中欧对比 | 竞价时代 海上风电到底该怎么玩？

您可知道，从1991年丹麦安装第一台海上风机到现在的28年间，欧洲海上风电装机总共才1850万千瓦……

来源：微信公众号“欧洲海上风电”ID：EU_offshore

2018年末，中国海上风电在一片庆祝核准的爆竹声中划上了“完美”句号，仅12月一个月全国核准总容量就超过了3000万千瓦。这样“大跃进”式的发展，我们真的准备好了吗？国内大容量机组时代真的到来了吗？让我们先从最近几个月吵得沸沸扬扬的中国海上风电“竞标”说起……

海上风电竞标为哪般？

随着去年国家“风电518”新政颁布，广东、福建、上海、江苏等各省先后颁布了省内竞争配置办法。其中广东和福建作为国内海岸线最长和海上风能资源最丰富的两个省，为后续省份相关政策的制定起到很大的启示和借鉴作用。然而，相较英、德、荷等欧洲各国经过多次竞标并反复修订的竞价机制，广东和福建的办法还着实有些不尽如人意，本号也曾进行过相关点评。

福建：大局已定！中国特色海上风电竞标，统统“八毛三”！

广东：深度评（吐）析（槽）全国首个海上风电竞标办法！

不得不说中国经济第一大省的这波节奏带得太好，引得大家纷纷效仿，充分展现了自古以来“上有政策下有对策”的聪明才智。但正所谓司马昭之心路人皆知，更何况是最终为这波节奏埋单的政策制定者呢（能源局和财政部）？悬在头顶的达摩克利斯之剑早已若隐若现，“085”这趟末班车或许并不能把所有上车的人都带到他们期望的终点。

正如现在业内传闻的“年后算账”那样，若“上面”当真向那些突击核准的项目出手，令其必须参与后续竞争配置的话，那新年伊始海上风电行业将迎来一盆冷水。或许有人会认为这对尚处于起步阶段的国内海上风电行业是沉重的打击，但笔者认为情况可能恰恰相反，这应该是国内海上风电行业从野蛮生长到健康有序发展的关键转折，是将竞争配置拉回正途、将行业带回理性的必要举措。

国家一方面在号召大力发展海上风电，另一方面又想通过“竞标”政策减少补贴强度，这本身就是比较矛盾和难以调和的两种导向，所以各省在制定省内竞标政策时也不得不权衡到底要往哪一个方向靠。而大多数省份在面对这个问题时，出于发展本省经济、增加税收和就业的想法，往往都会倾向于前者，这就导致各省接连生出一个个披着“竞标”外衣的怪胎：强调省内业绩，人为缩小竞争范围的地方保护主义；一味追求大容量机组，脱离项目本身的开发条件；在竞争环境下创造新的标杆电价——“八毛三”机制……在这种种有意或无意而为之的定制后，我们得到的竞争配置办法不论是在条款合理性、程序完整性，还是对竞标最终目的的把握上都产生了偏差，以至于竞价不像竞价，标杆不像标杆的，能核准的都已经核准了，仔细算下来，未来十年内估计都用不到这些如同“鸡肋”的竞标办法。

值得欣慰的是，在最近公布的“江苏省风电项目竞争配置暂行办法（征求意见稿）”和“江苏省未确定投资主体风电项目竞争配置暂行办法（征求意见稿）”中，笔者似乎看到了些许回归竞标本质的影子。

首先，对已明确投资主体的项目，适用的竞争配置办法分为技术评选和电价比选两个阶段，技术评选将作为准入门槛，在项目通过技术评审后方对其投标电价进行排序，并最终直接根据电价排序和全省年度新增（核准）建设规模，分配开发容量。若投标电价相同时，才通过技术评分进行排序。

其次，对未明确投资主体的项目，则通过综合打分方式，当得分相同时以电价较低者获得分配容量。电价得分在总分中占比也为40%，但相较“八毛三”机制来说，并没有设置断崖式下降的“电价临界点”。当较标杆电价下降0.03元/千瓦时（含）以内时，每0.001元/千瓦时得1分；当较标杆电价下降0.03元/千瓦以上时（以上部分），每0.001元/千瓦时得0.5分。

在笔者看来，海上风电竞争配置的本质应当是通过充分、有效竞争来促进技术进步、行业发展，从而降低度电成本、减少补贴依赖度，并最终达到技术成熟、平价上网的目的，这才是最终、最核心的目标。但目前国内海上风电产业链成熟度、标准规范的完善度、劳动力水平还不足以支撑无补贴的项目开发，所以当地政府为了鼓励开发商投资和建设热情，就出现了这么一波赶在竞标政策出台前的核准大潮！

中国海上风电如何理性发展？

面对如何理性发展国内海上风电的问题，笔者认为政府和企业都应该重新定位和思考。一方面，中国为了完成能源转型和二氧化碳减排承诺，积极倡导前景更加广阔的海上风电是顺应时代潮流和趋势的，应该坚定不移地贯彻下去。另一方面，在具体实施过程中，如同陆上风电政策一样，应该在行业的初始阶段给予一定的补贴，并设置退坡机制降低补贴强度。一上来就实行竞标势必会形成开发商的寡头垄断，倒逼产业链压缩利润空间，给刚刚起步的国内海上风电中上游企业带来沉重打击，并会伴随出现大量的安全和质量事故。

欧洲英、德、荷等国海上风电发展也是经历了多年的固定电价补贴政策才过渡到竞标方式。开发商也从百花齐放到最后的几大巨头垄断，这是市场发展的必然规律。

作为供应链企业和开发商来讲，也要看到海上风电电价下降的必然趋势，躺着就能赚钱的时代一去不复返了。打铁还需自身硬，要苦练内功，提高产品质量和管理水平，随着技术创新和行业不断进步，逐步压缩成本，用平和的心态迎接竞价时代的到来。到时候能不能成为各个分支行业的寡头就看自己的水平和能力如何了。

中国海上整机商该何去何从？

提到行业的理性发展，我们以海上风电最关键的设备——海上风机为例，来谈谈应该如何发展。这就不得不回到我们开篇提到的广东和福建“竞标”办法了。其中一个被广泛诟病的竞标打分条款便是对“最小单机容量”的非理性引导！虽然文件中没有说不允许使用小容量机组，但3、4分的评分差距让哪一个开发商也不可能视而不见。如果说前面广东出台的单机容量达到5MW还勉强能被市场所接受，那福建省直接提高到8MW又暗藏哪些玄机呢？相信业内人士都心中有数了。

真的越大越好？

风机越做越大的确是行业无法阻挡的趋势，要想提高发电量和降低造价，加长叶片、提高轮毂高度以及伴随的单机容量增加是从风机设计角度最直接的方式，可靠的大容量机组可以明显降低平准化度电成本，但大容量机组的研发和制造更加复杂，也面临着诸多挑战。

首先，更大容量的机组对叶片、轮毂、塔筒、发电机、变流器等机械和电气系统提出了更高的要求。生产制造企业需要找到更合适的设计方案和材料来满足零部件在更高风速下、更大强度下的长期运转。以叶片为例，更长的叶片意味着更大的柔性，更易弯曲，势必要求更复杂的工艺来保持一定的叶片韧性，以免碰触塔筒造成事故。鉴衡认证中心一位专家表示，一个成熟的叶片需完成疲劳试验、挠曲变形、刚度分布、应变分布、阻尼、振型、质量分布、蠕变等测量以及其他非破坏性试验，才能保证25年期生命期内的运行可靠性。

其次，更大重量和更大尺寸的风机对基础的设计也提出了更高的要求，需要更可靠和牢固的基础来支撑上部设备。

最后，配套的安装船和运输船以及起重设备都需要同步开发和投入使用，这对造船行业和起重行业也提出了全新的挑战。

一旦选用了不成熟和不可靠的大容量机组，风场投运后出现频繁的停机和维护，高昂的运维成本和巨大的发电量损失是哪一家开发商都不愿也不能承受的。

风机可靠性是第一要素！

欧洲某调查机构通过走访风电开发商，询问对风机选型所考虑因素的排名，有36%的受访者选择了“可靠性”，占所有选择标准的第一位。而可靠性是多年的行业深耕、研发投入、运行业绩、品牌声誉和服务质量作为背书的。

西门子歌美飒的一位技术专家指出，从开发商的角度来看，投运后万一出现故障，即使不是批量故障，一旦动用海上自升式平台船也是上千万元的运维费用支出，与陆上风电一次五十万的支出相比，令人咋舌。“目前中国海上风电市场太急躁了，一个产品出来恨不得马上推向市场，急于下海必然隐患无穷。这些大兆瓦机型一般在并网第一年、第二年不会有问题，但随后很多细节上，例如涂层和防腐问题会逐渐暴露，没有经验和可靠性支撑，后果无法想象。”

而从对发电量的影响考虑，一台8MW风机停机相当于两台4MW风机停机的发电量损失，如果遇到恶劣天气无法出海维修，损失更是惨重。试问在其它方面都符合风场条件的情况下，一个刚刚推出不久没有任何平台经验的大容量机组和一个经过多年运行考验的中等容量机组，你会选择哪一个？

风机和场址的适应性是保障

风机选型的本质在于机型与风况的适合度，中国的海上风机选型当然要遵循这样的商业逻辑。据不完全统计，中国离岸70km以内的海域，除福建中南部、广东东部以外，年平均风速均在8m/s以下，而且在中国北有海冰、南有台风、地质条件复杂（淤泥、岩石）、施工设备相对滞后的背景下，虽然大兆瓦是发展的趋势，但不能一概而论、急于求成。技术需要时间和实践的验证，投资建设风险明显高于陆上的海上大兆瓦风机尤其如此。这就不难理解为什么欧洲不断有4MW、6MW、7MW、8MW海上机型样机出产或供需交易的信息——不断地实践、验证大兆瓦机型与海域风况的适合度。

标杆西门子歌美飒——不积跬步，无以至千里

以海上风电整机领域的标杆——西门子歌美飒为例，自从1991年在丹麦Vindeby海上风场竖立起全球第一台海上风机开始，他们从未停止在海上风电整机领域深耕的脚步。从陆上带齿轮箱机组到海上带齿轮箱机组，再从陆上直驱机组到海上直驱机组，西门子每个风机平台背后都经历了严苛的“三步走”——不断改进的设计、质控严格的零部件供应以及精益求精的生产组装。

1995年推出600kW平台，相对于第一台450kW机组，在主轴、齿轮箱、冷却系统方面都做了优化和改进；1996年开发出首个兆瓦级机组平台，包括1.3MW、2MW、2.3MW机组，由于采用变桨变速技术，对电网更加友好；在1999年推出的G2平台中，产品在海上防雷保护和可维护性方面有了质的提高。

2004年是关键之年，西门子率先引入了行业内第一个海上风电测试系统，包括材料测试、零部件测试、模块测试，最后到整机型式测试。此外，西门子开发出第一款专门针对海洋环境的风机SWT-3.6-107，它也是迄今为止全球安装最多的海上风机平台。2007年之后，该型号逐步被SWT-3.6-120取代。而2014年推出的SWT-4.0-130被市场认可，当时世界上最大的海上风场之一荷兰Gemini就采用了该机型。

但从2008年开始，西门子就开始关注并研发直驱风机技术，并在2009年安装了第一台陆上直驱风机，随后2011年投产第一台海上直驱风机SWT-6.0，它汲取了陆上直驱风机和海上带齿轮箱风机的运行经验，大大减轻主机重量，并在腐蚀保护上有了进一步提高。2015年，SWT-7.0-154机型重磅推出，比之前机型提高了10%的发电量，受到开发商的追捧。目前西门子歌美飒推出的最大单机容量是SWT-8.0-154，这在7MW版本基础上又提高了10%的发电量。就在今年1月，西门子刚刚发布了史上首个10MW以上机组——SG 10.0-193 DD，并将在2022年实现商业化应用。

回顾西门子海上风电业务的发展轨迹，18年的积累，可谓一步一个脚印，用时间和经验为风机的可靠性背书，赢得的是开发商对产品的信赖。

远景启示录——积土成山，积水成渊

彭博新能源财经刚刚发布的2018年全球风电整机制造商市场份额排名显示，2018年，远景能源海上风电新增装机0.4GW，排名全球第四、中国第二，在国内仅次于上海电气的0.72GW。

从2010年在中国江苏参与中国首个海上示范风场开始，远景能源开启了海上风电之路。

经过耗时三年对欧洲海上风电失效案例的深入调研和分析，同时结合中国海上风电环境特点，2013年远景能源在江苏树立了中国第一台海上4MW智能风机，经过持续优化改进在2015年演变为EN-136/4.2。2017年基于同一平台推出EN-148/4.5，得到了中国海上风电市场的广泛认可。

同一平台同一兆瓦等级，远景能源深耕10年，对海上风电可靠性的重视程度可见一斑。

自2013年树立首台样机至今，远景能源4MW海上风机累计交付超过800MW，运行时间超过6年。极致可靠性、高度智能化和超低度电成本是远景能源持续践行的海上风电准则。

2018年12月20日，国内离岸距离最远的海上风电项目——国电投上海电力大丰H3#300MW海上风场实现全容量并网，创造了从首台风机吊装到整场并网用时202天的行业最快记录，再次验证了远景海上4MW风机平台成熟可靠的供应链和高效柔性的交付能力。

2018年，中国海上风电新增装机容量1.7GW，累计达到4.5GW。从省区海上风电规划看，中国海上风电已进入快速发展期，但能否理性稳健前行依然是中国海上风电的重要课题。海上风机不在于多大功率，而在于经济性和安全可靠性交付，不能把海上风机的交付风险埋进项目的全生命周期。也正因此，供应链建设和完善是当下中国海上风电要解决的最大挑战。

国内海上风电的发展具有后发优势，还可以借鉴国外大功率风机的经验，但自身积累不可或缺，理性和验证仍然是中国海上风电未来几年的关键词。目前的供应链能不能支持更大兆瓦海上风机交付，即便通过努力能交付，但究竟有多大风险仍属未知。

以海上大兆瓦铸件产能现状为例，由于单件重量都在25至50吨，8至10MW单件达到70吨以上，对厂房结构和行车起重能力要求非常高。目前，国内能够批量做4MW产品的铸造车间屈指可数，能够批量做5.5MW铸件以上的供应商更少。受制于厂房结构，大部分铸造厂短期内难以通过简单改造来扩充铸造产能，只能等待新投资海上铸造基地的投产，预计到2019年底，大兆瓦产品铸造产能瓶颈才可得以改善。此外，铸件的加工工艺对机床要求很高，而目前的加工设备难以加工更大兆瓦产品，即便加快大型加工设备的采购和安装，通常也需要1年时间，并且单台设备投资至少在1000万人民币以上，这也制约铸件产品产能因素。这只是铸件，其他大部件的可靠性交付呢？

市场热是好事，但要牢记陆上风电的经验，不能因为抢市场抢资源就把没有经过实际运行验证的风机竖立在海上。

未来已来，竞价时代的您准备好了吗？