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7月8日，第六屆全球海上風電發展大會在廣西南寧召開。此時距2021年結束只有不足六個月時間，海上風電搶裝潮接近尾聲。火熱的搶裝結束后，海上風電面臨的處境有些尷尬：海上風電規模化發展需要迅速降低成本，實現平價上網，但在失去中央財政補貼后，海上風電實現平價仍面臨多重考驗，困難重重。

廣西發力海上風電

從2016年開始，全球海上風電發展大會舉辦地分別設在浙江象山、江蘇南通、福建福州、廣東陽江和山東濟南，這5個地方很早就完成了相關規劃工作。2009年，國家能源局啟動全國海上風電場工程規劃工作，上述5個省份的海上風電規劃報告陸續得到批復，規劃裝機容量達到4771萬千瓦。

廣西壯族自治區發展和改革委員會副主任、能源局局長農冰在第六屆全球海上風電發展大會中表示，《廣西海上風電工場工程規劃》《廣西北部灣海上風電重大基地及示范項目方案》已通過國家能源局組織的評估，預計近海場址近期將獲得批復。測風已經基本完成，目前已建成10座測風塔，部分測風塔已經取得一年以上測風數據。力爭“十四五”期間，海上風電能夠核準800萬千瓦，投產300萬千瓦。

據廣西網絡廣播電視臺消息，7月6日，廣西投資集團正式啟動海上風電前期工作勘察作業。此次海上風電前期工作場址范圍位于防城港市、欽州市的北部灣海域，規劃裝機容量為300萬千瓦。廣西廣投海上風電開發有限責任公司負責人在接受采訪時表示，2021年年底會實現這個示范項目的核準，爭取在2022年第三季度實現第一臺風機下海。

廣西選擇此時布局海上風電，已經錯過了取得中央財政補貼的窗口期。2020年1月，財政部、國家發改委、國家能源局印發《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見財建〔2020〕4號》(以下簡稱“4號文”)，明確新增海上風電項目不再納入中央財政補貼范圍。這也意味著，廣西“十四五”期間核準、投產的海上風電項目，均無法獲得中央財政補貼。截至目前，廣西尚未明確是否會通過地方財政對海上風電予以補貼。

現階段，海上風電成本較高，在沒有中央財政和地方補貼的情況下，很難滿足國資委對央企投資收益率的要求，并且廣西海上風電開發還受到軍事用海因素的制約。有參會嘉賓對eo表示，廣西此前規劃在“十四五”期間投產500萬千瓦海上風電，但受用海因素以及消納限制，這一目標被調低至300萬千瓦。

廣西豐富的海上風電資源吸引了多家發電企業前來布局，除了廣西投資集團，中廣核、華能和華電是廣西海上風電開發的重要參與者。2021年5月，中廣核新能源對廣西防城港200萬千瓦海上風電項目前期服務進行了招標。2020年5月，華能和華電相繼開始對廣西海上風電測風EPC工程進行招標。目前廣西海上風電開發工作仍在進行前期工作，尚未進入實質施工階段。

中國能源研究會副理事長王禹民在會議中表示，廣西是我國沿海省份中為數不多的海上風電開發處女地，擁有大規模尚未開發的近海風能資源，后發優勢明顯。以北部灣為基礎，打造立足廣西、面向東盟的海上風電交流平臺，積極引導國際企業加強與東盟國家進行海上風電開發，市場前景極為廣闊。

直面平價壓力

中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖在會議中表示，我國海上風電預計在未來3年內有望實現平價上網。他同時指出，目前海上風電還不具備平價上網的條件，仍需政府提供適當的支持，從而保持一定的開發規模，形成市場拉動，確保技術進步持續下去。

遠景能源高級副總裁田慶軍表示，未來3-5年內，中國所有海域的海上風電項目基本都可以實現平價。到“十四五”末，部分地區的度電成本可以達到0.3元/千瓦時，EPC造價可以降至每千瓦1萬元以內。

有開發商在討論環節中表示，明陽曾對其表示兩年后海上風電可以實現平價，金風回復是3-4年。

目前全國海上風電成本仍然較高，據水電水利規劃設計總院新能源和軍民融合部主任趙太平介紹，當前重點省份海上風電工程造價范圍在每千瓦14000元-18000元之間。

與會專家認為，海上風電要實現平價，每千瓦平均造價要達到12000元甚至更低。福建和廣東兩省的造價仍在每千瓦16000元-18000元之間，實現平價的難度較高，且近兩年受搶裝潮影響，海上風電施工和吊裝資源緊缺，海上風電平均造價不降反升。2020年，江蘇海上風電項目平均造價上漲了1000元-2000元/千瓦，部分設備及施工費用漲幅超過30%。

從陸上風電和光伏的平價路徑來看，在中央財政補貼的扶持下，保持穩定的裝機規模增長從而推動技術進步、實現成本下降，是實現平價上網的重要保障。但對于海上風電而言，規模龐大的搶裝項目已經透支了中央財政補貼，從2022年開始，新增并網項目不再享受中央財政補貼，失去2到3年的過渡期，海上風電的平價之路與陸上風電和光伏相比或將更為艱難。

此前業內寄希望于地方政府接力補貼，實現平穩過渡。截至目前，只有廣東出臺了省補方案。廣東對未享受國家補貼的海上風電項目執行燃煤發電基準價。對2018年前完成核準、在2022年-2024年全容量并網的項目進行補貼，2022年、2023年、2024年全容量并網項目每千瓦分別補貼1500元、1000元、500元。

為了爭取0.85元/千瓦時的標桿電價，江蘇、福建、廣東等沿海省份突擊核準了大量海上風電項目。數據顯示，截至2019年3月，全國核準待建海上風電項目已經達到4138萬千瓦，在建項目容量1000萬千瓦。

但受施工、吊裝能力以及風機產能限制，只有部分項目能夠在2021年底前并網，取得中央財政補貼。2018年底，全國海上風電累計裝機容量為445萬千瓦，截至2021年3月，全國海上風電裝機容量為1022萬千瓦。從2018年到2021年3月，全國累計新增海上風電裝機容量大約在500萬千瓦左右。這意味著有大量存量項目將在2021年之后并網，無法取得補貼。

盡管存量海上風電項目規模龐大，但在無補貼的情況下，這些項目在2022年以后是否具備開發價值存在不確定性。所以在本屆會議中，與會嘉賓關注的重要問題是，未來三年全國海上風電訂單是否會出現大幅下降，無補貼項目能否繼續以及怎樣繼續。

遠景能源海上產品總經理謝德奎表示，從2020年開始，海上風電相關主體已經做好心理準備，要去實現降低30%的成本，也要做好半年沒有訂單的準備。

也有專家持樂觀態度，認為海上風電實現平價仍需要一定的裝機容量支撐，未來整機商的訂單主要來自沒有在2021年底前并網的存量項目，這些存量項目的補充可以支撐產業鏈度過寒冬。

對于手握大量項目資源的開發商，也對存量項目的開發更加謹慎，在無補貼的情況下，盲目上馬無補貼項目很可能投產即虧損。有開發商表示，國資委對其投資收益率有一定要求，要達到8%，能否下調需要考慮多種因素，可能會根據項目實際情況進行調整。

金風科技總工程師翟恩地在會議中表示，現在行業處于保吊裝階段，很多事情做不了。但在訂單較少時，行業主體要集中精力，加大研發力度，突破卡脖子技術，攻克技術難點，通過技術進步降低海上風電成本。

隨著陸上風電和光伏發電率先實現平價，部分沿海省份也在積極開拓外來電資源。江蘇計劃在“十四五”末期區外來電引入能力超過4500萬千瓦，浙江也規劃“十四五”末期外購電力達到4381萬千瓦。如果海上風電無法盡快實現平價上網，經濟性將成為制約其規模化發展的重要因素。

有專家在會議中指出，實現碳中和目標實際上有多種路徑可以選擇，海上風電要站在能源與需求的角度來看待，海上風電與其他可再生能源存在技術競爭的關系，技術成熟的資源會被優先開發。如果藏東南的水電能夠送廣東，從經濟性角度來看并不遜于廣東省內海上風電。(劉斌)

關鍵詞： 我國 全國 海上風電 成本