2019-09-05 10:39:51 中国电力企业管理 　 作者： 易麟  

风从海上来。

沉寂几年后，海上风电又迎来一波投资热潮。

近日，广东揭阳市政府、广州开发区管委会分别与通用电气(GE)签署海上风电项目投资协议。根据协议，GE将在揭阳市临港产业园设立GE海上风电机组总装基地，并在广州开发区投资建设GE海上风电运营和开发中心。

事实上，一些原本以传统油气为主业的能源巨头，也已加入到了抢食海上风电的行列。在国内，中海油、中石油均已将业务触角伸至海上风电领域。其中，中海油继2013年逐渐剥离新能源业务后，于今年“卷土重来”，开始发力海上风电业务。

不仅如此，一批风机设备商早已纷纷“下海”，争夺异常激烈。

中国可再生能源学会风能专委会发布的《中国风电产业地图2018》显示，2018年，中国海上风电发展提速，新增装机436台，容量达到165.5万千瓦，同比增长42.7%。2018年共有7家整机制造企业有新增装机，其中上海电气新增装机最多，共达181台，容量为72.6万千瓦，新增装机容量占比达到43.9%。其次分别为远景能源、金风科技、明阳智能、GE、联合动力、湘电风能。

进入2019年，我国的风电产业迎来竞价、平价新时代，海上风电也步入规模化发展的快车道。在此背景下，海上风电在迎头并进的同时，如何避免“大干快上”，破解成本、技术等发展瓶颈，已成为不容忽视的一道难题。

兼具多重优势

与欧洲部分发达国家相比，我国的海上风电开发起步较晚。在过去几年，德国、英国、丹麦等国家的海上风电发展就已较为成熟，处于领先地位。

2010年6月，我国第一个海上风电项目——上海东海大桥风电项目的海上风电机组全部并网运行，标志着我国开始迈入发展海上风电的新时期。此后，我国海上风电项目的发展却不尽如人意，一度陷入停滞。直到最近几年，发展开始提速。

整体而言，与欧洲国家相比，尽管扮演着“后来者”的角色，但我国的海上风电最近几年发展速度快，很快实现了后来居上。有数据显示，2018年我国海上风电总装机容量为445万千瓦，在建647万千瓦。我国已成为仅次于英国和德国的世界第三大海上风电国家。

海上风电得以崛起，与其本身兼具的多种优势不无关系。

一直以来，陆上风电存在的弃风限电痼疾未得到根治，这是制约“三北”地区(东北、西北、华北)风电大规模发展的症结所在。

不过，与陆上风电相比，海上风电更接近消纳中心，可以实现就近消纳。当前我国的部分沿海省市，以及首都北京等一线城市，是电力消纳的主要负荷中心。这些城市远离“三北”地区，陆上风电远距离输送成本高、技术难度大，导致弃风问题频现。而海上风电更靠近东南沿海等传统负荷中心，并且这些地方往往土地资源紧缺，难以满足大规模建设地面电站的用地需求。相比之下，海洋之大，更适合建设大型风电场，这让海上风电成为了名副其实的“蓝海”市场。

除此之外，我国海岸线辽阔，海上风力资源储备丰富，开发前景广阔。前瞻产业研究院的分析报告指出，当前，我国共有三大海风资源区，其中，东南沿海地区福建一带为主要风资源区，海域风速度9米/秒，有效风能密度为200～300瓦/平方米以上，全年大于或等于3米/秒的时数约为7000多小时，大于或等于6米/秒的时数约为4000小时。

海上风电还具有发电稳定、利用小时数长、发电量大等优势。有数据显示，陆上风电年均利用小时数为2200左右，海上风电根据资源条件不同，其利用小时数亦随之变化，平均来说，利用小时数可以达到3000小时以上。

我国东部地区陆上可再生能源的开发潜力有限，要想实现可再生能源的本地化开发和就地消纳，必须大力发展海上风电，特别是资源和储量更好的远海风电。

在多重优势加持下，随着陆上风电开发的日渐饱和，海上风电被认为是下一个突破口。

海上“争风”忙

事实上，东南部沿海省市一直是我国经济发达的地区，处于用电负荷中心，并且这部分省市沿海风力资源丰富，为大规模发展海上风电提供了足够的市场空间。

目前，东南沿海五省份(福建、浙江、山东、江苏和广东)已成为我国海上风电发展的主阵地。据中国农业机械工业协会风力机械分会统计，截至2019年3月底，中国已投运海上风电项目36个，累计投运容量3694.95兆瓦。其中，仅江苏海域就投运22个海上风电项目，共计2770.8兆瓦。

在部分省份的远期发展规划中，海上风电被列为重点发展方向。

根据江苏省人民政府印发的《江苏省“十三五”能源发展规划》，“十三五”期间，江苏将加快发展风电，坚持海陆并举、以海为主，打造千万千瓦风电基地，截至2020年，海上风电累计并网350万千瓦。

除了江苏之外，越来越多的沿海省份加入到海上“争风”的行列。

《广东省海上风电发展规划(2017～2030年)(修编)》披露的发展目标显示，截至2020年底，广东开工建设海上风电装机容量1200万千瓦以上，其中建成投产200万千瓦以上，初步建成海上风电研发、装备制造和运营维护基地，设备研发、制造和服务水平达到国内领先水平。到2030年底，建成投产海上风电装机容量约3000万千瓦，形成整机制造、关键零部件生产、海工施工及相关服务业协调发展的海上风电产业体系，海上风电设备研发、制造和服务水平达到国际领先水平，广东省海上风电产业成为国际竞争力强的优势产业之一。

东部经济强省浙江也将海上风电纳入重点发展产业。根据《浙江省电力发展“十三五”规划》，到2020年，可再生能源装机达到2010万千瓦左右，其中风电400万千瓦左右，重点发展海上风电，“十三五”期间，新增风电300万千瓦左右。

近两年来，竞争已不完全局限在“纸面”规划上，一大批项目正成扎堆核准之势。

2019年1月，江苏省发改委对外披露24个核准的海上风电项目名单(截至2018年12月)，这些项目总投资规模达1222亿余元、建设规模达670万千瓦。

广东省核准项目的力度也不落下风。2018年，广东共核准了31个海上风电项目，分布于阳江市等6个市县，核准批复的海上风电项目总装机18708兆瓦，总投资3627.24亿元。

另据水电水利规划总院统计，到2020年，江苏、浙江、福建、广东、海南、山东、上海、河北、辽宁等省市，海上风电规划总计将突破7800万千瓦(相当于3.4个三峡水电站的装机规模)，远远超过《风电发展“十三五”规划》到2020年达到1500万千瓦的目标。

在各省扎堆核准海上风电项目的同时，上下游企业早已经摩拳擦掌，跃跃欲试。

由于海上风电项目投资金额大、技术门槛高，目前，国内涉足海上风电开发的企业主要以传统的电力央企为主。

截至2018年底，我国海上风电开发企业共18家，其中，累计装机容量达到20万千瓦以上的企业有国能投、国电投、三峡集团、华能集团、东海风电和国家电网。这6家企业海上风电总装机量占海上风电总装机量的80.9%。其中，仅国能投一家的装机量就达到1510兆瓦。

在上述企业中，有一家位列总装机量榜单末位的传统油气企业较为显眼，这家企业就是中海油。截至2018年，中海油的海上风电累计装机规模仅为2兆瓦。相比之下，位居第一位的国能投，其装机量是中海油的700多倍。

尽管如此，但这并未影响中海油进军海上风电的决心。

2019年1月，中海油首席执行官袁光宇在中海油2019年战略发布会上表示，“海上风电是可再生能源中与我们契合度最高的能源，且市场规模巨大，未来前景广阔。”6个月后，中海油旗下的中海油融风能源有限公司在上海正式揭牌成立。中海油方面表示，将“本着低成本、市场化的原则，先近浅海练兵，后深远海发力，积极稳妥推进海上风电业务。”据悉，中海油位于江苏的300兆瓦海上风电项目首批机组将于今年底并网发电。

中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩曾撰文指出，海上风电成为传统能源企业转型的重点方向。目前，欧洲海上风电市场中的过半装机份额都来自于E.ON、Vattenfall、Equinor等大型的传统能源集团。这些企业在此前由陆上风电推动的能源转型浪潮中，曾因行动迟缓遭遇到来自收益、融资、减排、舆论等方面的严重危机。生存压力促使他们在看到海上风电发展的机遇时，迅速加大投入。

盛宴还是“剩”宴?

有观点认为，海上风电出现扎堆核准“抢装潮”，与上网电价政策的调整不无关系。

根据国家发改委《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号)，2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴;2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

而在海上风电方面，将标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价;2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价;2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价;2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。

此前，在2014年，发改委下发《关于海上风电上网电价政策的通知》，规定2017年前投运的潮间带海上风电项目上网电价0.75元/千瓦时(含税);近海项目上网电价0.85元/千瓦时(含税)。

对比上下两则政策可以看出，针对近海海上风电的补贴力度正在削弱，即2019年的电价由原来的0.85元/千瓦时下调至0.8元/千瓦时，到了2020年，则进一步降至0.75元/千瓦时。

这意味着，项目电价的补贴每千瓦时相差为0.05元，若项目年发电量达到1000亿千瓦时，则所获得的补贴差额就达到50亿元。

正因如此，海上风电“抢风”潮起。

东北证券研报指出，海上风电电价平稳退坡，存量项目开发加速：海上风电标杆电价改为指导价，2019～2020年近海项目指导价分别为0.8元、0.75元/千瓦时，每年下降0.05元/千瓦时，电价下降相对平稳。对2018年底前核准的项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价;2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。对于技术和资源储备充分、施工条件成熟的业主项目，在电价获得保障的情况下，海上风电的建设将提速。

不过，在海上风电项目争先上马的同时，关于其市场前景如何，业内仍存在争议。

一方面是源于发展过快的忧虑。此前，光伏行业超规模发展带来的弃光限电、补贴拖欠等问题仍历历在目。有数据显示，预计2020年我国可再生能源补贴资金累计补贴缺口将超过2000亿元，其中光伏补贴缺口将超过600亿元。

在存量项目补贴久拖未决的情况下，倘若批量上马海上风电项目，由此产生的补贴如何保障?如果补贴迟迟不到位，势必会影响项目的投资收益，进而影响整个产业的可持续健康发展。

除此之外，海上风电投资成本较高，其经济性与社会价值该如何考量，这也是企业必须直面的问题。由于投资成本高昂，不少企业对海上风电望而生畏，这也是为何这一领域的玩家基本都是“财大气粗”的大央企。

目前，我国陆上风电的投资成本在4000元/千瓦左右，而海上风电场的千瓦容量投资约为陆上风电场的2～3倍左右，但其标杆电价并没有达到陆上风电电价的两倍。考虑到海上风电漫长复杂的建设工期，以及后期高昂的运维成本，这样的投资成本和电价水平，能否确保盈利，现在仍打一个问号。

从目前的发展情况看，海上风电仍缺乏一条完善的产业链，相关的配套标准、产业政策也有待完善。特别是在工程勘察、施工、安装、运行管理和维护方面，缺乏一套标准的技术规范作指导，容易导致项目建设质量良莠不齐。

从陆上到海上，我国风电行业的发展不能再重蹈覆辙。前几年陆上风电盲目追“风”，导致行业发展一度陷入“寒冬”。一味地追求规模效应，追求市场排名，这是国内不少行业企业难以摆脱的发展痼疾。无数的事实已经表明，过快的发展，结果往往适得其反。

庆幸的是，这些问题已经引起业内重视。建议必须加快技术创新和应用，加快技术创新的核心是要加快技术创新的变现速度，并推广应用，把技术创新和产业化紧密连接在一起。同时，要推动海上风电标准化工作，为规范发展保驾护航。海上风电发展初期阶段先行建立完整的标准体系，有利于统一市场标尺和要求，避免劣币驱逐良币，少走弯路。决策部门应保持政策稳定，尤其是应把握好降补贴的节奏，以便给投资人清晰预期，提高投资积极性，确保合理的市场规模，从而推动产业进步。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年08期，作者系本刊特约撰稿人