海上风电再审视

海上风电正在占领风电产业新的制高点。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年08期。

近日，中国首个竞争性配置海上风电项目最终得主已出炉。据媒体报道，上海电力股份有限公司及上海绿色环保能源有限公司组成的联合体以0.73元/千瓦时的价格斩获上海奉贤海上风电项目。

上海奉贤项目是中国首个竞争性配置海上风电项目，从该项目的竞逐始末可静观海上风电近年来的高歌猛进和激烈竞争。此前，龙源电力集团股份有限公司（以下简称“龙源电力”）在竞逐该项目时报出了0.65元/千瓦时的电价，这一电价比今年5月国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》中所确定的指导电价还低0.15元/千瓦时。尽管最终无缘中标，但这一出人意料的报价却在行业内激起了阵阵波澜。

而最终中标的上海电力和上海绿能联合体凭借着6.45兆瓦的单机容量，胜过了龙源电力给出的单机5.2兆瓦的方案，在设备先进性方面占据优势。这一结果显示了地方政府追逐大容量机组的取向。

随着国家推动可再生能源平价上网的一系列新政出台，海上风电已成为可再生能源发电上网享受电价补贴强度最高的一块阵地。海上风电资源丰富、利用小时数高、开发潜力巨大，并占据区位优势，可就近消纳，种种特点让新能源企业加快抢夺“海洋红利”。为锁定0.85元/千瓦时的上网电价，2018年底的核准潮连带着抢装潮滚滚而来，正在成长、尚未成熟的海上风电遭遇政策窗口期，产业的狂欢跃进使得业内人士向海上风电发出频频预警。

高强度补贴下的产业风险

过去，在极速奔跑的新能源板块中，海上风电的发展因成本高企、技术难度大、审批手续复杂等原因一直步履迟缓。早在“十二五”期间，海上风电的发展远远滞后于国家能源局规划，截至2015年底，实现装机约100万千瓦，只占规划目标的1/5。

但在“十三五”期间，情况发生了变化。“十二五”未达预期，国家能源局将500万千瓦的海上风电并网目标延至2020年，这一目标提前实现已经没有悬念。从2016年开始，海上风电发展开始进入快车道。数据表明，2016年，国内海上风电新增并网容量69.6万千瓦；2017年新增并网容量51万千瓦；2018年，新增并网装机162万千瓦。至此，国内海上风电累计并网装机已达到361万千瓦，预计2019年可轻松实现规划目标。中国的海上风电开发，正从“十二五”期间的小步慢行，转身为“十三五”的大步迈进。

原中国国电集团公司副总经理、龙源电力集团股份有限公司总经理谢长军告诉记者，首先，海上风电的技术成熟度大大提高，海上风电项目的投资风险大大降低，这是“十三五”海上风电快速发展的一个关键原因。其次，地方政府改变了对海上风电发展的态度。“十二五”期间，作为海上风电发展主阵地的江苏、广东、福建，对发展海上风电比较谨慎。“十三五”以来，广东省率先将海上风电作为省战略性新兴产业大力推动，加速海上风电项目核准，进而也刺激了福建、江苏进一步开发海上风电，从而形成海上风电整体快速发展的局面。

中国海上风电迎来了史上最快的发展阶段，同时也面临着巨大的风险。

2018年5月，国家能源局印发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，此后补贴退坡的政策信号不断释放，为了与时间赛跑，2018年底，风电大省江苏、广东掀起核准狂潮：江苏一次性核准批复了24个海上风电项目，总装机规模达670万千瓦；广东2018年核准批复了31个海上风电项目，总装机规模约1870万千瓦。福建的核准批复则相对克制，在2018年底核准了3个海上风电项目。

海上风电的规模化发展始自江苏，装机容量最大的也是江苏。对于2018年底的核准潮，江苏龙源风力发电有限公司党委书记、副总经理高宏飙这样解释：“江苏省对于海上风电项目的核准一向十分严格，在2018年底表现出来的好像是集中批复了很多项目，但其中许多项目都是‘卡’了多年的，业主前期已经做了很久的工作。”

核准量最大的广东，其海上风电的发展则面临着更严苛的运行环境挑战。“十三五”期间，中国海上风电开发重心向广东、福建转移。尽管福建、广东风资源条件优越，但由于是位于台风多发区域，海床条件复杂，开发难度较之江苏更大，项目运行经验也不及江苏。高宏飙告诉记者，龙源电力对于发展海上风电的几个主要区域进行了周密的考察，最终选择重点发展江苏和福建，而避开了时下海上风电最为热烈的角斗场广东，也是考虑到其风资源不如福建，但开发难度较之福建有过之而无不及。但在地方政府的推动下，广东、福建比江苏更快速度、更大规模地推进海上风电项目。

核准潮之后的建设潮对供应链形成了巨大挑战，目前全国海上风电安装船只仅有30多艘，每年的吊装能力极限大约不超过400万千瓦，远远无法满足目前在建、待建项目的需求。另外，海上风电机组也在地方政府设置的规则下快速迭代，从江苏主流的4兆瓦机型，跃升至广东的5兆瓦以上机型，以及到在福建省明确要求下，向8兆瓦海上风机迈进。但我国海上风电起步较晚，许多新技术、大机组尚处于应用初期，其可靠性需要长时间、大批量的实际运行来验证。大规模的项目开发将给海上风电建设质量埋下隐患。

高宏飙认为，当前海上风电仍应继续优化创新、致力于补贴退坡，而非急于扩张规模。海上风电应由粗放性扩张，进入集约化发展，不能将许多离岸较近、水深较浅、开发条件较好的场址在低水平的建设中粗糙开发，而应留待下阶段，技术和建设水平提升之后再进行优质开发使用。

如果说“十三五”前期海上风电的稳步向前，是源于技术水平的提升，那么对于2018年以来的集中核准，谢长军认为这是政策刺激的结果而非短期内关键技术的突破和成本的下降，直接原因就是《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，提出海上风电要推行竞价上网的政策。“我们要高度警惕这种由政策带动的‘迅猛发展’，几年前陆上风电下调电价，引发了一轮强劲的抢装潮，最后电价是保住了，但是短期内电网消纳能力并没有随着电源建设同步增长，结果导致新疆、甘肃、内蒙古等风电大省（区）出现极为严重的限电，直到今天也没有彻底解决。今天的海上风电要吸取之前的教训，海上风电建设成本高，通过竞价又进一步压缩了利润空间，如果再出现限电，对开发企业将是毁灭性的打击。”谢长军指出。

补贴退坡之路是快走还是慢行？

在2021年底前并网的海上风电项目能获得0.85元/千瓦时的上网电价。这一电价尽管对开发商具有极大的诱惑，但高宏飙认为，补贴退坡后能吃到的饼，比0.85元/千瓦时这一电价画出的饼要靠谱。即使是锁定了0.85元/千瓦时电价的项目，也可能遭遇补贴滞后或补贴标准打折。

“龙源电力对于项目的开展一向非常谨慎，在项目风险上会进行慎重的评估。在考察海上风电项目，进行财务分析时，不能只看账面情况，要考虑到补贴滞后等潜在投资风险，要分析更多的不确定性，对收益率不高的项目要慎重开发。目前这个电价水平，容易让人对海上风电的利润情况产生不切实际的想法，造成一哄而上的局面。”高宏飙说。

可再生能源发展基金资金来自于销售电价中附加的电价，2016年调整征收标准后，每千瓦时征收0.019元的可再生能源附加，由于风、光发电产业迅速发展，所需补贴已超过可再生能源发展基金的承受能力。

目前，财政部已组织共 7 批可再生能源补贴项目上报，通过审核进入了补贴目录的项目，之后可陆续拿到财政部发放的补贴。但在目录之外仍有许多项目等待继续申报。

海上风电标杆电价分为两部分，一部分为当地的燃煤标杆电价，由电网公司支付，超出部分来自国家可再生能源发展基金。以广东为例，脱硫燃煤标杆电价约为0.45元/千瓦时，这意味着广东海上风电项目度电补贴约为0.4元，在各类型的风、光发电中补贴最高。

事实上，因补贴滞后导致企业难以周转、陷入困境的沉痛教训近在眼前。今年6月，在全球最大的光伏展会——上海SNEC期间，一项收购在行业引起震动：保利协鑫拟将控股子公司协鑫新能源51%的股权转让给华能集团。

作为全球第二大的光伏电站运营商，协鑫新能源是保利协鑫旗下重要的业务版块，忍痛“割肉”的背后，是新能源补贴滞后导致的现金流运转无力。

痛定思痛。对于民营企业而言，融资成本远高于央企让其难以撑过补贴拖欠期，但即便是实力雄厚的央企，补贴滞后的压力也非同一般。曾经光伏的“野蛮生长”使得产业遭遇重击，而对于投资成本更高、技术和运营难度更大、项目回收期更长的海上风电而言，无序的发展将对产业产生更深远、更致命的影响。

毫无疑问，补贴退坡是海上风电未来发展的必然方向，区别仅仅在于是逐步退坡还是较快退坡。谢长军表示，欧洲已经有了零补贴海上风电项目，但是我国海上风电资源没有欧洲好，以当前国内海上风电技术发展实际，还无法做到平价上网。因此，要给予海上风电技术进步的时间。海上风电电价水平的下调要适应技术进步和造价下降速度，每年降10%左右是相对合理的水平，既能降低国家补贴压力，又可持续促进海上风电产业发展。同时，他指出，要解决促进海上风电产业发展和国家补贴压力的矛盾，应本着“谁发展谁补贴”的原则，将补贴的压力向下传导，鼓励发展海上风电产业的省份进行地方补贴。

而龙源电力方面则对补贴快速退坡怀有信心。高宏飙在采访中表示，高强度补贴扶持的海上风电是不可持续的，补贴不仅要退坡，而且要迅速退坡，才能更有效地激发产业创新动力，才能在与其他能源竞争中占据一席之地。也正因如此，龙源电力在上海奉贤项目的竞逐中报出了0.65元/千瓦时的低价，这对于业内是一个可喜的信号，也是一个让人重新审视海上风电合理开发、合理收益的契机，它提醒着中国海上风电行业，在光伏、陆上风电平价上网到来之际，全产业链必须有危机意识，尽快摆脱对补贴的依赖。

当务之急仍是苦练内功

要在补贴退坡的路上走得更稳、更远，一项重要功课便是控制造价、降低成本。

十多年前我国海上风电刚刚起步的时候，采用的是混凝土和多管桩技术，单位造价在2万元以上。龙源电力在建设江苏如东海上风电场之初，国家能源部门领导莅临风电场考察时指出，海上风电开发，要控制造价、降低度电成本、减少对国家补贴的依赖，才能可持续发展。

为此龙源海上风电开发团队，联合华北有色工程勘察院，攻坚克难，不断采取新技术、新工艺，持续降低工程造价，创造了多项国内第一：首基海上风电钢结构基础，首基海上风电单桩基础，首台分体式工艺安装海上风电机组，首台单叶片工艺安装海上风电机组，首艘集基础与风机安装一体式潮间带风电安装船，首艘集基础与风机安装一体式自升式近海风电安装平台，首基无过渡件嵌岩单桩；针对国外海上风电单桩基础普遍采用“单桩+过渡段”的方案，存在施工工序多、造价高、灌浆材料易疲劳开裂造成过渡段倾斜等缺点，龙源海上风电开发团队对扶正导向架等打桩装备，以及沉桩工艺进行攻关，经过多次试验，单桩垂直度控制在2‰以下，成功完成无过渡段单桩沉桩，大幅压降了建设成本，使海上风电具备了大规模开发的条件。

目前，我国海上风电场的建设主要集中在浅海海域，其开发成本因离岸距离、水深、地质条件等不同，差异较大，单位千瓦投资一般在15000～19000元之间，随着技术水平的不断提升，潮间带和近海项目单位千瓦投资下降到11000～16000万元。据业内人士初步估计，至2020年海上风电场开发建设成本可小幅下降。

高宏飙认为，目前我国近海海上风电90%的技术问题都已攻克，在近海方面我国海上风电发展已经相对成熟，下一阶段的重点任务应是通过创新降本增效，这包括主设备优化，发展大容量、高可靠性、高容量系数、长寿命（28年甚至30年）机型和低风速海上风机；加强基础优化，推动新型式、一体化设计；增大单个项目容量；提高容量系数。另外，高宏飙建议扩大海域面积，由16平方千米/10万增至国外平均的19.5平方千米/10万。“这几方面与平准化度电成本的降低都有直接关系，新建风电场要降低投资，在役风电场要减少运维费用，在增加发电量、延长风机寿命、优化结构等方面多下功夫。”高宏飙说。

在海上风电建设质量中，风机的可靠性、可用率十分关键。在采访中记者了解到，有些风机在使用过程中一年不如一年，利用小时数逐年减少，损害了项目收益。设备质量对于项目回收有巨大的影响。随着大容量机组越来越受到推崇，各整机制造厂家均致力于海上大容量机组的研发。大容量机组可充分利用用海面积，摊薄施工、吊装和运维成本，是降低风电场投资的有效方式，同时，大容量机组配备的大叶轮直径能实现更大的扫风能力，设备利用效率更高。但在加大大容量机组的研发和应用过程中，其相关产业链也需要同步完善，才能确保机组的可靠性。

高宏飙认为，目前大容量机组的技术产业链并不成熟，大容量机组上的发电机、变频器等都是新产品，其可靠性有待时间的检验，在应用中不可批量上马，应从试验开始，逐步推广。大容量机组投运后一旦出现问题，需要进行大部件的更换，对于开发商和设备商都将是巨大的损失。“和陆上风电相比，小部件的维修费用只是多了一个船只往返的费用。而大部件一旦需要更换可能产生的是百万级的费用，如果是批量性的故障，对于制造厂商和开发商都将是致命的打击。”高宏飙说。

目前，6兆瓦以上机组在欧洲海上风电市场已占据主流，近期欧洲主要竞争聚焦于8～10兆瓦机组，12兆瓦将成为未来突破规模化应用的大兆瓦机型。我国海上风电机组以4兆瓦为主，6兆瓦以上机组在逐渐增多。今年初，莆田平海湾海上风电场安装完成上海电气SWT-7.0-154直驱型海上大功率机型，其单机功率达到7兆瓦，为目前国内乃至亚太地区最大功率的海上风电机型。在对大容量机组的追逐上，无论是风机制造商、项目开发商还是地方政府都表现出了紧跟国外步伐的急迫性。今年初，福建省发改委发出鼓励海上风电项目使用8兆瓦以上大机组的政策信号，而上海奉贤海上风电项目亦选择了更大机组的投标方案。

记者在采访中了解到，许多业内人士认为，在现阶段，对于大容量机组的上马需要谨慎。海上风机功率的大小与供应链的成熟度、风资源特点相关，大容量机组供应链在短期内无法实现巨大提升，过分追求机组大型化是不合时宜的，毕竟，安全可靠是海上风电发展的第一准则。

随着海上风电逐渐走向远海、深海，场址离岸越来越远，海上风电机组基础和送出工程成本等将逐步增大，对运维服务、运维成本的挑战也越来越大。海上风电场的运维内容主要包括风电机组、塔筒及基础、升压站、海缆等设备的预防性维护、故障维护和定检维护，是海上风电发展十分重要的产业链。目前，国内海上风电尚无长期运营经验和成本数据积累，海上运维市场尚处于起步阶段。与陆上风电不同，海上风电项目均采用5000千瓦以上的大容量机组，但目前除了福建兴化湾安装有试验风机外，国内尚无大容量海上风电机组批量运行的经验。根据目前国内已建成的海上风电场运维情况看，海上运维工作量是陆上的2～4倍，费用远超陆上风电。海上风电除了运维成本高之外，运维船只也十分有限。根据目前海上风电市场的发展，未来需要一大批以运行、维护为主的专业团队，为投资企业提供全面、专业的服务。此外，海上风电装备标准、产品检测和认证体系等也需要逐步建立完善。

“海上风电场的运维一直是个难题，整个海上风电的运维体系没有建立起来。相比于欧洲，国内海上风电起步晚，缺乏专业的配套装备，运维效率低、安全风险大。目前，我国海上风电项目中的大部分风机质保期未过，风机主要由制造商维护，开发商在这方面欠缺经验，一旦质保期过后，需要由业主自行完成运维将困难重重。建议未来海上风电场的运维由主机厂商按合同来承担，或由市场培育第三方来实行专业化管理。”谢长军说。

海上三峡如何从理想走进现实

对于未来我国海上风电的开发前景，谢长军认为，当前我国海上风电已进入发展机遇期，由于陆地风电场发展受到“三北”地区限电和生态环境的影响，给海上风电的发展提供了更广阔的空间；在电价方面，要根据成本下降情况适度调整，考虑陆地风电情况和海资源的情况，来制定不同的地区海上风电电价，第一阶段的电价保留在0.65～0.75元/千瓦时是较合理水平；需高度重视海上风电的建设质量，风机制造商和业主要共同承担运维的重任。此外，谢长军特别提到，“资源换产业”潜规则也是损害产业健康发展的重要因素，这实质上是一种地方保护主义。

在上海奉贤海上风电项目中，招标方在企业能力的评分标准中，设置了在本市建设运营海上风电项目越多的企业得分越高的计分标准，这也导致龙源报出最低电价未能中标引发业内争议。有媒体报道，这究竟是龙源电力实力稍逊，还是地方保护主义下“资源换产业”的势力再次冒头？此外，记者从相关人士处了解到，该项目在招标之前业主早已跟进，这种拿成熟的风电场项目来招标的方式不应成为海上风电竞价招标的常态模式。

“希望地方政府能够从长远利益出发，让海上风电产业在自由竞争环境中健康成长，才能达到提高技术水平、降低度电成本、促进产业健康发展的良性循环。”谢长军表示。风电产业进入竞价时代，从经济学的角度讲就是进入了完全竞争市场，应该鼓励产业进行充分的、自由的竞争。“未来几年，海上风电将由高回报、高增长阶段，逐步发展为低回报、稳定发展阶段。”谢长军说。

谢长军在采访中回忆到，2007年6月17日，他陪同国家发改委原副主任张国宝去南通出席国家特许权示范项目——龙源如东风电场二期工程竣工典礼。在飞机上巧遇时任江苏省委书记的李源潮，两位领导一路上在讨论可再生能源发展问题。当飞机接近南通上空时，李书记透过舷窗指着远处近千公里的海岸线说：“江苏应该积极利用资源开发海上风电，海上风电还可带动装备制造业等诸多产业”。李书记认为，江苏海上风电装机规模可以超过“三峡工程”，张国宝主任表示赞同，“海上风电三峡”的说法由此而生。十余年过去了，海上风电从初生稚子蹒跚前行，到如今声势渐起，行业开发前景广阔。亲历了海上风电发展全历程的谢长军表示，行稳方能致远，脚踏实地，有序发展，“海上三峡”才能有条不紊地从理想走进现实。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年08期。