根據目前國內海上風電項目竣工決算統計，江蘇、浙江地區的建設投資約1.5萬元——1.7萬元/千瓦，福建、廣東約1.7萬——2萬/千瓦。面對如此嚴峻的降本壓力，抓好前端設計、集中連片開發、完善成熟產業鏈、多樣化融資、開放市場競爭和提升創新能力等成為降低海上風電建設成本的良方。其中，“采用大兆瓦機組”減少風機基礎數量和施工安裝工作量逐漸成為共識，但擺在大兆瓦機組面前的供應鏈緊張、質量壽命風險等問題仍不容小覷。

 

 

　　經過近五年的加速發展，截至10月底，我國海上風電累計并網510萬千瓦，已提前完成“十三五”規劃目標，項目遍布江蘇、上海、福建、浙江、遼寧、廣東、天津等沿海各省。截至2018年底，從單機容量來看，4兆瓦機組累計裝機最多，容量達到234.8萬千瓦，占52.8%。當前，5兆瓦已成海上風電項目招標的主流機型，7兆瓦風機已實現商業化運行，10兆瓦風機正在加快國產化進程。

 

　　繼東方風電具有完全自主知識產權的我國首臺10兆瓦海上風力發電機組下線后，11月29日，明陽智能全球單機容量最大半直驅抗臺風型8——10兆瓦海上風機下線。目前，我國幾大整機企業幾乎都推出了各自的大兆瓦海上風電機組和解決方案，5兆瓦、6兆瓦海上風機已經實現批量運行，7兆瓦、8兆瓦海上風機相繼下線，各企業10兆瓦海上風機相繼誕生。

 

　　大兆瓦風機商業化運營對于降低海上風電度電成本意義重大。風機功率提升、葉片直徑擴大后，年發電量也隨之增加。除了發電量的提升，大功率風機還可以有效降低成本，在同樣的裝機規模下，單機功率越大，所需安裝的風機臺數越少，帶來的是成本的降低。比如，海上風電運維占到整個項目生命周期成本的25%至30%，風電場風機臺數越少運維成本越低。

 

　　不過，在我國整機企業推出大兆瓦海上風機的同時，不少專家也表示了不同程度的擔憂。雖然我國福建等海上高風速區域使用大容量機組可降低單位千瓦工程造價，但如果配備相對小尺寸葉片會導致功率曲線后移，無法在中等風速區域盡量多發電。為了更高發電量，一些企業推出了與大兆瓦風機相匹配的長葉片，但風機葉片、風機基礎等部件在長期超高效運行狀態下會慢慢暴露問題，如何保證機組在20到25年的運行周期一直如此高效的運轉下去，這是行業包括風機廠家和設計單位都應該考慮的事。

 

　　“海上風機部件面臨很多瓶頸，主要包括葉片和主軸承。”遠景能源海上產品線總經理謝德奎從供應鏈角度表達了自己的擔憂。一方面碳纖維葉片的設計和關鍵工藝供應鏈全部掌握在德國、日本等國手中，成本高昂；另一方面，單列圓錐軸承（TRB）和雙列圓錐軸承 （DRTRB）對軸承裝配工藝精度要求很高，目前，國內沒有一家軸承廠能夠生產。

 

　　事實上，供應鏈一直是我國海上風電規模化發展的掣肘，從開發、采購、運輸、安裝、運行一直到拆除，海上風場壽命期每個環節的零部件供應商、施工安裝方和服務機構都或多或少地存在短缺和不足，加快培育完備的供應鏈體系已迫在眉睫。

 

　　“我國海上風電剛剛步入產業化發展的初期階段。大功率海上風機所需的軸承、主軸、大型鑄鍛件、大型葉片等需要補齊的短板還很多，適用于海上的大型風電設備無論技術還是產能尚需提高。”中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖介紹說，現在適用于海上風電的大兆瓦級風電機組一定要進行充分的研發驗證，否則會帶來很大風險。

 

　　也有專家指出，目前，很多歐洲的整機廠絕大部分部件供應鏈都轉移到中國，齒輪箱、發電機、軸承、電控設備都是由中國本土企業生產，我國的設備制造企業背靠龐大的工業制造體系，應該利用好這一資源，組裝、生產、研發出更適合中國本地市場的產品和設備。