2020年1月底，財政部、國家發展改革委、國家能源局聯合發布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》明確，自2020年起，新增海上風電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。按規定完成核準（備案），并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量海上風力發電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。
消息一經發布，引發業內廣泛關注。這意味著，正處于熱火朝天建設中的我國海上風電，從2022年起將迎來變局。那么，國家取消補貼后，海上風電將何去何從？產業發展將面臨哪些現實問題？如何破局發力？未來的發展前景又會怎樣？
國家補貼“退坡”，海上風電路向何方？
1 海上風電開發潛力巨大
如果行走在江蘇、浙江、廣東等沿海省份的海岸線，人們常常可以見到這樣的風景：一座座宛如“白色巨人”的“大風車”雄偉矗立在海天之間，點綴著波瀾壯闊的海面，巨大的葉片隨著海風悠然旋轉。這一景象呈現的就是我國近年來高速發展的海上風電產業。
“海上風電是我國清潔能源發展的重要戰略方向。”自然資源部國家海洋技術中心海域與海島技術室工程師胡恒介紹，由于陸上電網電能傳輸能力有限，通過建設近海海上風電場，有望緩解陸上風電的電能長距離輸配電問題。相較陸上風電而言，海上風電具有發電量高、運行穩定、不占用土地資源、不受地形地貌影響等優勢。開發海上風電，可以很好地解決區域能源供需矛盾，實現能源區域自平衡。
我國近海海上風能資源豐富，估算儲量約為7.5億千瓦。根據《中國風電發展路線圖2050》的相關數據，我國水深5米~50米海域內100米高度的海上風能資源可開發量約為5億千瓦。同時，《風電發展“十三五”規劃》提出，“要積極穩妥地推進海上風電建設，到2020年，全國海上風電開工建設規模達到1000萬千瓦，力爭累計并網容量達到500萬千瓦以上。”
近日，全球海上風電論壇發布最新報告稱，截至2019年底，全球海上風電裝機總容量達27.2吉瓦，已投運的海上風電場共146個。中國新增總核準裝機容量4.9吉瓦，僅次于英國9.7吉瓦、德國7.5吉瓦。在建項目裝機容量（未全部投運）方面，中國以3.7吉瓦遙遙領先；荷蘭排名第二，為1.5吉瓦。全球共有23個7吉瓦以上的在建海上風電項目，其中有13個項目在中國。
“十三五”以來，中國海上風電發展步伐加快，已完全進入規?；⑸虡I化的發展階段。在技術上，我國也已具備自主研發6兆瓦及以上的大功率風電機組的能力，基本實現了風電機組的國產化。截至2019年，我國11個沿海省市中有9個省市海上風電建設已獲批，累計批復規模約7200萬千瓦，重點布局分布在浙江、江蘇、福建、廣東等省市。
胡恒說，目前我國海上風電產業增速已趕上世界發展速度，從單個風電場規模到總裝機規模都躋身世界前列。雖然現在海上風電占全球發電量比重較小，但開發潛力巨大，產業前景廣闊。未來，海上風電將對沿海地區的能源轉型、經濟發展等產生廣泛和深遠的影響。
2 產業繁榮背后的隱憂
雖然目前中國海上風電正處在有史以來發展最快的時期，但過程卻是一波三折。
早在2007年，我國就開始了海上風電的嘗試。2008年5月，國家發改委正式核準我國首個規?；膰壹壓Ｉ巷L電示范項目——上海東海大橋10萬千瓦海上風電場一期建設。2010年9月，我國首個百萬千瓦級海上風電基地在江蘇如東投產發電。自此，我國海上風電事業迎來繁榮發展期。
然而，彼時對于海上風電項目的前期工作，特別是在風資源的合理開發和項目用海審批方面，我國在相關政策性文件或管理規范方面尚未完善。
自然資源部國家海洋技術中心海洋可再生能源開發利用技術室副主任崔琳介紹，當時可供行政主管部門參閱的僅有2010年初國家發布的《海上風電開發建設管理暫行辦法》。該辦法雖然對海上風電項目前期開發建設管理中的工作內容和流程做了相關規定，但在項目用海審批方面存在落地難、可操作性差等問題，最終導致首批海上風電特許權項目因海域使用審批周期長，遲遲不能開工建設。
為解決這一問題，我國于2011年７月發布了《海上風電開發建設管理暫行辦法實施細則》，規定海上風電規劃應符合海洋功能區劃、海島保護規劃以及海洋環境保護規劃。要求海上風電場建設要向深水離岸布局，這將有利于減輕海上風電場建設對海洋環境的影響，同時有利于規避行業用海矛盾。
崔琳表示，從暫行辦法到實施細則，才真正確定了我國海上風電項目的前期工作程序特別是在海域使用管理方面的可操作性，從而大大加快了我國海上風電行業的發展速度，為之后海上風電成為我國可再生能源領域的“一支獨秀”奠定了基礎。
在穩定的政策環境下，我國海上風電發展駛入快車道。然而與此同時，產業繁榮背后暗藏的隱憂也逐漸暴露出來。
崔琳分析說，海上風電項目立體化占用海域空間資源，其實際占用或影響的海域面積通常較項目核準時要大，這樣極易造成海域空間資源的破碎化，或影響其他海洋行業的用海需求，引發矛盾。
為促進海上風電持續健康發展、海域空間資源科學合理利用， 2016年11月，國家出臺《關于進一步規范海上風電用海管理的意見》，要求充分發揮海洋空間規劃控制性作用，優化海上風電場選址布局，集約節約利用海域和海岸線資源。
在此基礎上，2016年底國家正式發布了《海上風電開發建設管理辦法》，簡化了項目開發建設管理程序，明確了用海標準，提出各地可根據規劃自行組織海上風電開展建設。這標志著我國在海上風電項目開發建設管理方面，已理清問題所在，并向著簡政放權、科學規劃的方向邁出了重要的一步。
3 “搶裝潮”考驗自然資源管理
“十三五”以來，我國海上風電政策機制逐步完善和規范。但隨著2018年自然資源部的建立，特別是在原有規劃體系向新的國土空間規劃和海岸帶保護與利用規劃過渡的背景下，海上風電規劃以及用海審批如何與新規劃體系銜接，如何明確海上風電開發利用范圍及海域用途等，都成為亟待解決的新問題。
為此，自然資源部在2020年１月發布的《自然資源調查監測體系構建總體方案》中，將海上風能納入自然資源（海洋資源）的調查與監測體系中，并明確了調查監測方式、評估評價手段及成果管理和應用制度，旨在進一步健全完善海上風能資源的監測與管理體系。
近年來，國家開始削減海上風電補貼額度，并明確海上風電將在2020年~2025年期間進入補貼退坡階段，海上風電項目上馬爭奪逐漸白熱化，甚至在2019年暴發了大規模的項目“搶裝潮”。
這一輪海上風電的暴發式增長實際上源于2018年。當年5月18日，國家能源局印發通知要求，從2019年起新增核準的海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。按照該通知，已核準的海上風電項目就能鎖定2019年之前的每千瓦時0.85元的上網電價，這直接催生了海上風電項目“搶核準、搶上馬”的浪潮。
到了2019年5月24日，國家發改委公布《關于完善風電上網電價政策的通知》，將陸上、海上風電標桿上網電價均改為指導價，規定新核準的集中式陸上風電項目及海上風電項目全部通過競爭方式確定上網電價。2019年新核準近海風電指導價調整為每千瓦時0.8元，2020年調整為每千瓦時0.75元。
海上風電是目前度電成本最高的可再生能源之一。公開資料顯示，現在每千瓦時0.85元的標桿電價，約合每度電補貼0.4元，是陸上風電度電補貼的3倍。而陸上風電年平均利用2000小時，海上風電則可達3200小時，其利用率是陸上風電的1.6倍。這意味著，海上風電的補貼強度與陸上風電相比是近4.5倍的關系。
崔琳說，業界對于海上風電的上網電價調整早有預期。為了獲得高補貼電價，開發商會保證2018年底前已核準的海上風電項目在2021年底前全容量并網，以保住0.85元的電價。對于2019年通過競爭配置獲得補貼電價的海上風電項目，絕大多數開發商也會考慮在2021年底前全容量并網，確保電價落袋為安。因此海上風電搶裝已成必然趨勢。
“海上風電‘搶裝潮’對于海上風能資源的合理有序利用以及用海管理都提出了新的要求。”崔琳認為，如何科學規范行業用海及海上風能資源開發，加強對海上風電領域的自然資源管理和國土空間用途管制，促進該產業健康有序發展，避免因“一擁而上”而帶來的資源無序開發和發展失衡，都是當前擺在自然資源領域急需解決的問題。
4 “斷奶”或致行業重新洗牌
隨著今年1月財政部新文件的發布，國家明確從2022年開始，中央財政不再對新建海上風電項目進行補貼，鼓勵地方政府自行補貼，支持本省海上風電項目建設。“這一政策的出臺，將是我國海上風電行業發展過程中的一個分水嶺。”在崔琳看來，目前在我國總體面臨經濟下行壓力的趨勢下，地方政府從財政中每年拿出與此前中央財政相匹配的補貼額度，存在著較大的不確定性。而且總的來看，海上風電行業補貼退坡直至平價上網是普遍的發展趨勢。
崔琳認為，在這種趨勢下，地方財政削減海上風電補貼額度的可能性很大，海上風電“8毛5”的補貼時代已基本一去不返。這將帶來兩個比較顯著的后果：一是由于政策的過渡性，在2020年~2022年期間，海上風電還將繼續迎來一波新的“搶裝潮”，并在2021年底前到達歷史性的高峰；二是隨著補貼額度的銳減，海上風電行業或將重新洗牌。
可以預見，按照目前的行業技術水平，海上風電的發電成本與2022年實現的平價上網的要求差距較大，屆時海上風電企業將無法盈利，甚至會嚴重虧損，所以能降低行業成本的新技術將會受到青睞。“此次國家硬性‘斷奶’，無形中也促進了行業進步，將有助于加速技術創新、優化產業結構，實現優勝劣汰。”崔琳說。
中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖曾撰文表示，我國海上風電產業正值關鍵成長期，必須保持一定的補貼，才能維持產業的進一步發展。
胡恒也表示，由于現有海上風電項目建設成本較高，如果中央財政不再補貼，必須由地方財政開展一定時限的補貼，否則從項目投資效益和盈利角度出發，勢必導致已核準或已中標的項目延遲開工，造成短期供應鏈偏緊等問題，上下游產業鏈條均將受到一定影響。
一位不愿具名的風電企業管理層人士表示，海上風電產業鏈長，投資回報周期長，突然完全斷補可能會使行業發展從燃點降至冰點，引發產業震蕩，從而導致一些在海上風電產業鏈布局比重過大的企業受到嚴重打擊。
也有觀點認為，海上風電不會因為平價壓力驟然進入寒冬，會有一定緩沖期。但若地方補貼跟不上，整個行業發展將變得異常艱難。
為此，秦海巖建議，地方政府從2022年開始接棒補貼新增并網的海上風電項目。當年補貼強度預計約每千瓦時0.35元，此后逐年下降0.05元，直至2026年退坡為零。據他測算，這些補貼平均分攤至沿海省份，各省每年約需3.6億元~9億元，占廣東、江蘇、福建等主要沿海省份2018年財政收入（一般公共預算收入）比例最高不超過0.3%，最低僅為0.03%。
秦海巖稱，通過這些補貼，可為地方政府帶來每年超過500億元的固定資產投資以及長久稅收。
多位業內人士也認為，海上風電臨近東部省份負荷中心，發展海上風電對當地經濟具有重要意義，地方政府補貼海上風電是一筆劃算的買賣。
5 推動產業高質量發展
隨著補貼的“退坡”，海上風電平價時代即將提前到來。未來如何降低海上風電成本，將成為不容忽視的一道難題。
國家發改委能源研究所可再生能源發展中心副主任陶冶在2019全國大型風能設備行業年會上表示，過去五年，中國海上風電成本下降幅度并不大，每年成本下降比例在20%左右，未來成本降低難度較大，若不能在2025年前實現平價，那中國海上風電很難擴大規模、實現自主發展。
秦海巖則用“很好、很難”四個字來形容海上風電發展前景。在他看來，目前我國海上風電仍處于起步階段，政策體系不完善、施工和運維經驗不足、軟硬件配套設施還有待提高。
面對目前依然較高的海上風電開發成本，胡恒建議加強研究，降低風機單樁基礎成本，增加不同結構的風機基礎類型，推動輸電方式調整，加快單位兆瓦的風機發電設備降本增效。
據了解，我國現有的海上風機主要采用的是固定式基礎，基本都安裝在淺海區域，水深在40米以內。然而，隨著海上風機走向深海，水深增加將導致固定式風機建造安裝費用急劇增加。上海雄程海洋工程股份有限公司研發總監尚勇志認為，要實現海上風電的平價，我國不僅需要優化基礎結構設計，提高制造安裝水平，還需要提高關鍵部件的國產化程度，提高運維智能化水平，實現效益增值。
胡恒說，美國和英國等發達國家正在通過國家層面支持海上風電領域的創新，以期引領未來行業發展。中國作為海上風電裝機規模最大的國家之一，在產業進步和創新方面也不能落后，必須從政府到企業高度重視創新技術發展，從追隨到引領，真正形成具有核心競爭力的高質量發展產業。
業內人士普遍認為,“十四五”期間，我國海上風電發展趨勢將呈現出電價補貼“退坡”、深遠海開發、海洋綜合利用三大特點。
崔琳認為，我國需進一步出臺相關政策，一方面促進和推動海上風電行業在補貼退坡甚至“斷奶”階段能健康有序發展，另一方面要避免企業只看短期利益、盲目上馬項目而帶來的資源破壞、無序開發等負面隱患。他認為應形成海上風電產業的良好生態，推動行業高度協同，從而推動行業高質量發展。
胡恒建議，海上風電開發應深水遠岸布局，加強對海上風電場的輸電路由統籌規劃、統一建設，避免造成岸線資源和海洋空間資源開發的無序和浪費。探索海上風電與海洋牧場、石油平臺等融合發展，增加海洋 空間利用效率，集約節約利用海域空間資源，加快促進海洋經濟發展。
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