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2020年1月底，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确，自2020年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。按规定完成核准（备案），并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。
消息一经发布，引发业内广泛关注。这意味着，正处于热火朝天建设中的我国海上风电，从2022年起将迎来变局。那么，国家取消补贴后，海上风电将何去何从？产业发展将面临哪些现实问题？如何破局发力？未来的发展前景又会怎样？
国家补贴“退坡”，海上风电路向何方？
1 海上风电开发潜力巨大
如果行走在江苏、浙江、广东等沿海省份的海岸线，人们常常可以见到这样的风景：一座座宛如“白色巨人”的“大风车”雄伟矗立在海天之间，点缀着波澜壮阔的海面，巨大的叶片随着海风悠然旋转。这一景象呈现的就是我国近年来高速发展的海上风电产业。
“海上风电是我国清洁能源发展的重要战略方向。”自然资源部国家海洋技术中心海域与海岛技术室工程师胡恒介绍，由于陆上电网电能传输能力有限，通过建设近海海上风电场，有望缓解陆上风电的电能长距离输配电问题。相较陆上风电而言，海上风电具有发电量高、运行稳定、不占用土地资源、不受地形地貌影响等优势。开发海上风电，可以很好地解决区域能源供需矛盾，实现能源区域自平衡。
我国近海海上风能资源丰富，估算储量约为7.5亿千瓦。根据《中国风电发展路线图2050》的相关数据，我国水深5米~50米海域内100米高度的海上风能资源可开发量约为5亿千瓦。同时，《风电发展“十三五”规划》提出，“要积极稳妥地推进海上风电建设，到2020年，全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。”
近日，全球海上风电论坛发布最新报告称，截至2019年底，全球海上风电装机总容量达27.2吉瓦，已投运的海上风电场共146个。中国新增总核准装机容量4.9吉瓦，仅次于英国9.7吉瓦、德国7.5吉瓦。在建项目装机容量（未全部投运）方面，中国以3.7吉瓦遥遥领先；荷兰排名第二，为1.5吉瓦。全球共有23个7吉瓦以上的在建海上风电项目，其中有13个项目在中国。
“十三五”以来，中国海上风电发展步伐加快，已完全进入规模化、商业化的发展阶段。在技术上，我国也已具备自主研发6兆瓦及以上的大功率风电机组的能力，基本实现了风电机组的国产化。截至2019年，我国11个沿海省市中有9个省市海上风电建设已获批，累计批复规模约7200万千瓦，重点布局分布在浙江、江苏、福建、广东等省市。
胡恒说，目前我国海上风电产业增速已赶上世界发展速度，从单个风电场规模到总装机规模都跻身世界前列。虽然现在海上风电占全球发电量比重较小，但开发潜力巨大，产业前景广阔。未来，海上风电将对沿海地区的能源转型、经济发展等产生广泛和深远的影响。
2 产业繁荣背后的隐忧
虽然目前中国海上风电正处在有史以来发展最快的时期，但过程却是一波三折。
早在2007年，我国就开始了海上风电的尝试。2008年5月，国家发改委正式核准我国首个规模化的国家级海上风电示范项目——上海东海大桥10万千瓦海上风电场一期建设。2010年9月，我国首个百万千瓦级海上风电基地在江苏如东投产发电。自此，我国海上风电事业迎来繁荣发展期。
然而，彼时对于海上风电项目的前期工作，特别是在风资源的合理开发和项目用海审批方面，我国在相关政策性文件或管理规范方面尚未完善。
自然资源部国家海洋技术中心海洋可再生能源开发利用技术室副主任崔琳介绍，当时可供行政主管部门参阅的仅有2010年初国家发布的《海上风电开发建设管理暂行办法》。该办法虽然对海上风电项目前期开发建设管理中的工作内容和流程做了相关规定，但在项目用海审批方面存在落地难、可操作性差等问题，最终导致首批海上风电特许权项目因海域使用审批周期长，迟迟不能开工建设。
为解决这一问题，我国于2011年７月发布了《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》，规定海上风电规划应符合海洋功能区划、海岛保护规划以及海洋环境保护规划。要求海上风电场建设要向深水离岸布局，这将有利于减轻海上风电场建设对海洋环境的影响，同时有利于规避行业用海矛盾。
崔琳表示，从暂行办法到实施细则，才真正确定了我国海上风电项目的前期工作程序特别是在海域使用管理方面的可操作性，从而大大加快了我国海上风电行业的发展速度，为之后海上风电成为我国可再生能源领域的“一支独秀”奠定了基础。
在稳定的政策环境下，我国海上风电发展驶入快车道。然而与此同时，产业繁荣背后暗藏的隐忧也逐渐暴露出来。
崔琳分析说，海上风电项目立体化占用海域空间资源，其实际占用或影响的海域面积通常较项目核准时要大，这样极易造成海域空间资源的破碎化，或影响其他海洋行业的用海需求，引发矛盾。
为促进海上风电持续健康发展、海域空间资源科学合理利用， 2016年11月，国家出台《关于进一步规范海上风电用海管理的意见》，要求充分发挥海洋空间规划控制性作用，优化海上风电场选址布局，集约节约利用海域和海岸线资源。
在此基础上，2016年底国家正式发布了《海上风电开发建设管理办法》，简化了项目开发建设管理程序，明确了用海标准，提出各地可根据规划自行组织海上风电开展建设。这标志着我国在海上风电项目开发建设管理方面，已理清问题所在，并向着简政放权、科学规划的方向迈出了重要的一步。
3 “抢装潮”考验自然资源管理
“十三五”以来，我国海上风电政策机制逐步完善和规范。但随着2018年自然资源部的建立，特别是在原有规划体系向新的国土空间规划和海岸带保护与利用规划过渡的背景下，海上风电规划以及用海审批如何与新规划体系衔接，如何明确海上风电开发利用范围及海域用途等，都成为亟待解决的新问题。
为此，自然资源部在2020年１月发布的《自然资源调查监测体系构建总体方案》中，将海上风能纳入自然资源（海洋资源）的调查与监测体系中，并明确了调查监测方式、评估评价手段及成果管理和应用制度，旨在进一步健全完善海上风能资源的监测与管理体系。
近年来，国家开始削减海上风电补贴额度，并明确海上风电将在2020年~2025年期间进入补贴退坡阶段，海上风电项目上马争夺逐渐白热化，甚至在2019年暴发了大规模的项目“抢装潮”。
这一轮海上风电的暴发式增长实际上源于2018年。当年5月18日，国家能源局印发通知要求，从2019年起新增核准的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。按照该通知，已核准的海上风电项目就能锁定2019年之前的每千瓦时0.85元的上网电价，这直接催生了海上风电项目“抢核准、抢上马”的浪潮。
到了2019年5月24日，国家发改委公布《关于完善风电上网电价政策的通知》，将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。2019年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。
海上风电是目前度电成本最高的可再生能源之一。公开资料显示，现在每千瓦时0.85元的标杆电价，约合每度电补贴0.4元，是陆上风电度电补贴的3倍。而陆上风电年平均利用2000小时，海上风电则可达3200小时，其利用率是陆上风电的1.6倍。这意味着，海上风电的补贴强度与陆上风电相比是近4.5倍的关系。
崔琳说，业界对于海上风电的上网电价调整早有预期。为了获得高补贴电价，开发商会保证2018年底前已核准的海上风电项目在2021年底前全容量并网，以保住0.85元的电价。对于2019年通过竞争配置获得补贴电价的海上风电项目，绝大多数开发商也会考虑在2021年底前全容量并网，确保电价落袋为安。因此海上风电抢装已成必然趋势。
“海上风电‘抢装潮’对于海上风能资源的合理有序利用以及用海管理都提出了新的要求。”崔琳认为，如何科学规范行业用海及海上风能资源开发，加强对海上风电领域的自然资源管理和国土空间用途管制，促进该产业健康有序发展，避免因“一拥而上”而带来的资源无序开发和发展失衡，都是当前摆在自然资源领域急需解决的问题。
4 “断奶”或致行业重新洗牌
随着今年1月财政部新文件的发布，国家明确从2022年开始，中央财政不再对新建海上风电项目进行补贴，鼓励地方政府自行补贴，支持本省海上风电项目建设。“这一政策的出台，将是我国海上风电行业发展过程中的一个分水岭。”在崔琳看来，目前在我国总体面临经济下行压力的趋势下，地方政府从财政中每年拿出与此前中央财政相匹配的补贴额度，存在着较大的不确定性。而且总的来看，海上风电行业补贴退坡直至平价上网是普遍的发展趋势。
崔琳认为，在这种趋势下，地方财政削减海上风电补贴额度的可能性很大，海上风电“8毛5”的补贴时代已基本一去不返。这将带来两个比较显着的后果：一是由于政策的过渡性，在2020年~2022年期间，海上风电还将继续迎来一波新的“抢装潮”，并在2021年底前到达历史性的高峰；二是随着补贴额度的锐减，海上风电行业或将重新洗牌。
可以预见，按照目前的行业技术水平，海上风电的发电成本与2022年实现的平价上网的要求差距较大，届时海上风电企业将无法盈利，甚至会严重亏损，所以能降低行业成本的新技术将会受到青睐。“此次国家硬性‘断奶’，无形中也促进了行业进步，将有助于加速技术创新、优化产业结构，实现优胜劣汰。”崔琳说。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩曾撰文表示，我国海上风电产业正值关键成长期，必须保持一定的补贴，才能维持产业的进一步发展。
胡恒也表示，由于现有海上风电项目建设成本较高，如果中央财政不再补贴，必须由地方财政开展一定时限的补贴，否则从项目投资效益和盈利角度出发，势必导致已核准或已中标的项目延迟开工，造成短期供应链偏紧等问题，上下游产业链条均将受到一定影响。
一位不愿具名的风电企业管理层人士表示，海上风电产业链长，投资回报周期长，突然完全断补可能会使行业发展从燃点降至冰点，引发产业震荡，从而导致一些在海上风电产业链布局比重过大的企业受到严重打击。
也有观点认为，海上风电不会因为平价压力骤然进入寒冬，会有一定缓冲期。但若地方补贴跟不上，整个行业发展将变得异常艰难。
为此，秦海岩建议，地方政府从2022年开始接棒补贴新增并网的海上风电项目。当年补贴强度预计约每千瓦时0.35元，此后逐年下降0.05元，直至2026年退坡为零。据他测算，这些补贴平均分摊至沿海省份，各省每年约需3.6亿元~9亿元，占广东、江苏、福建等主要沿海省份2018年财政收入（一般公共预算收入）比例最高不超过0.3%，最低仅为0.03%。
秦海岩称，通过这些补贴，可为地方政府带来每年超过500亿元的固定资产投资以及长久税收。
多位业内人士也认为，海上风电临近东部省份负荷中心，发展海上风电对当地经济具有重要意义，地方政府补贴海上风电是一笔划算的买卖。
5 推动产业高质量发展
随着补贴的“退坡”，海上风电平价时代即将提前到来。未来如何降低海上风电成本，将成为不容忽视的一道难题。
国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶在2019全国大型风能设备行业年会上表示，过去五年，中国海上风电成本下降幅度并不大，每年成本下降比例在20%左右，未来成本降低难度较大，若不能在2025年前实现平价，那中国海上风电很难扩大规模、实现自主发展。
秦海岩则用“很好、很难”四个字来形容海上风电发展前景。在他看来，目前我国海上风电仍处于起步阶段，政策体系不完善、施工和运维经验不足、软硬件配套设施还有待提高。
面对目前依然较高的海上风电开发成本，胡恒建议加强研究，降低风机单桩基础成本，增加不同结构的风机基础类型，推动输电方式调整，加快单位兆瓦的风机发电设备降本增效。
据了解，我国现有的海上风机主要采用的是固定式基础，基本都安装在浅海区域，水深在40米以内。然而，随着海上风机走向深海，水深增加将导致固定式风机建造安装费用急剧增加。上海雄程海洋工程股份有限公司研发总监尚勇志认为，要实现海上风电的平价，我国不仅需要优化基础结构设计，提高制造安装水平，还需要提高关键部件的国产化程度，提高运维智能化水平，实现效益增值。
胡恒说，美国和英国等发达国家正在通过国家层面支持海上风电领域的创新，以期引领未来行业发展。中国作为海上风电装机规模最大的国家之一，在产业进步和创新方面也不能落后，必须从政府到企业高度重视创新技术发展，从追随到引领，真正形成具有核心竞争力的高质量发展产业。
业内人士普遍认为,“十四五”期间，我国海上风电发展趋势将呈现出电价补贴“退坡”、深远海开发、海洋综合利用三大特点。
崔琳认为，我国需进一步出台相关政策，一方面促进和推动海上风电行业在补贴退坡甚至“断奶”阶段能健康有序发展，另一方面要避免企业只看短期利益、盲目上马项目而带来的资源破坏、无序开发等负面隐患。他认为应形成海上风电产业的良好生态，推动行业高度协同，从而推动行业高质量发展。
胡恒建议，海上风电开发应深水远岸布局，加强对海上风电场的输电路由统筹规划、统一建设，避免造成岸线资源和海洋空间资源开发的无序和浪费。探索海上风电与海洋牧场、石油平台等融合发展，增加海洋 空间利用效率，集约节约利用海域空间资源，加快促进海洋经济发展。
