2015年，我国海上风电以超过150万千瓦的开工规模迎来发展“元年”。在此后的2-3年时间里，国内整机企业纷纷加大海上风电技术和设备研发力度，打破海上风电机组依赖进口的局面，并逐渐具备了大型海上风电机组制造的能力和商业化条件，拉开了我国海上风电机组批量“入海”的序幕。

产业链国产化持续推进、地方政府积极性增长、大型央企对新兴能源项目的锁定以及海上风电稳定优渥的电价政策，以上4个基础条件推进我国海上风电进入了高速发展的快车道。2016年到2020年，我国海上风电以每年超过50万千瓦的增速发展，2019年更是达到了74万千瓦新增装机的历史新高。

然而2020年初，三部委一纸《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(以下简称《意见》)，让大干快上的海上风电陷入前所未有的“困境”——“自2020年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。”且《意见》明确指出，2022年起，未按规定完成全部机组并网的存量海上风电项目国家补贴也将全面退出。

当稳定的四角支撑突然倾覆，海上风电还能再现近两年的发展盛况吗?据了解，沿海主要省份脱硫煤标杆电价低至0.39-0.45元/千瓦时，若以此做为海上风电的平价标准，相当于当前0.75-0.85元/千瓦时的电价将面临腰斩，海上风电如何在最短的时间内降本增效?最头疼的是，留给这一降本操作的窗口期已经不多了。

“规模化”是降低成本的第一步

以可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩为代表的业内专家，曾多方呼吁有地方政府接手海上风电补贴。但地方政府是否具备意愿、能力接手，也要综合评估用电负荷、资源禀赋以及经济需求。在中国电建西北勘测设计研究院副总工董德兰看来，对于当前的海上风电，“练好内功”或许才是最最紧要和急迫的工作。

首先，“规模化发展”是海上风电打破项目分散、重复建设、成本高的第一步。

我们以享誉业内的内蒙古乌兰察布600万千瓦风电基地为例。乌兰察布风电基地一期600万千瓦示范项目是国内首个平价大型外送风电基地示范，该基地所发电量按照可再生能源优先发电原则参与京津冀电力市场交易，完全不享受国家补贴。

据笔者了解，该项目的勘测设计由中国电建西北勘测设计研究院设计完成。在平价设定下，乌兰察布风电项目每年可为国家节省补贴约20亿元，“项目初始电价我们以0.24-0.25元/千瓦时测算，若输送至河北南网落地电价为0.38-0.39元/千瓦时。”董德兰副总工认为，“这是一个比较有竞争力的电价，靠的就是基地的规模效益。”

而“规模化”发展，也被业内认为是进一步降低海上风电成本的关键。

“设计是建设的源头，规模效益的产生依赖于前期的‘统一规划设计’。”董德兰副总工指出，对于海上风电而言，从测风塔到海上升压站建设，从风机基础选型到送出线路规划，乃至后期运维管理，如果能以“一盘棋”的思路对项目进行整体协同和一体化设计，往往能挖掘出更大的潜能。

如基础的型式、微观选址的精确布置、以及施工吊装的优化设计，能大幅降低重复建设和资源浪费的可能，在降低成本方面起到举足轻重的作用。

国家电投集团广东电力有限公司张翼工程师也曾在公开场合表示“在政府支持下，企业规模化获取资源、规模化开发项目，可大幅降低前期、建设、运维成本。”张翼指出，这一点在欧洲已经有相关经验，欧洲大型能源集团已经初步在北海区域形成项目集群，新建项目与相邻的投产项目之间形成协同效应，共享施工人员、运维基地等。

广东模式

在广东，海上风电已经成为其调整能源结构，拉动区域经济，满足负荷增长的重要手段，2018年底，该省份也颇具前瞻地核准了近30GW海上风电项目。几乎与此同时，一种基于“场网分离”的政策尝试，也在该省份开始试点。

2019年，广东省能源局、南方电网和阳江市推进“场网分离”的投资改革试点工作,重点推进近海深水区海上风电电源集中送出工作。

一则来自于阳江市发改局的公开信息显示：为了促进海上风电集约用海和降低成本，阳江市正在探索金海深水区海上风电发电部分由开发企业负责投资建设，海上升压站电源送出部分由电网公司投资建设，或由海上风电开发企业联合投资的模式进行建设。产权分界点设在海上升压站，高压海底电缆、陆上汇流站属于电网企业资产，海上升压站、风机、集海海缆属于发电企业资产。

可以看出，在阳江打造成“千亿产值的世界级海上风电产业基地和南中国海海上风电装备出运母港”的产业规划下，大批风电装备制造企业被吸引并落户当地。“产业集群效应”足以支撑海上风电产业链的前端制造成本的降低，而在建设环节，“场网分离”为项目开辟了一种新的“权责”模式，将上下游企业联合为一种利益捆绑、责权共享的共同体，有助于进一步降低海上风电项目造价。

如果说有哪个区域能率先将海上风电的成本降下来，笔者觉得广东阳江将有很大可能将站在浪首潮头。在此之前，也有媒体指出，广东大概率将出台接手海上风电补贴的地方政策。

降本的三大环节

从海上风电全生命周期的成本构成来看，董德兰副总工认为可分为初始成本(规划设计、设备购置、建设安装)、运维成本、非技术成本三大环节挖掘降本空间。

机组设备占到风电项目成本的40%左右，是初始成本的重要组成部分。当前机组大型化的趋势所带来的研发成本提升，以及国补退出、收益降低又敦促着整机设备进一步降低价格。两难的境地下，技术突破和规模化生产就变得极为迫切。

另一方面，从覆盖风电全生命周期来看，后期运维也是一个不可忽视的重要成本支出环节;而对于非技术成本，则需要敦促相关部门出台简化审批、申报流程的政策法规，以及创新金融模式，进一步降低项目融资成本。

可以说，在我国能源转型与电力改革的时代背景下，海上风电开发具有重要的能源战略意义。而无论是基于平价的规模化发展，亦或是作为沿海省份重要的经济抓手，归根结底都在于使海上风电成为真正清洁、廉价的电力来源。未来海上风电尚存在很长的发展机遇期，而为产业营造稳定的政策环境，助力其走过这一关键成长期，将成为我国能源电力行业这几年至关重要的工作。