微信客服
微信公眾號
您可知道，從1991年丹麥安裝第一臺海上風機到現在的28年間，歐洲海上風電裝機總共才1850萬千瓦……
來源：微信公眾號“歐洲海上風電”ID：EU_offshore
2018年末，中國海上風電在一片慶祝核準的爆竹聲中劃上了“完美”句號，僅12月一個月全國核準總容量就超過了3000萬千瓦。這樣“大躍進”式的發展，我們真的準備好了嗎？國內大容量機組時代真的到來了嗎？讓我們先從最近幾個月吵得沸沸揚揚的中國海上風電“競標”說起……
海上風電競標為哪般？
隨著去年國家“風電518”新政頒布，廣東、福建、上海、江蘇等各省先后頒布了省內競爭配置辦法。其中廣東和福建作為國內海岸線最長和海上風能資源最豐富的兩個省，為后續省份相關政策的制定起到很大的啟示和借鑒作用。然而，相較英、德、荷等歐洲各國經過多次競標并反復修訂的競價機制，廣東和福建的辦法還著實有些不盡如人意，本號也曾進行過相關點評。
福建：大局已定！中國特色海上風電競標，統統“八毛三”！
廣東：深度評（吐）析（槽）全國首個海上風電競標辦法！
不得不說中國經濟第一大省的這波節奏帶得太好，引得大家紛紛效仿，充分展現了自古以來“上有政策下有對策”的聰明才智。但正所謂司馬昭之心路人皆知，更何況是最終為這波節奏埋單的政策制定者呢（能源局和財政部）？懸在頭頂的達摩克利斯之劍早已若隱若現，“085”這趟末班車或許并不能把所有上車的人都帶到他們期望的終點。
正如現在業內傳聞的“年后算賬”那樣，若“上面”當真向那些突擊核準的項目出手，令其必須參與后續競爭配置的話，那新年伊始海上風電行業將迎來一盆冷水。或許有人會認為這對尚處于起步階段的國內海上風電行業是沉重的打擊，但筆者認為情況可能恰恰相反，這應該是國內海上風電行業從野蠻生長到健康有序發展的關鍵轉折，是將競爭配置拉回正途、將行業帶回理性的必要舉措。
國家一方面在號召大力發展海上風電，另一方面又想通過“競標”政策減少補貼強度，這本身就是比較矛盾和難以調和的兩種導向，所以各省在制定省內競標政策時也不得不權衡到底要往哪一個方向靠。而大多數省份在面對這個問題時，出于發展本省經濟、增加稅收和就業的想法，往往都會傾向于前者，這就導致各省接連生出一個個披著“競標”外衣的怪胎：強調省內業績，人為縮小競爭范圍的地方保護主義；一味追求大容量機組，脫離項目本身的開發條件；在競爭環境下創造新的標桿電價——“八毛三”機制……在這種種有意或無意而為之的定制后，我們得到的競爭配置辦法不論是在條款合理性、程序完整性，還是對競標最終目的的把握上都產生了偏差，以至于競價不像競價，標桿不像標桿的，能核準的都已經核準了，仔細算下來，未來十年內估計都用不到這些如同“雞肋”的競標辦法。
值得欣慰的是，在最近公布的“江蘇省風電項目競爭配置暫行辦法（征求意見稿）”和“江蘇省未確定投資主體風電項目競爭配置暫行辦法（征求意見稿）”中，筆者似乎看到了些許回歸競標本質的影子。
首先，對已明確投資主體的項目，適用的競爭配置辦法分為技術評選和電價比選兩個階段，技術評選將作為準入門檻，在項目通過技術評審后方對其投標電價進行排序，并最終直接根據電價排序和全省年度新增（核準）建設規模，分配開發容量。若投標電價相同時，才通過技術評分進行排序。
其次，對未明確投資主體的項目，則通過綜合打分方式，當得分相同時以電價較低者獲得分配容量。電價得分在總分中占比也為40%，但相較“八毛三”機制來說，并沒有設置斷崖式下降的“電價臨界點”。當較標桿電價下降0.03元/千瓦時（含）以內時，每0.001元/千瓦時得1分；當較標桿電價下降0.03元/千瓦以上時（以上部分），每0.001元/千瓦時得0.5分。
在筆者看來，海上風電競爭配置的本質應當是通過充分、有效競爭來促進技術進步、行業發展，從而降低度電成本、減少補貼依賴度，并最終達到技術成熟、平價上網的目的，這才是最終、最核心的目標。但目前國內海上風電產業鏈成熟度、標準規范的完善度、勞動力水平還不足以支撐無補貼的項目開發，所以當地政府為了鼓勵開發商投資和建設熱情，就出現了這么一波趕在競標政策出臺前的核準大潮！
中國海上風電如何理性發展？
面對如何理性發展國內海上風電的問題，筆者認為政府和企業都應該重新定位和思考。一方面，中國為了完成能源轉型和二氧化碳減排承諾，積極倡導前景更加廣闊的海上風電是順應時代潮流和趨勢的，應該堅定不移地貫徹下去。另一方面，在具體實施過程中，如同陸上風電政策一樣，應該在行業的初始階段給予一定的補貼，并設置退坡機制降低補貼強度。一上來就實行競標勢必會形成開發商的寡頭壟斷，倒逼產業鏈壓縮利潤空間，給剛剛起步的國內海上風電中上游企業帶來沉重打擊，并會伴隨出現大量的安全和質量事故。
歐洲英、德、荷等國海上風電發展也是經歷了多年的固定電價補貼政策才過渡到競標方式。開發商也從百花齊放到最后的幾大巨頭壟斷，這是市場發展的必然規律。
作為供應鏈企業和開發商來講，也要看到海上風電電價下降的必然趨勢，躺著就能賺錢的時代一去不復返了。打鐵還需自身硬，要苦練內功，提高產品質量和管理水平，隨著技術創新和行業不斷進步，逐步壓縮成本，用平和的心態迎接競價時代的到來。到時候能不能成為各個分支行業的寡頭就看自己的水平和能力如何了。
中國海上整機商該何去何從？
提到行業的理性發展，我們以海上風電最關鍵的設備——海上風機為例，來談談應該如何發展。這就不得不回到我們開篇提到的廣東和福建“競標”辦法了。其中一個被廣泛詬病的競標打分條款便是對“最小單機容量”的非理性引導！雖然文件中沒有說不允許使用小容量機組，但3、4分的評分差距讓哪一個開發商也不可能視而不見。如果說前面廣東出臺的單機容量達到5MW還勉強能被市場所接受，那福建省直接提高到8MW又暗藏哪些玄機呢？相信業內人士都心中有數了。
真的越大越好？
風機越做越大的確是行業無法阻擋的趨勢，要想提高發電量和降低造價，加長葉片、提高輪轂高度以及伴隨的單機容量增加是從風機設計角度最直接的方式，可靠的大容量機組可以明顯降低平準化度電成本，但大容量機組的研發和制造更加復雜，也面臨著諸多挑戰。
首先，更大容量的機組對葉片、輪轂、塔筒、發電機、變流器等機械和電氣系統提出了更高的要求。生產制造企業需要找到更合適的設計方案和材料來滿足零部件在更高風速下、更大強度下的長期運轉。以葉片為例，更長的葉片意味著更大的柔性，更易彎曲，勢必要求更復雜的工藝來保持一定的葉片韌性，以免碰觸塔筒造成事故。鑒衡認證中心一位專家表示，一個成熟的葉片需完成疲勞試驗、撓曲變形、剛度分布、應變分布、阻尼、振型、質量分布、蠕變等測量以及其他非破壞性試驗，才能保證25年期生命期內的運行可靠性。
其次，更大重量和更大尺寸的風機對基礎的設計也提出了更高的要求，需要更可靠和牢固的基礎來支撐上部設備。
最后，配套的安裝船和運輸船以及起重設備都需要同步開發和投入使用，這對造船行業和起重行業也提出了全新的挑戰。
一旦選用了不成熟和不可靠的大容量機組，風場投運后出現頻繁的停機和維護，高昂的運維成本和巨大的發電量損失是哪一家開發商都不愿也不能承受的。
風機可靠性是第一要素！
歐洲某調查機構通過走訪風電開發商，詢問對風機選型所考慮因素的排名，有36%的受訪者選擇了“可靠性”，占所有選擇標準的第一位。而可靠性是多年的行業深耕、研發投入、運行業績、品牌聲譽和服務質量作為背書的。
西門子歌美颯的一位技術專家指出，從開發商的角度來看，投運后萬一出現故障，即使不是批量故障，一旦動用海上自升式平臺船也是上千萬元的運維費用支出，與陸上風電一次五十萬的支出相比，令人咋舌。“目前中國海上風電市場太急躁了，一個產品出來恨不得馬上推向市場，急于下海必然隱患無窮。這些大兆瓦機型一般在并網第一年、第二年不會有問題，但隨后很多細節上，例如涂層和防腐問題會逐漸暴露，沒有經驗和可靠性支撐，后果無法想象。”
而從對發電量的影響考慮，一臺8MW風機停機相當于兩臺4MW風機停機的發電量損失，如果遇到惡劣天氣無法出海維修，損失更是慘重。試問在其它方面都符合風場條件的情況下，一個剛剛推出不久沒有任何平臺經驗的大容量機組和一個經過多年運行考驗的中等容量機組，你會選擇哪一個？
風機和場址的適應性是保障
風機選型的本質在于機型與風況的適合度，中國的海上風機選型當然要遵循這樣的商業邏輯。據不完全統計，中國離岸70km以內的海域，除福建中南部、廣東東部以外，年平均風速均在8m/s以下，而且在中國北有海冰、南有臺風、地質條件復雜（淤泥、巖石）、施工設備相對滯后的背景下，雖然大兆瓦是發展的趨勢，但不能一概而論、急于求成。技術需要時間和實踐的驗證，投資建設風險明顯高于陸上的海上大兆瓦風機尤其如此。這就不難理解為什么歐洲不斷有4MW、6MW、7MW、8MW海上機型樣機出產或供需交易的信息——不斷地實踐、驗證大兆瓦機型與海域風況的適合度。
標桿西門子歌美颯——不積跬步，無以至千里
以海上風電整機領域的標桿——西門子歌美颯為例，自從1991年在丹麥Vindeby海上風場豎立起全球第一臺海上風機開始，他們從未停止在海上風電整機領域深耕的腳步。從陸上帶齒輪箱機組到海上帶齒輪箱機組，再從陸上直驅機組到海上直驅機組，西門子每個風機平臺背后都經歷了嚴苛的“三步走”——不斷改進的設計、質控嚴格的零部件供應以及精益求精的生產組裝。
1995年推出600kW平臺，相對于第一臺450kW機組，在主軸、齒輪箱、冷卻系統方面都做了優化和改進；1996年開發出首個兆瓦級機組平臺，包括1.3MW、2MW、2.3MW機組，由于采用變槳變速技術，對電網更加友好；在1999年推出的G2平臺中，產品在海上防雷保護和可維護性方面有了質的提高。
2004年是關鍵之年，西門子率先引入了行業內第一個海上風電測試系統，包括材料測試、零部件測試、模塊測試，最后到整機型式測試。此外，西門子開發出第一款專門針對海洋環境的風機SWT-3.6-107，它也是迄今為止全球安裝最多的海上風機平臺。2007年之后，該型號逐步被SWT-3.6-120取代。而2014年推出的SWT-4.0-130被市場認可，當時世界上最大的海上風場之一荷蘭Gemini就采用了該機型。
但從2008年開始，西門子就開始關注并研發直驅風機技術，并在2009年安裝了第一臺陸上直驅風機，隨后2011年投產第一臺海上直驅風機SWT-6.0，它汲取了陸上直驅風機和海上帶齒輪箱風機的運行經驗，大大減輕主機重量，并在腐蝕保護上有了進一步提高。2015年，SWT-7.0-154機型重磅推出，比之前機型提高了10%的發電量，受到開發商的追捧。目前西門子歌美颯推出的最大單機容量是SWT-8.0-154，這在7MW版本基礎上又提高了10%的發電量。就在今年1月，西門子剛剛發布了史上首個10MW以上機組——SG 10.0-193 DD，并將在2022年實現商業化應用。
回顧西門子海上風電業務的發展軌跡，18年的積累，可謂一步一個腳印，用時間和經驗為風機的可靠性背書，贏得的是開發商對產品的信賴。
遠景啟示錄——積土成山，積水成淵
彭博新能源財經剛剛發布的2018年全球風電整機制造商市場份額排名顯示，2018年，遠景能源海上風電新增裝機0.4GW，排名全球第四、中國第二，在國內僅次于上海電氣的0.72GW。
從2010年在中國江蘇參與中國首個海上示范風場開始，遠景能源開啟了海上風電之路。
經過耗時三年對歐洲海上風電失效案例的深入調研和分析，同時結合中國海上風電環境特點，2013年遠景能源在江蘇樹立了中國第一臺海上4MW智能風機，經過持續優化改進在2015年演變為EN-136/4.2。2017年基于同一平臺推出EN-148/4.5，得到了中國海上風電市場的廣泛認可。
同一平臺同一兆瓦等級，遠景能源深耕10年，對海上風電可靠性的重視程度可見一斑。
自2013年樹立首臺樣機至今，遠景能源4MW海上風機累計交付超過800MW，運行時間超過6年。極致可靠性、高度智能化和超低度電成本是遠景能源持續踐行的海上風電準則。
2018年12月20日，國內離岸距離最遠的海上風電項目——國電投上海電力大豐H3#300MW海上風場實現全容量并網，創造了從首臺風機吊裝到整場并網用時202天的行業最快記錄，再次驗證了遠景海上4MW風機平臺成熟可靠的供應鏈和高效柔性的交付能力。
2018年，中國海上風電新增裝機容量1.7GW，累計達到4.5GW。從省區海上風電規劃看，中國海上風電已進入快速發展期，但能否理性穩健前行依然是中國海上風電的重要課題。海上風機不在于多大功率，而在于經濟性和安全可靠性交付，不能把海上風機的交付風險埋進項目的全生命周期。也正因此，供應鏈建設和完善是當下中國海上風電要解決的最大挑戰。
國內海上風電的發展具有后發優勢，還可以借鑒國外大功率風機的經驗，但自身積累不可或缺，理性和驗證仍然是中國海上風電未來幾年的關鍵詞。目前的供應鏈能不能支持更大兆瓦海上風機交付，即便通過努力能交付，但究竟有多大風險仍屬未知。
以海上大兆瓦鑄件產能現狀為例，由于單件重量都在25至50噸，8至10MW單件達到70噸以上，對廠房結構和行車起重能力要求非常高。目前，國內能夠批量做4MW產品的鑄造車間屈指可數，能夠批量做5.5MW鑄件以上的供應商更少。受制于廠房結構，大部分鑄造廠短期內難以通過簡單改造來擴充鑄造產能，只能等待新投資海上鑄造基地的投產，預計到2019年底，大兆瓦產品鑄造產能瓶頸才可得以改善。此外，鑄件的加工工藝對機床要求很高，而目前的加工設備難以加工更大兆瓦產品，即便加快大型加工設備的采購和安裝，通常也需要1年時間，并且單臺設備投資至少在1000萬人民幣以上，這也制約鑄件產品產能因素。這只是鑄件，其他大部件的可靠性交付呢？
市場熱是好事，但要牢記陸上風電的經驗，不能因為搶市場搶資源就把沒有經過實際運行驗證的風機豎立在海上。
未來已來，競價時代的您準備好了嗎？
來源：微信公眾號“歐洲海上風電”ID：EU_offshore
2018年末，中國海上風電在一片慶祝核準的爆竹聲中劃上了“完美”句號，僅12月一個月全國核準總容量就超過了3000萬千瓦。這樣“大躍進”式的發展，我們真的準備好了嗎？國內大容量機組時代真的到來了嗎？讓我們先從最近幾個月吵得沸沸揚揚的中國海上風電“競標”說起……
海上風電競標為哪般？
隨著去年國家“風電518”新政頒布，廣東、福建、上海、江蘇等各省先后頒布了省內競爭配置辦法。其中廣東和福建作為國內海岸線最長和海上風能資源最豐富的兩個省，為后續省份相關政策的制定起到很大的啟示和借鑒作用。然而，相較英、德、荷等歐洲各國經過多次競標并反復修訂的競價機制，廣東和福建的辦法還著實有些不盡如人意，本號也曾進行過相關點評。
福建：大局已定！中國特色海上風電競標，統統“八毛三”！
廣東：深度評（吐）析（槽）全國首個海上風電競標辦法！
不得不說中國經濟第一大省的這波節奏帶得太好，引得大家紛紛效仿，充分展現了自古以來“上有政策下有對策”的聰明才智。但正所謂司馬昭之心路人皆知，更何況是最終為這波節奏埋單的政策制定者呢（能源局和財政部）？懸在頭頂的達摩克利斯之劍早已若隱若現，“085”這趟末班車或許并不能把所有上車的人都帶到他們期望的終點。
正如現在業內傳聞的“年后算賬”那樣，若“上面”當真向那些突擊核準的項目出手，令其必須參與后續競爭配置的話，那新年伊始海上風電行業將迎來一盆冷水。或許有人會認為這對尚處于起步階段的國內海上風電行業是沉重的打擊，但筆者認為情況可能恰恰相反，這應該是國內海上風電行業從野蠻生長到健康有序發展的關鍵轉折，是將競爭配置拉回正途、將行業帶回理性的必要舉措。
國家一方面在號召大力發展海上風電，另一方面又想通過“競標”政策減少補貼強度，這本身就是比較矛盾和難以調和的兩種導向，所以各省在制定省內競標政策時也不得不權衡到底要往哪一個方向靠。而大多數省份在面對這個問題時，出于發展本省經濟、增加稅收和就業的想法，往往都會傾向于前者，這就導致各省接連生出一個個披著“競標”外衣的怪胎：強調省內業績，人為縮小競爭范圍的地方保護主義；一味追求大容量機組，脫離項目本身的開發條件；在競爭環境下創造新的標桿電價——“八毛三”機制……在這種種有意或無意而為之的定制后，我們得到的競爭配置辦法不論是在條款合理性、程序完整性，還是對競標最終目的的把握上都產生了偏差，以至于競價不像競價，標桿不像標桿的，能核準的都已經核準了，仔細算下來，未來十年內估計都用不到這些如同“雞肋”的競標辦法。
值得欣慰的是，在最近公布的“江蘇省風電項目競爭配置暫行辦法（征求意見稿）”和“江蘇省未確定投資主體風電項目競爭配置暫行辦法（征求意見稿）”中，筆者似乎看到了些許回歸競標本質的影子。
首先，對已明確投資主體的項目，適用的競爭配置辦法分為技術評選和電價比選兩個階段，技術評選將作為準入門檻，在項目通過技術評審后方對其投標電價進行排序，并最終直接根據電價排序和全省年度新增（核準）建設規模，分配開發容量。若投標電價相同時，才通過技術評分進行排序。
其次，對未明確投資主體的項目，則通過綜合打分方式，當得分相同時以電價較低者獲得分配容量。電價得分在總分中占比也為40%，但相較“八毛三”機制來說，并沒有設置斷崖式下降的“電價臨界點”。當較標桿電價下降0.03元/千瓦時（含）以內時，每0.001元/千瓦時得1分；當較標桿電價下降0.03元/千瓦以上時（以上部分），每0.001元/千瓦時得0.5分。
在筆者看來，海上風電競爭配置的本質應當是通過充分、有效競爭來促進技術進步、行業發展，從而降低度電成本、減少補貼依賴度，并最終達到技術成熟、平價上網的目的，這才是最終、最核心的目標。但目前國內海上風電產業鏈成熟度、標準規范的完善度、勞動力水平還不足以支撐無補貼的項目開發，所以當地政府為了鼓勵開發商投資和建設熱情，就出現了這么一波趕在競標政策出臺前的核準大潮！
中國海上風電如何理性發展？
面對如何理性發展國內海上風電的問題，筆者認為政府和企業都應該重新定位和思考。一方面，中國為了完成能源轉型和二氧化碳減排承諾，積極倡導前景更加廣闊的海上風電是順應時代潮流和趨勢的，應該堅定不移地貫徹下去。另一方面，在具體實施過程中，如同陸上風電政策一樣，應該在行業的初始階段給予一定的補貼，并設置退坡機制降低補貼強度。一上來就實行競標勢必會形成開發商的寡頭壟斷，倒逼產業鏈壓縮利潤空間，給剛剛起步的國內海上風電中上游企業帶來沉重打擊，并會伴隨出現大量的安全和質量事故。
歐洲英、德、荷等國海上風電發展也是經歷了多年的固定電價補貼政策才過渡到競標方式。開發商也從百花齊放到最后的幾大巨頭壟斷，這是市場發展的必然規律。
作為供應鏈企業和開發商來講，也要看到海上風電電價下降的必然趨勢，躺著就能賺錢的時代一去不復返了。打鐵還需自身硬，要苦練內功，提高產品質量和管理水平，隨著技術創新和行業不斷進步，逐步壓縮成本，用平和的心態迎接競價時代的到來。到時候能不能成為各個分支行業的寡頭就看自己的水平和能力如何了。
中國海上整機商該何去何從？
提到行業的理性發展，我們以海上風電最關鍵的設備——海上風機為例，來談談應該如何發展。這就不得不回到我們開篇提到的廣東和福建“競標”辦法了。其中一個被廣泛詬病的競標打分條款便是對“最小單機容量”的非理性引導！雖然文件中沒有說不允許使用小容量機組，但3、4分的評分差距讓哪一個開發商也不可能視而不見。如果說前面廣東出臺的單機容量達到5MW還勉強能被市場所接受，那福建省直接提高到8MW又暗藏哪些玄機呢？相信業內人士都心中有數了。
真的越大越好？
風機越做越大的確是行業無法阻擋的趨勢，要想提高發電量和降低造價，加長葉片、提高輪轂高度以及伴隨的單機容量增加是從風機設計角度最直接的方式，可靠的大容量機組可以明顯降低平準化度電成本，但大容量機組的研發和制造更加復雜，也面臨著諸多挑戰。
首先，更大容量的機組對葉片、輪轂、塔筒、發電機、變流器等機械和電氣系統提出了更高的要求。生產制造企業需要找到更合適的設計方案和材料來滿足零部件在更高風速下、更大強度下的長期運轉。以葉片為例，更長的葉片意味著更大的柔性，更易彎曲，勢必要求更復雜的工藝來保持一定的葉片韌性，以免碰觸塔筒造成事故。鑒衡認證中心一位專家表示，一個成熟的葉片需完成疲勞試驗、撓曲變形、剛度分布、應變分布、阻尼、振型、質量分布、蠕變等測量以及其他非破壞性試驗，才能保證25年期生命期內的運行可靠性。
其次，更大重量和更大尺寸的風機對基礎的設計也提出了更高的要求，需要更可靠和牢固的基礎來支撐上部設備。
最后，配套的安裝船和運輸船以及起重設備都需要同步開發和投入使用，這對造船行業和起重行業也提出了全新的挑戰。
一旦選用了不成熟和不可靠的大容量機組，風場投運后出現頻繁的停機和維護，高昂的運維成本和巨大的發電量損失是哪一家開發商都不愿也不能承受的。
風機可靠性是第一要素！
歐洲某調查機構通過走訪風電開發商，詢問對風機選型所考慮因素的排名，有36%的受訪者選擇了“可靠性”，占所有選擇標準的第一位。而可靠性是多年的行業深耕、研發投入、運行業績、品牌聲譽和服務質量作為背書的。
西門子歌美颯的一位技術專家指出，從開發商的角度來看，投運后萬一出現故障，即使不是批量故障，一旦動用海上自升式平臺船也是上千萬元的運維費用支出，與陸上風電一次五十萬的支出相比，令人咋舌。“目前中國海上風電市場太急躁了，一個產品出來恨不得馬上推向市場，急于下海必然隱患無窮。這些大兆瓦機型一般在并網第一年、第二年不會有問題，但隨后很多細節上，例如涂層和防腐問題會逐漸暴露，沒有經驗和可靠性支撐，后果無法想象。”
而從對發電量的影響考慮，一臺8MW風機停機相當于兩臺4MW風機停機的發電量損失，如果遇到惡劣天氣無法出海維修，損失更是慘重。試問在其它方面都符合風場條件的情況下，一個剛剛推出不久沒有任何平臺經驗的大容量機組和一個經過多年運行考驗的中等容量機組，你會選擇哪一個？
風機和場址的適應性是保障
風機選型的本質在于機型與風況的適合度，中國的海上風機選型當然要遵循這樣的商業邏輯。據不完全統計，中國離岸70km以內的海域，除福建中南部、廣東東部以外，年平均風速均在8m/s以下，而且在中國北有海冰、南有臺風、地質條件復雜（淤泥、巖石）、施工設備相對滯后的背景下，雖然大兆瓦是發展的趨勢，但不能一概而論、急于求成。技術需要時間和實踐的驗證，投資建設風險明顯高于陸上的海上大兆瓦風機尤其如此。這就不難理解為什么歐洲不斷有4MW、6MW、7MW、8MW海上機型樣機出產或供需交易的信息——不斷地實踐、驗證大兆瓦機型與海域風況的適合度。
標桿西門子歌美颯——不積跬步，無以至千里
以海上風電整機領域的標桿——西門子歌美颯為例，自從1991年在丹麥Vindeby海上風場豎立起全球第一臺海上風機開始，他們從未停止在海上風電整機領域深耕的腳步。從陸上帶齒輪箱機組到海上帶齒輪箱機組，再從陸上直驅機組到海上直驅機組，西門子每個風機平臺背后都經歷了嚴苛的“三步走”——不斷改進的設計、質控嚴格的零部件供應以及精益求精的生產組裝。
1995年推出600kW平臺，相對于第一臺450kW機組，在主軸、齒輪箱、冷卻系統方面都做了優化和改進；1996年開發出首個兆瓦級機組平臺，包括1.3MW、2MW、2.3MW機組，由于采用變槳變速技術，對電網更加友好；在1999年推出的G2平臺中，產品在海上防雷保護和可維護性方面有了質的提高。
2004年是關鍵之年，西門子率先引入了行業內第一個海上風電測試系統，包括材料測試、零部件測試、模塊測試，最后到整機型式測試。此外，西門子開發出第一款專門針對海洋環境的風機SWT-3.6-107，它也是迄今為止全球安裝最多的海上風機平臺。2007年之后，該型號逐步被SWT-3.6-120取代。而2014年推出的SWT-4.0-130被市場認可，當時世界上最大的海上風場之一荷蘭Gemini就采用了該機型。
但從2008年開始，西門子就開始關注并研發直驅風機技術，并在2009年安裝了第一臺陸上直驅風機，隨后2011年投產第一臺海上直驅風機SWT-6.0，它汲取了陸上直驅風機和海上帶齒輪箱風機的運行經驗，大大減輕主機重量，并在腐蝕保護上有了進一步提高。2015年，SWT-7.0-154機型重磅推出，比之前機型提高了10%的發電量，受到開發商的追捧。目前西門子歌美颯推出的最大單機容量是SWT-8.0-154，這在7MW版本基礎上又提高了10%的發電量。就在今年1月，西門子剛剛發布了史上首個10MW以上機組——SG 10.0-193 DD，并將在2022年實現商業化應用。
回顧西門子海上風電業務的發展軌跡，18年的積累，可謂一步一個腳印，用時間和經驗為風機的可靠性背書，贏得的是開發商對產品的信賴。
遠景啟示錄——積土成山，積水成淵
彭博新能源財經剛剛發布的2018年全球風電整機制造商市場份額排名顯示，2018年，遠景能源海上風電新增裝機0.4GW，排名全球第四、中國第二，在國內僅次于上海電氣的0.72GW。
從2010年在中國江蘇參與中國首個海上示范風場開始，遠景能源開啟了海上風電之路。
經過耗時三年對歐洲海上風電失效案例的深入調研和分析，同時結合中國海上風電環境特點，2013年遠景能源在江蘇樹立了中國第一臺海上4MW智能風機，經過持續優化改進在2015年演變為EN-136/4.2。2017年基于同一平臺推出EN-148/4.5，得到了中國海上風電市場的廣泛認可。
同一平臺同一兆瓦等級，遠景能源深耕10年，對海上風電可靠性的重視程度可見一斑。
自2013年樹立首臺樣機至今，遠景能源4MW海上風機累計交付超過800MW，運行時間超過6年。極致可靠性、高度智能化和超低度電成本是遠景能源持續踐行的海上風電準則。
2018年12月20日，國內離岸距離最遠的海上風電項目——國電投上海電力大豐H3#300MW海上風場實現全容量并網，創造了從首臺風機吊裝到整場并網用時202天的行業最快記錄，再次驗證了遠景海上4MW風機平臺成熟可靠的供應鏈和高效柔性的交付能力。
2018年，中國海上風電新增裝機容量1.7GW，累計達到4.5GW。從省區海上風電規劃看，中國海上風電已進入快速發展期，但能否理性穩健前行依然是中國海上風電的重要課題。海上風機不在于多大功率，而在于經濟性和安全可靠性交付，不能把海上風機的交付風險埋進項目的全生命周期。也正因此，供應鏈建設和完善是當下中國海上風電要解決的最大挑戰。
國內海上風電的發展具有后發優勢，還可以借鑒國外大功率風機的經驗，但自身積累不可或缺，理性和驗證仍然是中國海上風電未來幾年的關鍵詞。目前的供應鏈能不能支持更大兆瓦海上風機交付，即便通過努力能交付，但究竟有多大風險仍屬未知。
以海上大兆瓦鑄件產能現狀為例，由于單件重量都在25至50噸，8至10MW單件達到70噸以上，對廠房結構和行車起重能力要求非常高。目前，國內能夠批量做4MW產品的鑄造車間屈指可數，能夠批量做5.5MW鑄件以上的供應商更少。受制于廠房結構，大部分鑄造廠短期內難以通過簡單改造來擴充鑄造產能，只能等待新投資海上鑄造基地的投產，預計到2019年底，大兆瓦產品鑄造產能瓶頸才可得以改善。此外，鑄件的加工工藝對機床要求很高，而目前的加工設備難以加工更大兆瓦產品，即便加快大型加工設備的采購和安裝，通常也需要1年時間，并且單臺設備投資至少在1000萬人民幣以上，這也制約鑄件產品產能因素。這只是鑄件，其他大部件的可靠性交付呢？
市場熱是好事，但要牢記陸上風電的經驗，不能因為搶市場搶資源就把沒有經過實際運行驗證的風機豎立在海上。
未來已來，競價時代的您準備好了嗎？
0 條