和維護方面，缺乏一套標準的技術規范作指導，容易導致項目建設質量良莠不齊。

從陸上到海上，我國風電行業的發展不能再重蹈覆轍。前幾年陸上風電盲目追“風”，導致行業發展一度陷入“寒冬”。一味地追求規模效應，追求市場排名，這是國內不少行業企業難以擺脫的發展痼疾。無數的事實已經表明，過快的發展，結果往往適得其反。

慶幸的是，這些問題已經引起業內重視。建議必須加快技術創新和應用，加快技術創新的核心是要加快技術創新的變現速度，并推廣應用，把技術創新和產業化緊密連接在一起。同時，要推動海上風電標準化工作，為規范發展保駕護航。海上風電發展初期階段先行建立完整的標準體系，有利于統一市場標尺和要求，避免劣幣驅逐良幣，少走彎路。決策部門應保持政策穩定，尤其是應把握好降補貼的節奏，以便給投資人清晰預期，提高投資積極性，確保合理的市場規模，從而推動產業進步。

本文刊載于《中國電力企業管理》2019年08期，作者系本刊特約撰稿人