观点 | 焦灼的海上风电

“抢装、去补、疫情、复工、产能......”接踵而至的困境让海上风电产业庚子年的春天充满了“焦灼”。

地方补贴政策的不明朗，加之疫情的“黑天鹅”拖累供应链制约风机厂商的出货能力，从开发商到风电整机商以及零部件企业，市场一方面马不停蹄得应对当下大量的供货需求，一方面也弥漫着对2021年后产业如何发展的隐忧。

尽管难处各不相同，但所有置身于其间的各方，地方政府、发电集团、风机制造企业，皆是进退维谷，使海上风电产业的不确定性进一步提升。

谁是承压方？

国补退出后，风电项目的投资造价成本几乎已高于收益预期，开发企业如果想继续维持这一领域的收益，必然要压缩项目投入，而分别占据项目总成本40%、30%的设备购置费用和安装费用显然会首当其冲。

但就当下实际而言，无论是整机厂商还是施工企业而言，目前成本下降空间都十分有限。

以设备制造环节为例，这一环节被不少行业人士认为是最先实现降本的，也是直面开发业主的降本压力传导的一方。

在这一压力下，各大整机制造商试图通过提高单机容量降低度电成本，而并非简单降低风机造价。而且据行业人士表示：“如果风机的年发电量能够提升15%，那么理论上电价也可以降低15%。”

2019年以来，金风科技和上海电气8MW风机、东方电气的10MW风机、明阳智能MySE8-10MW风机以及海装H210-10MW风机的接连出场，不断刷新着国内海上风机的单机容量。

毋庸置疑的是，大兆瓦的方向是正确的，且我国整机制造企业依然在这一领域取得一定的成就，但就当下实际而言，这些设备可靠性仍有很长的路要走。

首先，大容量海上风机仍旧停留在实验和示范阶段，国内也尚无大容量海上风电机组批量运行的经验，尽管今年已经有部分海域开始了大兆瓦风机的实验，但是距离大规模商业化运行尚需时日；

其次，由于大叶片、塔筒、轴承等产品制造难度相对更大，研发时间相对更长，生产、库存也需要更大空间，哪怕是现在就开始加大投入，产能短期内将难以跟上市场需求。

最后，大兆瓦风机所需要部分零件，比如主轴，大型铸锻件等零部件产品不仅对外依存度高、产能也不足，所以降价空间更加有限。

海上风电施工这一环节亦是如此。此前国内具备海上风电项目的基础施工和吊装能力的，不过中交三航局、龙源振华和南通海洋水建三家，后来虽然吸引了中国铁建港航局等众多海工企业参与，但不可忽视的是，海上施工不比陆上，需要现有施工队伍有一定的安装技术的经验积累，作业效率的高低也直接影响风机的安装成本。

而且，海上风电施工、安装船在数量上也无法与当前吊装容量相匹配，新疆金风科技股份有限公司总工程师翟恩地曾经指出，即便不考虑疫情和供应商产能的影响，鉴于目前全国的船舶和施工能力有限，至少有800万千瓦装机要在2022年及以后才能建设完成。因此施工吊装环节在短时间内实现大规模降本也比较困难。

瓶颈在哪儿？

尽管所有人都知道，降低成本，提高竞争力逐步走向平价，才是行业长远发展的关键，但无论是降低成本还是形成相对成熟的产业链都不是一蹴而就。

简而言之，就是只有产业达到一定规模形成量产，成本才可能真正降下来。你不可能要求一个实验室里的产品，做到成本最低。

尽管2018年广东、江苏、福建、浙江等沿海大省核准了大量海上风电项目，当年核准的海上风电项目容量超38GW。但截至2018年底，海上风电新增装机容量116万千瓦，累计装机363万千瓦。2019年这一数字是新增198万千瓦，累计561万千瓦。

如此庞大的装机需求传导至制造端需要一定的周期，这种情况在海工制造端尤为明显。

首先是设备数量上，据此前南方 能源观察分析，以广东为例，按照规划2020年开工建设海上风电项目容量约在1200万千瓦左右。按平均单机功率5MW计算，仅广东省一省开工建设规模约有2400台，2018至2020年年装机台数约为800台，按每艘1000吨海上风电安装平台\船年安装60台计算，需要配备1000吨及以上吊装能力平台船约13艘。

但据中国海洋工程咨询协会海上风电分会统计数据表明，2020年中国海上风电安装船预期量为33艘，并且随着小兆瓦机组逐渐退出市场，可用船舶或将明显小于这一数值。

而对于2018年底前核准需要追赶工期的项目来说，谁抢到施工资源，谁在期限前实现并网的几率越大，显然这种供大于求的情况使得这些造船和施工企业的议价权进一步提高。

其次是施工设备的造价，目前一条施工船的造价成本仍普遍在5-7个亿左右。这还是在我国海上风电安装船的设计建造能力不断提升，并且在起重机、升降系统、海水塔等核心设备也逐步能够实现了国产化情况下。

最后是国内在这一领域仍处于技术积累阶段，比如当下比较受企业的青睐是同时具备浮吊和自航自升式平台且拥有打桩和吊装的能力的风电安装船。但国内早期一些风电安装船没有打桩设备，还有一部分安装船的自升式起重平台已经落伍，不仅吊装吨位满足不了当下的实际，还存在操作不够灵活方便等弊病。

另外，单机容量大型化的同时，必然将对海上风电的施工装备、施工技术提出更高的要求，这些都要求海工企业不断跟随新的要求不断加大投入。

长远来看，只有在这些需求传到末端，引得众多造船企业投入这片蓝海，形成规模化，批量化，单位造价才能呈大幅下降得趋势。更何况，抢装过后这一环节的成本必然将有所回落。且因为市场够大，施工企业之间的竞争并不激烈，因此这一环节还是有潜力可挖的。

出路在何方？

正如我们上文所强调的，国内在海上风电的发展历史不过数年，无论是海上风机制造的上下游，还是海上船舶、海上凿岩等海上施工产业链条都尚未完备，薄弱的产业链难以做到彻底的平价上网。

因此，当下重点仍是通过技术创新实现以上的目标，尽快降低度电成本，包括设备成本、施工成本等。

此外，科学规划、抱团发展、消除发展过程中的一些弊病、扩展产业链上下游等也将成为降低海上风电造价的有力手段。

近日金风科技牵头地方政府和设计研究院三方组成大丰海上风电产业生态圈、去年上海电气牵头国内20多家上下游企业成立汕头海上风电产业联盟，以及三峡在福建打造的海上风电产业园，都是有效的对整个产业价值链的资源进行整合，通过抱团实现降本增效一个积极措施。

一位不愿具名的业内专家表示，在此前风电开发过程中，由于产业链上各方的诉求不一，往往一个项目的整合、协调存在着诸多问题，一片海域内相邻的多个项目之间更是如此。如果可以统一规划输电线路、铺设海缆、联合运维等，可以很大程度上节省开支，在以后的远海项目开发上将体现的更加明显。

日前在2020年两会上，全国政协委员，中国华能集团有限公司党组书记、董事长，中国工程院院士舒印彪就提出，在“十四五”期间强化对海上风电的顶层设计，在落实“放管服”的同时，支持东部沿海地区加快形成海上风电统一规划、集中连片、规模化滚动开发态势；并推动海上风电逐渐向深海、远海方向发展，同一基地归由一个开发主体开发；比照欧洲，由电网统一负责外送电力设施的规划和建设，减少不必要的重复投资。

另外，海上风电+牧场、海上风电+制氢也是诸多行业人士推崇的进一步降低成本的转型技术路线之一。这些产业可以通过采取与水产养殖、制氢等产业相结合进一步扩展其下游产业链来提高海上风电的收益。目前英国、法国、荷兰、比利时等国都有类似建设。我国广东、山东等地也在当地“十四五”能源规划中做出了布局。

国补取消已成定局，“靴子”彻底落地后，产业链各方对此也多有探讨，海上风电无论是于能源转型而言还是经济发展前景而言都是前景广阔，当下所需的也无非是扶上马，送一程而已。