海上風電正在占領風電產業新的制高點。

近日，中國首個競爭性配置海上風電項目最終得主已出爐。據媒體報道，上海電力股份有限公司及上海綠色環保能源有限公司組成的聯合體以0.73元/千瓦時的價格斬獲上海奉賢海上風電項目。

上海奉賢項目是中國首個競爭性配置海上風電項目，從該項目的競逐始末可靜觀海上風電近年來的高歌猛進和激烈競爭。此前，龍源電力集團股份有限公司(以下簡稱“龍源電力”)在競逐該項目時報出了0.65元/千瓦時的電價，這一電價比今年5月國家發改委發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》中所確定的指導電價還低0.15元/千瓦時。盡管最終無緣中標，但這一出人意料的報價卻在行業內激起了陣陣波瀾。

而最終中標的上海電力和上海綠能聯合體憑借著6.45兆瓦的單機容量，勝過了龍源電力給出的單機5.2兆瓦的方案，在設備先進性方面占據優勢。這一結果顯示了地方政府追逐大容量機組的取向。

隨著國家推動可再生能源平價上網的一系列新政出臺，海上風電已成為可再生能源發電上網享受電價補貼強度最高的一塊陣地。海上風電資源豐富、利用小時數高、開發潛力巨大，并占據區位優勢，可就近消納，種種特點讓新能源企業加快搶奪“海洋紅利”。為鎖定0.85元/千瓦時的上網電價，2018年底的核準潮連帶著搶裝潮滾滾而來，正在成長、尚未成熟的海上風電遭遇政策窗口期，產業的狂歡躍進使得業內人士向海上風電發出頻頻預警。

高強度補貼下的產業風險

過去，在極速奔跑的新能源板塊中，海上風電的發展因成本高企、技術難度大、審批手續復雜等原因一直步履遲緩。早在“十二五”期間，海上風電的發展遠遠滯后于國家能源局規劃，截至2015年底，實現裝機約100萬千瓦，只占規劃目標的1/5。

但在“十三五”期間，情況發生了變化。“十二五”未達預期，國家能源局將500萬千瓦的海上風電并網目標延至2020年，這一目標提前實現已經沒有懸念。從2016年開始，海上風電發展開始進入快車道。數據表明，2016年，國內海上風電新增并網容量69.6萬千瓦;2017年新增并網容量51萬千瓦;2018年，新增并網裝機162萬千瓦。至此，國內海上風電累計并網裝機已達到361萬千瓦，預計2019年可輕松實現規劃目標。中國的海上風電開發，正從“十二五”期間的小步慢行，轉身為“十三五”的大步邁進。

原中國國電集團公司副總經理、龍源電力集團股份有限公司總經理謝長軍告訴記者，首先，海上風電的技術成熟度大大提高，海上風電項目的投資風險大大降低，這是“十三五”海上風電快速發展的一個關鍵原因。其次，地方政府改變了對海上風電發展的態度。“十二五”期間，作為海上風電發展主陣地的江蘇、廣東、福建，對發展海上風電比較謹慎。“十三五”以來，廣東省率先將海上風電作為省戰略性新興產業大力推動，加速海上風電項目核準，進而也刺激了福建、江蘇進一步開發海上風電，從而形成海上風電整體快速發展的局面。

中國海上風電迎來了史上最快的發展階段，同時也面臨著巨大的風險。

2018年5月，國家能源局印發《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，此后補貼退坡的政策信號不斷釋放，為了與時間賽跑，2018年底，風電大省江蘇、廣東掀起核準狂潮：江蘇一次性核準批復了24個海上風電項目，總裝機規模達670萬千瓦;廣東2018年核準批復了31個海上風電項目，總裝機規模約1870萬千瓦。福建的核準批復則相對克制，在2018年底核準了3個海上風電項目。

海上風電的規模化發展始自江蘇，裝機容量最大的也是江蘇。對于2018年底的核準潮，江蘇龍源風力發電有限公司黨委書記、副總經理高宏飆這樣解釋：“江蘇省對于海上風電項目的核準一向十分嚴格，在2018年底表現出來的好像是集中批復了很多項目，但其中許多項目都是‘卡’了多年的，業主前期已經做了很久的工作。”

核準量最大的廣東，其海上風電的發展則面臨著更嚴苛的運行環境挑戰。“十三五”期間，中國海上風電開發重心向廣東、福建轉移。盡管福建、廣東風資源條件優越，但由于是位于臺風多發區域，海床條件復雜，開發難度較之江蘇更大，項目運行經驗也不及江蘇。高宏飆告訴記者，龍源電力對于發展海上風電的幾個主要區域進行了周密的考察，最終選擇重點發展江蘇和福建，而避開了時下海上風電最為熱烈的角斗場廣東，也是考慮到其風資源不如福建，但開發難度較之福建有過之而無不及。但在地方政府的推動下，廣東、福建比江蘇更快速度、更大規模地推進海上風電項目。

核準潮之后的建設潮對供應鏈形成了巨大挑戰，目前全國海上風電安裝船只僅有30多艘，每年的吊裝能力極限大約不超過400萬千瓦，遠遠無法滿足目前在建、待建項目的需求。另外，海上風電機組也在地方政府設置的規則下快速迭代，從江蘇主流的4兆瓦機型，躍升至廣東的5兆瓦以上機型，以及到在福建省明確要求下，向8兆瓦海上風機邁進。但我國海上風電起步較晚，許多新技術、大機組尚處于應用初期，其可靠性需要長時間、大批量的實際運行來驗證。大規模的項目開發將給海上風電建設質量埋下隱患。

高宏飆認為，當前海上風電仍應繼續優化創新、致力于補貼退坡，而非急于擴張規模。海上風電應由粗放性擴張，進入集約化發展，不能將許多離岸較近、水深較淺、開發條件較好的場址在低水平的建設中粗糙開發，而應留待下階段，技術和建設水平提升之后再進行優質開發使用。

如果說“十三五”前期海上風電的穩步向前，是源于技術水平的提升，那么對于2018年以來的集中核準，謝長軍認為這是政策刺激的結果而非短期內關鍵技術的突破和成本的下降，直接原因就是《國家能源局關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，提出海上風電要推行競價上網的政策。“我們要高度警惕這種由政策帶動的‘迅猛發展’，幾年前陸上風電下調電價，引發了一輪強勁的搶裝潮，最后電價是保住了，但是短期內電網消納能力并沒有隨著電源建設同步增長，結果導致新疆、甘肅、內蒙古等風電大省(區)出現極為嚴重的限電，直到今天也沒有徹底解決。今天的海上風電要吸取之前的教訓，海上風電建設成本高，通過競價又進一步壓縮了利潤空間，如果再出現限電，對開發企業將是毀滅性的打擊。”謝長軍指出。

補貼退坡之路是快走還是慢行?

在2021年底前并網的海上風電項目能獲得0.85元/千瓦時的上網電價。這一電價盡管對開發商具有極大的誘惑，但高宏飆認為，補貼退坡后能吃到的餅，比0.85元/千瓦時這一電價畫出的餅要靠譜。即使是鎖定了0.85元/千瓦時電價的項目，也可能遭遇補貼滯后或補貼標準打折。

“龍源電力對于項目的開展一向非常謹慎，在項目風險上會進行慎重的評估。在考察海上風電項目，進行財務分析時，不能只看賬面情況，要考慮到補貼滯后等潛在投資風險，要分析更多的不確定性，對收益率不高的項目要慎重開發。目前這個電價水平，容易讓人對海上風電的利潤情況產生不切實際的想法，造成一哄而上的局面。”高宏飆說。

可再生能源發展基金資金來自于銷售電價中附加的電價，2016年調整征收標準后，每千瓦時征收0.019元的可再生能源附加，由于風、光發電產業迅速發展，所需補貼已超過可再生能源發展基金的承受能力。

目前，財政部已組織共 7 批可再生能源補貼項目上報，通過審核進入了補貼目錄的項目，之后可陸續拿到財政部發放的補貼。但在目錄之外仍有許多項目等待繼續申報。

海上風電標桿電價分為兩部分，一部分為當地的燃煤標桿電價，由電網公司支付，超出部分來自國家可再生能源發展基金。以廣東為例，脫硫燃煤標桿電價約為0.45元/千瓦時，這意味著廣東海上風電項目度電補貼約為0.4元，在各類型的風、光發電中補貼最高。

事實上，因補貼滯后導致企業難以周轉、陷入困境的沉痛教訓近在眼前。今年6月，在全球最大的光伏展會——上海SNEC期間，一項收購在行業引起震動：保利協鑫擬將控股子公司協鑫新能源51%的股權轉讓給華能集團。

作為全球第二大的光伏電站運營商，協鑫新能源是保利協鑫旗下重要的業務版塊，忍痛“割肉”的背后，是新能源補貼滯后導致的現金流運轉無力。

痛定思痛。對于民營企業而言，融資成本遠高于央企讓其難以撐過補貼拖欠期，但即便是實力雄厚的央企，補貼滯后的壓力也非同一般。曾經光伏的“野蠻生長”使得產業遭遇重擊，而對于投資成本更高、技術和運營難度更大、項目回收期更長的海上風電而言，無序的發展將對產業產生更深遠、更致命的影響。

毫無疑問，補貼退坡是海上風電未來發展的必然方向，區別僅僅在于是逐步退坡還是較快退坡。謝長軍表示，歐洲已經有了零補貼海上風電項目，但是我國海上風電資源沒有歐洲好，以當前國內海上風電技術發展實際，還無法做到平價上網。因此，要給予海上風電技術進步的時間。海上風電電價水平的下調要適應技術進步和造價下降速度，每年降10%左右是相對合理的水平，既能降低國家補貼壓力，又可持續促進海上風電產業發展。同時，他指出，要解決促進海上風電產業發展和國家補貼壓力的矛盾，應本著“誰發展誰補貼”的原則，將補貼的壓力向下傳導，鼓勵發展海上風電產業的省份進行地方補貼。

而龍源電力方面則對補貼快速退坡懷有信心。高宏飆在采訪中表示，高強度補貼扶持的海上風電是不可持續的，補貼不僅要退坡，而且要迅速退坡，才能更有效地激發產業創新動力，才能在與其他能源競爭中占據一席之地。也正因如此，龍源電力在上海奉賢項目的競逐中報出了0.65元/千瓦時的低價，這對于業內是一個可喜的信號，也是一個讓人重新審視海上風電合理開發、合理收益的契機，它提醒著中國海上風電行業，在光伏、陸上風電平價上網到來之際，全產業鏈必須有危機意識，盡快擺脫對補貼的依賴。

當務之急仍是苦練內功

要在補貼退坡的路上走得更穩、更遠，一項重要功課便是控制造價、降低成本。

十多年前我國海上風電剛剛起步的時候，采用的是混凝土和多管樁技術，單位造價在2萬元以上。龍源電力在建設江蘇如東海上風電場之初，國家能源部門領導蒞臨風電場考察時指出，海上風電開發，要控制造價、降低度電成本、減少對國家補貼的依賴，才能可持續發展。

為此龍源海上風電開發團隊，聯合華北有色工程勘察院，攻堅克難，不斷采取新技術、新工藝，持續降低工程造價，創造了多項國內第一：首基海上風電鋼結構基礎，首基海上風電單樁基礎，首臺分體式工藝安裝海上風電機組，首臺單葉片工藝安裝海上風電機組，首艘集基礎與風機安裝一體式潮間帶風電安裝船，首艘集基礎與風機安裝一體式自升式近海風電安裝平臺，首基無過渡件嵌巖單樁;針對國外海上風電單樁基礎普遍采用“單樁+過渡段”的方案，存在施工工序多、造價高、灌漿材料易疲勞開裂造成過渡段傾斜等缺點，龍源海上風電開發團隊對扶正導向架等打樁裝備，以及沉樁工藝進行攻關，經過多次試驗，單樁垂直度控制在2‰以下，成功完成無過渡段單樁沉樁，大幅壓降了建設成本，使海上風電具備了大規模開發的條件。

目前，我國海上風電場的建設主要集中在淺海海域，其開發成本因離岸距離、水深、地質條件等不同，差異較大，單位千瓦投資一般在15000～19000元之間，隨著技術水平的不斷提升，潮間帶和近海項目單位千瓦投資下降到11000～16000萬元。據業內人士初步估計，至2020年海上風電場開發建設成本可小幅下降。

高宏飆認為，目前我國近海海上風電90%的技術問題都已攻克，在近海方面我國海上風電發展已經相對成熟，下一階段的重點任務應是通過創新降本增效，這包括主設備優化，發展大容量、高可靠性、高容量系數、長壽命(28年甚至30年)機型和低風速海上風機;加強基礎優化，推動新型式、一體化設計;增大單個項目容量;提高容量系數。另外，高宏飆建議擴大海域面積，由16平方千米/10萬增至國外平均的19.5平方千米/10萬。“這幾方面與平準化度電成本的降低都有直接關系，新建風電場要降低投資，在役風電場要減少運維費用，在增加發電量、延長風機壽命、優化結構等方面多下功夫。”高宏飆說。

在海上風電建設質量中，風機的可靠性、可用率十分關鍵。在采訪中記者了解到，有些風機在使用過程中一年不如一年，利用小時數逐年減少，損害了項目收益。設備質量對于項目回收有巨大的影響。隨著大容量機組越來越受到推崇，各整機制造廠家均致力于海上大容量機組的研發。大容量機組可充分利用用海面積，攤薄施工、吊裝和運維成本，是降低風電場投資的有效方式，同時，大容量機組配備的大葉輪直徑能實現更大的掃風能力，設備利用效率更高。但在加大大容量機組的研發和應用過程中，其相關產業鏈也需要同步完善，才能確保機組的可靠性。

高宏飆認為，目前大容量機組的技術產業鏈并不成熟，大容量機組上的發電機、變頻器等都是新產品，其可靠性有待時間的檢驗，在應用中不可批量上馬，應從試驗開始，逐步推廣。大容量機組投運后一旦出現問題，需要進行大部件的更換，對于開發商和設備商都將是巨大的損失。“和陸上風電相比，小部件的維修費用只是多了一個船只往返的費用。而大部件一旦需要更換可能產生的是百萬級的費用，如果是批量性的故障，對于制造廠商和開發商都將是致命的打擊。”高宏飆說。

目前，6兆瓦以上機組在歐洲海上風電市場已占據主流，近期歐洲主要競爭聚焦于8～10兆瓦機組，12兆瓦將成為未來突破規模化應用的大兆瓦機型。我國海上風電機組以4兆瓦為主，6兆瓦以上機組在逐漸增多。今年初，莆田平海灣海上風電場安裝完成上海電氣SWT-7.0-154直驅型海上大功率機型，其單機功率達到7兆瓦，為目前國內乃至亞太地區最大功率的海上風電機型。在對大容量機組的追逐上，無論是風機制造商、項目開發商還是地方政府都表現出了緊跟國外步伐的急迫性。今年初，福建省發改委發出鼓勵海上風電項目使用8兆瓦以上大機組的政策信號，而上海奉賢海上風電項目亦選擇了更大機組的投標方案。

記者在采訪中了解到，許多業內人士認為，在現階段，對于大容量機組的上馬需要謹慎。海上風機功率的大小與供應鏈的成熟度、風資源特點相關，大容量機組供應鏈在短期內無法實現巨大提升，過分追求機組大型化是不合時宜的，畢竟，安全可靠是海上風電發展的第一準則。

隨著海上風電逐漸走向遠海、深海，場址離岸越來越遠，海上風電機組基礎和送出工程成本等將逐步增大，對運維服務、運維成本的挑戰也越來越大。海上風電場的運維內容主要包括風電機組、塔筒及基礎、升壓站、海纜等設備的預防性維護、故障維護和定檢維護，是海上風電發展十分重要的產業鏈。目前，國內海上風電尚無長期運營經驗和成本數據積累，海上運維市場尚處于起步階段。與陸上風電不同，海上風電項目均采用5000千瓦以上的大容量機組，但目前除了福建興化灣安裝有試驗風機外，國內尚無大容量海上風電機組批量運行的經驗。根據目前國內已建成的海上風電場運維情況看，海上運維工作量是陸上的2～4倍，費用遠超陸上風電。海上風電除了運維成本高之外，運維船只也十分有限。根據目前海上風電市場的發展，未來需要一大批以運行、維護為主的專業團隊，為投資企業提供全面、專業的服務。此外，海上風電裝備標準、產品檢測和認證體系等也需要逐步建立完善。

“海上風電場的運維一直是個難題，整個海上風電的運維體系沒有建立起來。相比于歐洲，國內海上風電起步晚，缺乏專業的配套裝備，運維效率低、安全風險大。目前，我國海上風電項目中的大部分風機質保期未過，風機主要由制造商維護，開發商在這方面欠缺經驗，一旦質保期過后，需要由業主自行完成運維將困難重重。建議未來海上風電場的運維由主機廠商按合同來承擔，或由市場培育第三方來實行專業化管理。”謝長軍說。

海上三峽如何從理想走進現實

對于未來我國海上風電的開發前景，謝長軍認為，當前我國海上風電已進入發展機遇期，由于陸地風電場發展受到“三北”地區限電和生態環境的影響，給海上風電的發展提供了更廣闊的空間;在電價方面，要根據成本下降情況適度調整，考慮陸地風電情況和海資源的情況，來制定不同的地區海上風電電價，第一階段的電價保留在0.65～0.75元/千瓦時是較合理水平;需高度重視海上風電的建設質量，風機制造商和業主要共同承擔運維的重任。此外，謝長軍特別提到，“資源換產業”潛規則也是損害產業健康發展的重要因素，這實質上是一種地方保護主義。

在上海奉賢海上風電項目中，招標方在企業能力的評分標準中，設置了在本市建設運營海上風電項目越多的企業得分越高的計分標準，這也導致龍源報出最低電價未能中標引發業內爭議。有媒體報道，這究竟是龍源電力實力稍遜，還是地方保護主義下“資源換產業”的勢力再次冒頭?此外，記者從相關人士處了解到，該項目在招標之前業主早已跟進，這種拿成熟的風電場項目來招標的方式不應成為海上風電競價招標的常態模式。

“希望地方政府能夠從長遠利益出發，讓海上風電產業在自由競爭環境中健康成長，才能達到提高技術水平、降低度電成本、促進產業健康發展的良性循環。”謝長軍表示。風電產業進入競價時代，從經濟學的角度講就是進入了完全競爭市場，應該鼓勵產業進行充分的、自由的競爭。“未來幾年，海上風電將由高回報、高增長階段，逐步發展為低回報、穩定發展階段。”謝長軍說。

謝長軍在采訪中回憶到，2007年6月17日，他陪同國家發改委原副主任張國寶去南通出席國家特許權示范項目——龍源如東風電場二期工程竣工典禮。在飛機上巧遇時任江蘇省委書記的李源潮，兩位領導一路上在討論可再生能源發展問題。當飛機接近南通上空時，李書記透過舷窗指著遠處近千公里的海岸線說：“江蘇應該積極利用資源開發海上風電，海上風電還可帶動裝備制造業等諸多產業”。李書記認為，江蘇海上風電裝機規模可以超過“三峽工程”，張國寶主任表示贊同，“海上風電三峽”的說法由此而生。十余年過去了，海上風電從初生稚子蹣跚前行，到如今聲勢漸起，行業開發前景廣闊。親歷了海上風電發展全歷程的謝長軍表示，行穩方能致遠，腳踏實地，有序發展，“海上三峽”才能有條不紊地從理想走進現實。

本文刊載于《中國電力企業管理》2019年08期。