2021年，海上風電仍在緊鑼密鼓地搶裝。然而，不到一個月之后，海上風電每度0.85元的電價將成為歷史，行業即將直面平價考驗。
  記者注意到，盡管廣東、浙江等省份陸續出臺了力度不一的地補政策，但對于海上風電開發而言，電價沒有辦法完全覆蓋投資及建設成本，投資收益率較難保證仍然是目前面臨的最大問題。
  遠景能源高級副總裁田慶軍曾多次表示，“海上風電平價是中國風電發展的‘珠穆朗瑪峰’，一旦登頂成功，中國風電發展在技術上一馬平川、再無障礙。”
  然而，目前擺在行業面前的現實問題是，如何攀登中國風電的最后一座高峰？
  平價的曙光
  從海上風機設備的降價幅度來看，海上風電的平價似乎曙光初現。
  10月以來，2021年海上風電招標市場僅存的兩顆“碩果”先后對風機采購進行了中標候選公示。其中，參與華潤電力蒼南海上風電項目競標的整機企業平均報價為4562.8元/kW；參與中廣核象山涂茨海上風電項目競標的企業平均報價為4443元/kW。
  同時，記者注意到，作為上述兩項目的唯一中標方，中國海裝的報價均為最低價，其中，其在中廣核象山涂茨海上風電項目投標報價已降至3830元/kW，一舉將海上風機的低價紀錄刷新至4000元/kW以下。
  然而，在2020年，海上風機每千瓦的價格水平大多仍保持在6500元/kW以上。如今，僅僅一年海上風機價格已接近“腰斬”。
  IRENA數據顯示，在原先的設備價格水平下，2020年中國海上風電總安裝成本為2968美元/kW，平準化度電成本為0.084美元/度（約0.54元/度），距離平價仍有差距。同時，根據國信證券研報數據，風電機組投資（含安裝）在海上風電項目總投資中所占比例約為45%，此時，風機設備價格的大幅下調對于海上風電平價的意義不言而喻。
  與此同時，伴隨著風機設備價格的快速下降，機組大型化的技術迭代再次提速。2021年北京國際風能展期間，國內各大整機制造企業進行了密集的機型發布。在眼花繚亂的機型競爭中，唯一不變的技術共性在于越做越大的單機容量和越來越長的風輪直徑，其中海上風機大型化的趨勢尤為明顯。
  記者注意到，在最新發布的海上風機中，單機容量低于7MW的機型幾乎消失，容量上限早已突破10MW。其中，以東方電氣、明陽智能為代表的的整機企業更是將海上風機的單機容量上限擴展至13MW和16MW。
  這意味著，至少在單機容量上，國產海上風機將超越擁有技術先發優勢的國際整機巨頭維斯塔斯、西門子歌美颯和GE，領跑全球。
  可靠性VS經濟性
  國內整機企業之所以如此步伐一致地追求“大風機”，是因為風機大型化被認為是降低海上風電成本最有效的途徑。
  首先，單機容量的提升通常意味著更大的掃風面積和更高的輪轂高度，這使得風機在同樣的風資源條件下可捕獲更多風能，進而通過提升發電量的方式攤薄成本；其次，對于相同規模的風電場，采用更大容量的機組可減少風機點位，這不僅將有效降低風機基礎、運輸、吊裝等初始投資，同時還可降低后期運維和管理的成本及難度。
  盡管經濟性問題對于產業的發展至關重要，但在海上風電領域，可靠性的重要性同樣不容忽視。
  “海上風電天生是高投入高風險的行業，需要在發展中保持理性，產業追求經濟性的前提是保證可靠性。”上海電氣風電集團股份有限公司總裁繆駿在2021中國新能源發展論壇上表示，海上風機是工業性產品，產品投運后需要保證25年的健康運行，因此不能片面地在某一階段追求絕對的低價。
  多位業內人士曾告訴記者，相比陸上風機，海上風機需要應對更復雜的海況和地質條件挑戰。同時，由于運維的可達性差，投運的風機一旦出現故障，運維和大部件更換的成本將呈指數級增加，若再疊加大容量風機倍增的電量損失，故障損失甚至可以將機組幾年內發電收益直接抵消。
  在這樣的情況下，不論是成本下降，還是技術迭代層面，海上風電不僅需要走的快，更需要走得穩。
  在技術迭代層面，毋庸置疑中國海上風電的前進步伐很快。對比歐洲海上風電，我國海上風機實現從4MW~6MW到8MW~9MW再到12MW~15MW的容量，“三級跳”時間縮短了一半，但與此同時，在每個兆瓦區間，國內留給風機的測試驗證窗口、安裝量和運行時間同樣被縮短。
  基于此，華東勘測設計研究院新能源工程院院長姜貞強表示，風機要在扎實的情況下，科學合理地降本。“主機研發速度快是好事，但同時，我們傾向于主機各個部件的認證工作也要做得更扎實，特別是現在8MW、10MW及以上的機組，投標是都投了，但仍存在機型型式認證少，甚至沒有設計認證的情況。”
  急需產業鏈協同
  多位業內人士均向記者表示，整機商之間的價格博弈也是風機價格快速下降的重要原因。
  自2020年下半年開始，受供求、競爭加劇、降本需求等多方面因素影響，整機商之間的價格戰已經持續一年之久，“戰火”從陸上蔓延至海上，風機價格不斷探底，多位整機企業人士坦言，整機企業已步入微利時代，在目前的市場環境下，風機品牌溢價消失，再降本的空間有限。
  弗蘭德中國區董事長兼CEO勾建輝指出，“降本無可厚非，但技術并非一蹴而就，我們需要時間。目前，行業降本速度之快讓主機和零部件廠商猝不及防，為打贏平價這場戰役，主機廠和零部件廠甚至需要一兩年的療傷過程。”
  在這樣的背景下，僅靠風電設備環節降本實現平價不僅不現實，還存在產業風險，因此全產業鏈協同降本幾乎成為行業共識和上、中游產業鏈的共同訴求。
  國信證券研報指出，海上風電投資大致分為主體工程投資（90%）和其他費用（10%）。其中，除風電機組和風機基礎之外，其他部分占工程投資的比例雖均小于10%，但合計比例達30%，對海上降本同樣意義重大。
  目前，海上風電整體造價水平約為13000元/kW~15000元/kW，多位業內專家測算，海上風電要實現平價上網，綜合開發成本需再下降40%左右。
  值得注意的是，與上、中游產業鏈利潤被壓縮的處境不同，在海上風電搶裝階段，受供求影響，包括海纜、施工等環節的成本不降反升。2021年，海上風電安裝船價格在翻倍的情況下仍“一船難求”；海纜企業的盈利空間也迅速膨脹，毛利率超50%。
  某海纜企業工作人員告訴記者，“平價之后，海纜價格會出現10%~15%的回落，價格回到搶裝之前的水平。同時，因為行業降本需求，此后海纜價格仍會下調，但受海纜行業競爭格局的影響，出現類似風機價格‘腰斬’般的降價概率不大。”
  除此之外，相比產業鏈中、上游，在海上風電工程等其他環節同樣缺少降本驅動力。在2021北京國際風能大會高峰論壇上，哈電風能總經理譚文理表示，海上風電基礎設施方面由于建設剛性較強，在短期內大幅度降本較難實現。
  《關于完善風電上網電價政策的通知》和《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》等文件，已經確認了我國海上風電行業的退補時間點，2022年之后，國補將退出，海上風電將直面平價考驗。同時，今年10月，風電伙伴行動明確，海上風電力爭在2024年全面實現平價。
  遠景能源高級副總裁田慶軍強調，中國海上風電平價是中國風電企業攀登的珠穆朗瑪峰。要想實現海上風電平價，除了風機自身持續的研發投入，還需要整個產業鏈協同，形成合力。