01 “关口”能否后移?

今年两会期间，华能集团舒印彪、金风科技武钢、明阳智能张传卫等诸多业内巨头均有相关提案。中国可再生能源学会风电专委会秘书长秦海岩分析道：假如按每年新增海上风电并网300万千瓦测算，地方政府从2022年开始接力补贴，当年补贴0.2元/千瓦时，此后每年降0.05元，2026年退出，则2022-2025年总计需135亿元。假设苏粤闽浙鲁五省平摊，每年约需3.6-9亿元，可以拉动每年逾500亿元的固定资产投资，带来数万人就业，创造大量新增税收。尤其是苏粤两省，如每省年新增100万千瓦，按上述地补方式，2022-2025年间，两省各自需补贴45亿元，每年可各自拉动固定资产投资150亿元以上。

这一建议的出发点是：在海上风电领域，世界领先的欧洲国家已发展了近三十年，中国仅十余年。除了江苏，多数省份都是2015年以后才开始规模化开发，很多投资项目获得补贴的时间并不长。即使是已补贴项目，也有相当比例的补贴资金拖欠。预期回报不足或不到位，实际上限制了整个产业链的投资规模及自主创新投入，令成本难以迅速下降。过去五年，全球海上风电成本下降超过50%，我国相比十年前仅下降了20%。大多数业内人士认为，2022年国内难以实现平价上网，2022-2025年将是产业的关键成长期，须保持一定的补贴额度，从而保证合理的市场容量，推动降本降价。汲取以往拔苗助长的教训，尊重产业规律，给予企业足够的成长时间，也是这一强烈呼声的观念基础。

然而，研究者分析，“关口后移”虽有其合理性，实施难度却不小。目前，国补早已入不敷出。预计至今年年底，全国范围补贴积欠额将达3000亿元。而光伏、陆上风电等其他主要可再生能源已逐步进入平价和竞价上网期。这一背景下，延长海上风电的补贴时间，相当于单独新增补贴，国家能源、财政主管部门压力颇大。至于地补，各开发大省仅广东曾表达意愿。业内人士认为，国家给予广东的“2020年非水可再生能源电力消纳量比重”目标是7%，目前该省远低于这一数字，推动海上风电的大规模开发无疑是冲刺目标的最有效方式，因此须维持一定补贴强度。该省规划为：今年底开建1200万千瓦，2030年年底建成投产3000万千瓦。江苏已透露2025年并网1500万千瓦的设想，有可能以政策手段激励。但由于可再生能源占比持续上升、已提前完成“十三五”风电规划目标，且江苏海域开发的经济性高于其他省份，会否发放地补尚不确定。今年疫情冲击下各省财政收入均有所下滑，也增加了地补出台的难度。

不少专家冷静地指出，国内业界不能过分寄希望于“关口后移”，而应做好2022年“闯关”的充分准备。简单而言，尽快修炼内功，弥补软肋，化“跛”为强。

必须承认：国内海上风电业之所以如此期待补贴延续，最关键因素还是规模及创新都不够充分，不足以消化迅速下调的电价补贴。当前这一产业仍是“资源导向”，而非“技术导向”，投资和运营模式皆相对粗放。当然，粤闽等省起步较晚，在建项目集中开工、总规模较大，且开发难度大于江苏，投资成本较高，迫切希望政府继续予以扶持，也是重要因素。

02 “闯关”之力从何而来?

“闯关”成功的标准是什么?专家认为：至少应能够在“去补贴时代”生存发展，此方面欧洲海上风电业可鉴。目前，欧洲已进入“深远海风场+吉瓦级风场+平均6.5兆瓦以上风机”的全新阶段。迄今欧洲规划的最深海项目已离岸200公里之外，装机量1.218吉瓦的全球最大海上风电场2019年在英国投产。不断向深远海延伸的大规模项目，建立在欧洲各国企业应用的一系列先进技术和成熟模式之上。眼下，单机6.5兆瓦以上已成为欧洲市场主流。今年5月，德国西门子歌美飒公司推出了全球最大的14兆瓦海上风机，当即获得了2.9吉瓦的大宗订单。导管架、三脚架、重力、漂浮式……适应不同海底地质条件的各种风机基础安装技术均已应用于欧洲海域。2018年11月，比利时DEME集团采购的世界最大风电安装船投用，可起重5000吨，安装10兆瓦以上风机。规模化与创新的双重驱动下，2014年至今欧洲海上风电平均度电成本下降了37%以上。去年，英国最低海上风电价仅为每千瓦时0.35元，2015年该国补贴电价曾为1.06元，四年下降了0.71元。

近几年，国内海上风电新技术的研发应用进步明显。譬如：江苏的全球首座模块式海上升压站、国内首个海上风电柔性直流输电工程;福建的国内首台并网10兆瓦以上海上风机;广东的国内首套应用于海上风机基础的吸力筒导管架……然而与欧洲国家相比，技术先进度、关键软硬件的自主比例、开发运营管理的精细度等等，仍存在不小差距。中国自主风机设计软件的缺失便是典型一例。德国西门子、美国通用等海外整机商大都拥有自主研发的设计软件，而国内海上风机设计领域的32款核心设计软件全部来自欧美。虽短期不太可能被禁用，但多数软件程序代码不开源，国内企业无法深度开发或优化功能，还须支付高昂的使用费，设计成本远高于欧美同行。

中国电建华东勘测设计研究院人士认为：国内业界欲突破“2022关口”，亟待修炼四方面内功。其一，深远海风电工程技术研究与示范。我国专属经济区面积是领海的15.7倍，可利用海域广阔。但须细化深远海地质、水文勘测，加快35-60米水深基础、柔性直流输电等新技术的应用，并拓展海上风电+制氢、海上风电+海洋牧场等新运营模式。其二，加速关键设备的技术进步。尤其需加大7兆瓦以上大容量风机设备研发力度，提升发电量。其三，不断优化海上风电场设计方案，降低成本。其四，大幅提升海上风电智慧化管理水平，提高安全可靠性和运维效率。

例如：江苏海域平均风速不过7~8.5米/秒，风资源不及闽粤等省份，更不及欧洲北海，因而风场、机型、配套设备的设计都须更为精细。确保发电性能和可靠性的前提下，实现主轴承、碳纤维叶片、控制芯片等关键设备的国产化，成本下降空间在1000元/千瓦以上。合理加长叶片，发电量可提升7%~8%。此外，深远海100万千瓦海上风电场群送出系统成本在0.15元/千瓦时以上，如装机增至200万千瓦以上，成本将降至0.1元以下。一旦完成以上创新与规模化，国内开发成本将大为下降。预测江苏海上风电售价可降至0.5~0.55元/千瓦时，中国水电水利规划设计总院副院长易跃春指出，据国家规划，海上风电开发正向着“十四五”的“近海为主”、“十五五”的“深远海为主”逐步拓展，苏粤闽等开发大省都应加快深远海风电的集约化发展，率先在海上风电关键技术领域有更大的突破，率先实现平价上网。他建议，作为迄今国内唯一的“千万千瓦海上风电基地”，“十四五”期间，江苏应利用已有产业链优势，引导企业大规模开发远海浅水区，持续创新，加快降本。闽粤两省风资源条件虽较好，年均风速可达9米/秒以上，但均易受台风影响，不少场址需嵌岩施工，难度大，工程造价高。故更适合采用大容量机组，开发深远海大规模风电场，并减少机位数量，节约工程成本。

据记者采访，2019年以来，面向远海开发需求，国内企业推出新产品、应用新技术的速度在加快，“闯关”的力量在积聚。首先，国产大兆瓦级海上风机密集面世。7月1日，金风科技研制的国内首台具备完全知识产权的8兆瓦风机并网。7月8日，明阳智能发布迄今国内最大的11兆瓦风机。7月12日，国内投产的首台10兆瓦以上风机——东方电气10兆瓦机组在兴化湾并网。福建兴化湾已成为目前全球最大的大兆瓦级海上风机试验场。由于远海风场到达成本高，可靠性更高的半直驱风机成为金风、明阳等企业的最新方向。

关键软硬件的技术创新逐渐浮现。远景能源自主研发的风机运维系统在国内率先引进了故障报警功能，已获数百套订单。中复连众正在研制新型碳纤维叶片，同样长度与性能，可减重5%以上，降低运输和吊装成本。金风自主研发了“I DO海上风电支撑结构整体设计方法”“I GO海上风电智能运维系统”两个新的数字化平台，并已应用于三峡新能源江苏大丰项目，提升了工程及运维水平，并有效降本。依托南京朗坤研发的“海上风电智慧运维平台”，国能集团江苏海上龙源建设了数字化海上风电场，使气象预报精度提升了18%，年度运维成本降低6%以上。

安装运维的技术能力也在提升。南通龙源振华打破了荷兰、德国企业对海上大型打桩锤的垄断，联合中机锻压自主研制的YC2500打桩锤去年10月投用，正在研制更大型的4500KJ打桩锤。在建的“龙源振华陆号”自升式平台船，国内最大，可起重2500吨，同时为7台8兆瓦或3台12兆瓦风机打桩，投用后将大幅缩短深远海项目建设周期。今年7月11日，600吨海上风电运维船“海电运维801号”在福建交付，专门用于远海8兆瓦以下风机的吊装和大部件更换。

装备质量监督检验中心、运维和培训中心、电网实验中心……海上风电公共技术平台正在苏粤闽等省逐步建立，推动运营管理趋于规范化。

一系列技术与模式创新已开始推动国内海上风电加速降本，为“闯关”积蓄了初步的力量。

不久前，秦海岩等专家建议：假如补贴政策难以延长，国家可发行“可再生能源政府补贴债券”，总额3000亿元，利息从每年“可再生能源电价附加资金”中拨付。以此一次性解决多年积欠的补贴，增强海上风电产业链企业的资金实力。更多专家呼吁：尽快制定国家海上风电技术标准体系，包括基础设计、风机选型、风电场施工、运维等各领域，明确树立门槛，稳定质量。

业内人士直言，更强劲的“闯关”之力源于市场化的良性竞争机制。当前最迫切的问题在于：如何在“2022关口”到来之前建立这种机制，政府如何在恰当的时间、以恰当的方式“去温室”?从而通过更为科学的政策杠杆引导产业，向“市场决定资源配置”过渡。唯有如此，才可能成功“闯关”，也才能够把握“关口”的危中之机，引导产业摆脱政策哺育的惯性，走向成熟。唯有跨越此关，中国才能够从海上风电大国成长为海上风电强国，应对未来日益激烈的全球化竞争。