2022年中国海上风电进入平价时代。
“原本预期的平价缓冲期并未如期出现，海上平价元年大量项目已经开始启动，开发商的IRR(内部收益率)要求没有下降，但上网电价基本是腰斩的水平，降低度电成本的压力落在了整机厂商和主要业务链条企业身上。”新疆金风科技股份有限公司（金风科技，002202）海上业务单元副总经理于晨光在接受澎湃新闻（www.thepaper.cn）记者采访时表示。
于晨光说，在保障质量可靠性前提下，既要满足客户收益率要求，又要实现高质量的平价项目开发，主机商压力巨大。他强调，虽然海上风电已经到了平价时代，但实现真正意义上的平价还需要两三年时间。
作为实现“双碳”目标的主力军之一，海上风电市场需求强劲。国家能源局数据显示，2021年中国海上风电装机规模已经跃居世界第一。从资源禀赋来看，中国拥有超过1.8万公里的海岸线，海上风能资源丰富，可用海域面积达300万平方公里，且集中在中东部及南部等能源负荷中心区。
2021年10月17日，多家风电企业在“风电伙伴行动”计划中提出，力争在2025年将近海和深远海风电度电成本分别降至0.4元和0.5元。
在降本压力和行业愿景面前，明阳智慧能源集团股份公司总工程师（明阳智能，601615）贺小兵对澎湃新闻（www.thepaper.cn）记者表示，风电领域需要包括整机厂商在内的全产业链共同努力实现整体的提质增效，通过综合方式降低度电成本，加速平价化进程。
寻觅全链条降本空间
2010年6月8日，上海东海大桥34台3MW海上风电机组并网运行，标志着中国风电迈出了向海上进击的步伐。尽管经过了十多年的发展沉淀，但相比欧洲国家，国内海上风电仍处于发展初期，实现降本增效需花费更多气力。
与陆上风电不同，海上风电成本构成来源更多元，降本涉及的环节更复杂。
数据显示，在海上风电成本构成中，风机叶片、传动系统以及塔筒分别占比为6%、18%、8%，安装成本为20%，海上电力设施以及海上风电基座等成本占比25%，其余还包括前期勘察、工程维护管理、保险等费用。
面对平价时代超过50%的上网电价降幅，整机厂商必须进行全链条降本。
于晨光表示，风机降本很多方面是相互影响的，由于海上风电链条较长，降本要从整体出发。在主机方面，首先要通过技术驱动，进行减重，包括新材料的替代、新工艺的应用、控制的优化。比如，关键部件叶片重量下降后，载荷就会降低，传动链、塔架和基础的材料用量等都会下降，对降本有较大支撑。
主机在整个成本占比中达35%左右，是整机厂商降本的关键突破口，但也是海上风电出现事故的集中地。于晨光强调，风电是一场长跑，主机要为客户承担25年稳定可靠的发电任务，不能单纯追求成本下降。只有设计合理、质量过硬，才能在后期运维中降低费用，可靠性的提升也是降低成本的关键路径之一。
中国南北各地、不同海域资源，特点各不相同，机型方案、安装船要求等需因地制宜。2021年12月15日，金风科技全资子公司广东金风与中天科技集团（中天科技，600522）全资子公司中天海洋工程签约，共同打造新一代自升式海上风电安装船。
于晨光表示，本次合作旨在打造高端海上风电安装船，承接福建、广东一带的大型风机、深远海等项目，特别是10MW（1MW=1000KW，1KW=1000W）以上容量、240米以上叶轮直径机组的安装。福建、广东等地水深、离岸距离远、海床条件复杂等资源禀赋决定了它必须要用大容量机组，金风科技这次合作设计的安装船在吊高、吊重，以及船体尺寸上做大幅改进。同时，实现可变载荷，解决深海涌浪大、施工难等问题。
海上风电项目开发较为复杂，需要面对台风、盐雾等环境工程问题，海冰、海浪、航道等水面工程问题，海流、潮流、侵蚀、海洋生物、盐分、地形及地质等水下工程问题。
2021年12月28日，国内电力气象领域首个“院士工作站”落户上海。激光雷达专家匡定波院士的团队与国家电投上海能源科技发展有限公司合作，将航空航天技术的激光雷达技术应用于海上风能资源探测。
叠加目前，我国海上风电逐步向深远海发展，海上风电场选址建设、施工及运维等各项需求日渐凸显，海上精准测风、风电场的优化布局成为降本关键环节。
规模化、大型化、绿色化增效
“双碳”目标下，海上风电实现平价虽难，但作为清洁能源还需不断扩大占比，同时，规模化也是海上风电增效的最直接路径。
目前，中国已确定2025年海上风电省级目标总和超过50GW（1GW=1000MW）。广东省能源局力争到2025年底实现18GW海上风电平价上网；福建省漳州市提出50GW的海上风电大基地开发方案；国家能源局已批复广西海上风电规划装机容量7.5GW。此外，江苏、浙江、山东等地也都出台了海上风电发展规划。
另外，从风能储量数据上来说，我国深远海地区风能储量是近海的三倍以上，深远海风电的开发具有非常大的潜力。
贺小兵表示，从近海到远海，漂浮式风机的安装打开了深度利用海风资源的新篇章。据彭博新能源金融预测，“十四五”期间，中国海上风电累计装机规模将达46.8GW，新增装机达37.8GW。
根据全球风能理事会预测，海上风电风机功率在2025年将达到15-17MW。越大的叶轮意味着越好的捕风能力，海上风机大型化将带来更多的发电量。据了解，同样条件下，若叶轮直径增加到原来2倍，风机发电量将是原来的3倍左右。
同时，据RystadEnergy推算，若1GW海上风电项目，采用14MW风电机组将比采用10MW风电机组节省1亿美元的投资。
在“2021北京国际风能大会暨展览会”上，整机商推出的大部分风电机组都在4.0MW及以上。单机规模方面，金风科技、明阳智能、浙江运达风电有限公司（运达股份，300772）和中国船舶集团海装风电股份有限公司（中国海装）等均推出了10MW以上的风电机组。
此外，于晨光强调海上风电产业链还需要围绕“绿色、可持续”进行增效。
一方面，在实现“双碳”目标背景下，产业链绿色化转型成为行业发展共识。
以风机为例，数据显示，2025年我国预计将有超1000万千瓦风机到达“寿命”终点。2020年1月，丹麦风力发电机制造商维斯塔斯风力技术集团（维斯塔斯）宣称，将在2040年前生产“零废风机”。 维斯塔斯表示，“零废”是指通过负责任的生产和消耗（包括回收、再利用和复原）来保护材料和资源，而不需要焚化或填埋。
一年后，西门子歌美飒可再生能源科技（中国）有限公司（西门子歌美飒）宣布了相似承诺，到2030年叶片实现可完全回收，到2040年销售风电机组实现100%可回收。
另一方面，随着全球市场对于环保理念的贯彻，多方设置进口产品绿色标准。于晨光表示，金风科技风电整机出口量占中国风电机组出口总量60%，在大规模出口订单面前，直观感受到了发展绿色产业链对于通过绿色认证顺利进入国外市场的重要性。
随着海上风电的发展，能源咨询机构伍德麦肯兹在《中国海上风电市场展望，2021年-2030年》中预测，到2030年，中国海上风电的平准化度电成本（LCOE）将比2021年下降46%。
直面痛点
“海上风电装备几乎每个环节，多多少少都有‘卡脖子’技术和补短板的空间。”中国工程院院士汤广福表示，和先进国家相比，我国海上风电高端精密轴承研究起步较晚、工程技术总体水平需要提升、适应大规模深远海工程技术实践经验还需丰富。
进入平价时代，海上风电要想实现降本增效，还需直面当下发展痛点。
从技术角度来看，叶片是风机将风能转化为机械能的重要部件之一，也是获取较高风能利用系数和经济效益的基础。受成本限制，国内风机叶片仍以玻璃纤维或碳玻混合工艺为主，但在风机大型化趋势下，叶轮直径越来越长，玻璃纤维复合材料性能已经趋于极限。
国外海上风机长叶片多采用碳纤维复合技术，旨在提升叶片性能，减少叶片重量。碳纤维及其工艺设备，目前在国内属于高端产品，产量较少，成本较高。在平价时代，通过叶片市场需求量拉动碳纤维产业产能提升，将进一步降低碳纤维的成本，为海上平价注入动能。
另外，轴承作为风电整机的核心零部件之一，有较高的技术要求需要在轴承材料、生产工艺制造上有进一步的提升。
贺小兵表示，通过国产大风机的技术引领，国产大轴承取得了突破性进展，在海上大风机产品上得到了应用。通过关键技术的突破和验证，国产大轴承或将为海上风电平价提供可靠的性能保证。
从发展趋势来看，海上风电与海洋牧场、海上油气、海水淡化，氢能、储能多种能源综合开发利用融合发展，有助于提升海域利用效率，提升项目整体效应，是海上风电的重要发展方向，但目前降本成效还不明显。
于晨光强调海上风电融合发展一定是未来趋势。不过，其也在采访中直言，尽管整个行业都在提“氢从海上来”、“海洋牧场”等概念，但谁来消纳“氢”，以及通过养殖什么海产品能够真正实现降本，还在探索中。
另外，风机大型化对于海缆的电压等级要求或将提升，如阵列电缆电压容量从33kV上升到66kV。电压升高将带动截面面积提升，叠加发展远海风电场，距离陆地越来越远，单个项目的送出缆距离会被拉长，海缆整体成本恐难下降。
贺小兵表示，今年，伴随着风机大型化带来的单位千瓦成本明显下降、技术进步带来的风机效率和发电量的提升、零部件国产化比例进一步提高，供应规模有效增长等因素的共同影响，风电行业平价化进程明显加快，对产业、行业乃至整个社会的清洁能源供给、保障都是一个良性发展的过程。
除了行业自身努力之外，国家能源发展目标、脱碳政策、相关标准也在影响着海上风电顺利进入平价时代。于晨光表示，2023年下半年开始，海上风电有望迎来新一波安装高潮期，且这一次持续周期会更长。
