中国能源资讯网2022年起新增海上风电和光热项目将不再纳入中央财政补贴范围——
无论从市场还是技术角度来说，推进海上风电规模化、集约化的开发利用，都是当务之急。与此同时，还要全力推动大功率风机的研发、建造和应用。
根据财政部、国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，2021年12月31日后新增的海上风电和光热项目将不再纳入中央财政补贴范围。中央财政补贴的退出，对整个海上风电产业来说，意味着2022年将是一个生死攸关的“关口”。
未来之路该如何走？业内目前众说纷纭。但抓紧推动技术革新，加快进行深远海、降本增效技术和装备研究，以“练内功”应对补贴之变，已成为国内海上风电产业的共识。
“去补贴”政策落地 成本压力陡增
我国海上风电享受补贴并大规模开发始于2010年前后。当年，国家能源局、海洋局组织了国内首轮海上风电特许权项目招标。2014年6月，发改委发布《关于海上风电上网电价政策的通知》，规定2017年投运的潮间带海上风电和近海海上风电项目上网电价分别为0.75元/千瓦时和0.85元/千瓦时，远远高于水利、火力发电的上网电价。
在国家环保政策发力、新能源产业政策支持以及固定的高电价等多重刺激下，我国海上风电蓬勃发展，截至2020年6月底，全国各地符合规划内核准海上风电总容量达3500万千瓦以上，并网容量699万千瓦，排名全球第三。有研究数据显示，2025年，我国海上风电装机将达3000万千瓦，“十四五”新增2400万千瓦。
我国的海上风电产业，用10年时间走过了欧美30年的发展路程。而这种高速发展，随着政策的转变，即将回落。2019年5月24日，发改委公布《关于完善风电上网电价政策的通知》，将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，不得高于项目所在资源区指导价；9月，国家相关主管部门再次明确传递国家将停止海上风电补贴的信号，提出海上风电和生物质发电由地方核准的，未来由地方解决补贴问题。
今年1月，“去补贴”政策的“靴子”终于落地。财政部、发改委、国家能源局联合发文，明确按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围，而新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围。
有悲观的观点认为，这相当于对海上风电“宣判了死刑”。
囿于技术不成熟和海上风机运维成本高企，海上风电是目前度电成本最高的可再生能源之一。海上风电0.85元/度的标杆电价，约核每度电补贴0.4元左右。这么高的补贴，一旦取消，对海上风电产业的打击可想而知。
因此，有部分业内专家认为，“去补贴”政策仓促实行，无异于将刚刚培育发展起来的战略新兴产业撂在半路上，有专家呼吁，推迟到2025年实行平价无补贴，逐步退坡，保证一定的市场容量，维持海上风电进一步发展的步伐，避免一个具有远大前景的战略性新兴产业半途而废。也有业内人士寄希望于地方补贴替代国家补贴，希望江苏、广东、福建、浙江等海上风电的开发大省出台2022~2025年海上风电地方补贴政策，作为平价上网的过渡，继续支持海上风电的发展。
业内另一种声音则认为，既然2021年底前的海上风电项目能继续纳入中央财政补贴范围，就已经保障了这部分项目的政策红利和先发优势。这样一方面可利用这些存量项目的开发加快海上风电降成本的速度，利用其转为平价项目获取政策支持；另一方面政策的压力同样可以成为行业加快压减成本的动力，否则人的惰性和资本的逐利性将使技术革新遥遥无期。
国际可再生能源署发布最新版可再生能源成本报告指出，过去10年间，全球海上风电成本下降了29%，但仍是成本下降最慢的新能源品种。而我国的海上风电建造成本，也位居全球前列，即便是海上风电产业链相对成熟的江苏，建造成本也在14000元/千瓦左右，而在广东和福建两地，建造成本约在17000元/千瓦~18000元/千瓦。如果要实现平价上网，海上风电项目单位千瓦造价成本预计要下降至10000~13000元。
降本增效 向深远海推进
面对明确下来的“去补贴”时间，海上风电产业已经在寻求降成本的出路。
业内专家认为，无论从市场还是技术角度来说，推进海上风电规模化、集约化的开发利用，都是当务之急。规模化连片开发，对海上风电项目进行整体协同和一体化设计、招标、建设，可以大幅减少重复或冗余建设、资源浪费等非技术成本，有利于降低设备成本、提高施工效率降低施工成本、摊薄送出海缆与海域使用费、发挥大数据/智慧化集中运维技术手段降成本等。而且规模化的海上风电场，才有条件结合制氢、储能、海水淡化、海洋牧场等新型产业，通过产业互补为海上风电提供更多的增收渠道，摊平建设成本。
与此同时，还要全力推动大功率风机的研发、建造和应用。我国海上风电产业对风资源的利用小时数偏低，风能捕获效率也不高。这些问题，除自然条件因素外，也与我国风机技术未能完全实现因地制宜的设计有关。研发建造超长叶片、大型化的风机，能降低基础、调装和运维成本等投资，可以提高对风资源的利用水平，通过对全生命周期发电量的提升降低度电成本。
而无论是规模化开发，还是应用大功率风机，都意味着海上风电要向远海推进。经过近些年的爆发式增长以及最近的“抢装潮”，我国近海风电资源的开发已经趋近饱和，而远海海域风能资源更丰富，风速更稳定，不占据岸线和航道资源，能减少或避免对沿海经济活动和居民生活的不利影响，无论从开发条件还是风资源来看，都具备强大的吸引力。
从全球发展趋势来看，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。业内普遍认为，离岸距离达到50公里或水深达到50米的风电场即可被称为深海风电场，2019年欧洲在建海上风场平均离岸距离59公里。而迄今为止全球最大的海上风电场霍恩西一号（Hornsea 1）位于英格兰约克郡海岸120公里外；英国的Hywind demo浮式试验风场水深达220米。
而我国目前建成及在建的海上风电项目，都以潮间带及近海风电场为主，深远海资源开发还在尝试阶段。如江苏华能国际如东八仙角海上风电项目，其南区项目平均岸距25公里；江苏鲁能东台200兆瓦海上风电场项目场区中心离岸距离36公里、江苏国华东台四期（H2）300兆瓦海上风电场中心离岸距离约42公里；江苏华能大丰海上风电项目，中心离岸距离约55公里。在水深方面，华电阳江青洲三海上风电测风塔项目水深46米。
技术革新 全行业齐发力
降本增效、进军深远海，这些大方向都需要海上风电技术的革新作为支撑。在欧洲海上风电市场上，单机6.5兆瓦以上已成为主流。德国西门子歌美飒公司研发的全球最大14兆瓦海上风机，甫一面世即获得了2.9吉瓦的大宗订单。而导管架、三脚架、重力、漂浮式等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。以资本和技术双轮驱动的欧洲海上风电，从2014年至今，平均度电成本下降了37%以上，2019年英国最低海上风电价仅为每千瓦时0.35元。
与欧洲国家相比，我国海上风电产业在技术先进程度、关键软硬件的自主比例、开发运营管理的精细度等方面均存在不小差距，自主设计软件的缺失是其中的典型。与船舶建造、工程设计等很多行业一样，目前国内海上风机设计领域常用的30多款核心设计软件全部来自欧美，使用成本高昂。我国海上风电行业应尽快在这个源头领域实现突破。
此外，海上风电行业还需要细化深远海地质、水文勘测，加快推动深远海风电装备建造和运维技术研究，探索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。
面向远海开发需求，最近，国产大兆瓦级海上风机陆续面世。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，东方电气10兆瓦机组在福建兴化湾并网，这是国内投产的首台10兆瓦以上风机。目前，福建兴化湾是国内最大的大兆瓦级海上风机试验场。
国产风机在关键技术上也不断进行突破。国内首次引进了带故障报警功能的风机运维系统；自主研发的“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”两个数字化平台在三峡新能源江苏大丰项目取得了较好的降本效果；依托“海上风电智慧运维平台”打造的数字化海上风电场，使气象预报精度提升了18%，年度运维成本降低6%以上。
在适用于大水深的浮式风机基础方面，中国船舶集团有限公司旗下海装风电股份有限公司正积极推进工业和信息化部高技术船舶科研项目“海上浮式风电装备研制”，目前已经召开了总体技术方案评审会，形成了“带有下浮体的半潜型浮式风电装备技术方案”“半潜式三立柱浮式风电装备技术方案”和“海上浮式风电装备一体化仿真技术方案”等方案。该项目拟通过开展海上浮式风电装备总体设计、系泊系统设计、制造与调试等关键共性技术研究，完成大功率海上浮式风电装备研制，并实现海上浮式风电装备的工程示范应用，填补我国目前在大功率海上浮式风电装备一体化设计及应用验证方面的空白，为我国远海风电规模化发展提供必要技术支撑，推动我国海上风电装备制造业自主创新与产业升级。
在安装运维领域，国内自主研制的YC2500打桩锤打破了荷兰、德国企业对海上大型打桩锤的垄断；在建的“龙源振华陆号”自升式平台船，为国内最大，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；中国首艘海上风电运维母船设计方案完成定审，开启了我国海上风电运维母船从设计到建造全流程国产化的新征程。
政策“拐杖”收回去了，确实会让海上风电产业面临很大的压力和变数，但应该看到，政府扶持只是一时，一个产业要真正实现长远、健康的发展，还是需要建立起核心竞争力。在环保理念日益深入人心的今天，海上风电，方兴未艾。
甩掉“拐杖” 强健“筋骨”
根据最新政策，2021年12月31日后新增的海上风电和光热项目将不再纳入中央财政补贴范围。这对海上风电装备行业来说，至少意味着三个后果。一是市场需求阶段性下降；二是接收到上游成本压力传递；三是行业洗牌在所难免。对此，风电装备行业应紧紧把握市场需求规模与需求方向的变化，努力突破关键技术，提升成本管控能力，打造强壮“筋骨”，为“没有拐杖的日子”做好充分的准备。
得益于政府补贴政策，我国海上风电行业近年来实现了快速增长，但也出现了过度追求铺摊子、上规模的问题。粗放式发展之后，在补贴政策即将退出的背景下，海上风电行业迫切需要转向更高质量的发展，海上风电装备行业同样如此。在未来的海上风电行业，规模化开发、向远海推进是大势所趋，这就需要海上风电装备行业加强大功率机型、高智能化机型的技术研发；补贴取消后降低成本是重要挑战，海上风电装备行业应加快风机核心部件——轴承、齿轮箱和控制系统等的国产化步伐，对昂贵的国外产品实现进口替代；由于海上风机设计使用寿命长、运营复杂，海上风电装备企业应积极在数据感知和运营优化领域积累经验，实现从风电产品提供商到风电服务提供商的角色转变。
政府补贴政策退出市场后，海上风电装备行业将靠技术、规模以及成本管理能力进行竞争。可以预见的是，目前已经出现过剩的叶片、塔筒等市场上的许多生产企业将面临被淘汰的命运，而具备核心技术竞争力与成本管理能力的企业将脱颖而出，行业集中度将进一步提升，这对于海上风电装备行业的健康发展无疑是有益的。
近年来，我国不断推出大力度的环保措施，今年9月，我国更是提出努力在2060年实现碳中和，这将进一步加快我国的能源转型步伐，作为可再生能源的风能将在我国未来能源中占据更加重要的位置。面对这一巨大市场，我国海上风电装备行业只有丢掉“拐杖”，强健“筋骨”，才能抓住机遇，迎接挑战，真正成长壮大。
