2015年，我國海上風電以超過150萬千瓦的開工規模迎來發展“元年”。在此后的2-3年時間里，國內整機企業紛紛加大海上風電技術和設備研發力度，打破海上風電機組依賴進口的局面，并逐漸具備了大型海上風電機組制造的能力和商業化條件，拉開了我國海上風電機組批量“入海”的序幕。

產業鏈國產化持續推進、地方政府積極性增長、大型央企對新興能源項目的鎖定以及海上風電穩定優渥的電價政策，以上4個基礎條件推進我國海上風電進入了高速發展的快車道。2016年到2020年，我國海上風電以每年超過50萬千瓦的增速發展，2019年更是達到了74萬千瓦新增裝機的歷史新高。

然而2020年初，三部委一紙《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》（以下簡稱《意見》），讓大干快上的海上風電陷入前所未有的“困境”——“自2020年起，新增海上風電和光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，由地方按照實際情況予以支持。”且《意見》明確指出，2022年起，未按規定完成全部機組并網的存量海上風電項目國家補貼也將全面退出。

當穩定的四角支撐突然傾覆，海上風電還能再現近兩年的發展盛況嗎？據了解，沿海主要省份脫硫煤標桿電價低至0.39-0.45元/千瓦時，若以此做為海上風電的平價標準，相當于當前0.75-0.85元/千瓦時的電價將面臨腰斬，海上風電如何在最短的時間內降本增效？最頭疼的是，留給這一降本操作的窗口期已經不多了。

“規模化”是降低成本的第一步

以可再生能源學會風能專委會秘書長秦海巖為代表的業內專家，曾多方呼吁有地方政府接手海上風電補貼。但地方政府是否具備意愿、能力接手，也要綜合評估用電負荷、資源稟賦以及經濟需求。在中國電建西北勘測設計研究院副總工董德蘭看來，對于當前的海上風電，“練好內功”或許才是最最緊要和急迫的工作。

首先，“規模化發展”是海上風電打破項目分散、重復建設、成本高的第一步。

我們以享譽業內的內蒙古烏蘭察布600萬千瓦風電基地為例。烏蘭察布風電基地一期600萬千瓦示范項目是國內首個平價大型外送風電基地示范，該基地所發電量按照可再生能源優先發電原則參與京津冀電力市場交易，完全不享受國家補貼。

據筆者了解，該項目的勘測設計由中國電建西北勘測設計研究院設計完成。在平價設定下，烏蘭察布風電項目每年可為國家節省補貼約20億元，“項目初始電價我們以0.24-0.25元/千瓦時測算，若輸送至河北南網落地電價為0.38-0.39元/千瓦時。”董德蘭副總工認為，“這是一個比較有競爭力的電價，靠的就是基地的規模效益。”

而“規模化”發展，也被業內認為是進一步降低海上風電成本的關鍵。

“設計是建設的源頭，規模效益的產生依賴于前期的‘統一規劃設計’。”董德蘭副總工指出，對于海上風電而言，從測風塔到海上升壓站建設，從風機基礎選型到送出線路規劃，乃至后期運維管理，如果能以“一盤棋”的思路對項目進行整體協同和一體化設計，往往能挖掘出更大的潛能。

如基礎的型式、微觀選址的精確布置、以及施工吊裝的優化設計，能大幅降低重復建設和資源浪費的可能，在降低成本方面起到舉足輕重的作用。

國家電投集團廣東電力有限公司張翼工程師也曾在公開場合表示“在政府支持下，企業規模化獲取資源、規模化開發項目，可大幅降低前期、建設、運維成本。”張翼指出，這一點在歐洲已經有相關經驗，歐洲大型能源集團已經初步在北海區域形成項目集群，新建項目與相鄰的投產項目之間形成協同效應，共享施工人員、運維基地等。

廣東模式

在廣東，海上風電已經成為其調整能源結構，拉動區域經濟，滿足負荷增長的重要手段，2018年底，該省份也頗具前瞻地核準了近30GW海上風電項目。幾乎與此同時，一種基于“場網分離”的政策嘗試，也在該省份開始試點。

2019年，廣東省能源局、南方電網和陽江市推進“場網分離”的投資改革試點工作,重點推進近海深水區海上風電電源集中送出工作。

一則來自于陽江市發改局的公開信息顯示：為了促進海上風電集約用海和降低成本，陽江市正在探索金海深水區海上風電發電部分由開發企業負責投資建設，海上升壓站電源送出部分由電網公司投資建設，或由海上風電開發企業聯合投資的模式進行建設。產權分界點設在海上升壓站，高壓海底電纜、陸上匯流站屬于電網企業資產，海上升壓站、風機、集海海纜屬于發電企業資產。

可以看出，在陽江打造成“千億產值的世界級海上風電產業基地和南中國海海上風電裝備出運母港”的產業規劃下，大批風電裝備制造企業被吸引并落戶當地。“產業集群效應”足以支撐海上風電產業鏈的前端制造成本的降低，而在建設環節，“場網分離”為項目開辟了一種新的“權責”模式，將上下游企業聯合為一種利益捆綁、責權共享的共同體，有助于進一步降低海上風電項目造價。

如果說有哪個區域能率先將海上風電的成本降下來，筆者覺得廣東陽江將有很大可能將站在浪首潮頭。在此之前，也有媒體指出，廣東大概率將出臺接手海上風電補貼的地方政策。

降本的三大環節

從海上風電全生命周期的成本構成來看，董德蘭副總工認為可分為初始成本（規劃設計、設備購置、建設安裝）、運維成本、非技術成本三大環節挖掘降本空間。

機組設備占到風電項目成本的40%左右，是初始成本的重要組成部分。當前機組大型化的趨勢所帶來的研發成本提升，以及國補退出、收益降低又敦促著整機設備進一步降低價格。兩難的境地下，技術突破和規模化生產就變得極為迫切。

另一方面，從覆蓋風電全生命周期來看，后期運維也是一個不可忽視的重要成本支出環節；而對于非技術成本，則需要敦促相關部門出臺簡化審批、申報流程的政策法規，以及創新金融模式，進一步降低項目融資成本。

可以說，在我國能源轉型與電力改革的時代背景下，海上風電開發具有重要的能源戰略意義。而無論是基于平價的規模化發展，亦或是作為沿海省份重要的經濟抓手，歸根結底都在于使海上風電成為真正清潔、廉價的電力來源。未來海上風電尚存在很長的發展機遇期，而為產業營造穩定的政策環境，助力其走過這一關鍵成長期，將成為我國能源電力行業這幾年至關重要的工作。