叶片、主轴承及海缆等相关配套部件受到产能制约，海上风电施工船严重不足，400万千瓦/年的吊装能力难以满足千万千瓦的“抢装”需求，海上风电产业链整体可靠性、主要部件的国产化配套能力、整个产业链协同性都将面临“大考”。

“为在2021年底前完成全部机组并网，中国海上风电正处于热火朝天的‘抢装’。但国内海上风电施工船只存量严重不足，按照当前施工进度，大部分海上风电项目很难按时并网。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在日前举办的国际海上风电高层技术论坛上说。

随着中国海上风电电价政策最终落地，2018年获得核准的海上风电项目若能够在2021年底前完成全部机组并网，将能够获得核准时的上网电价，也就是每千瓦时0.85元。为获得高补贴电价，中国在建海上风电项目规模已超1000万千瓦。

然而，原本并不成熟的海上风电产业链却引发了业内担忧，薄弱的产业链体系或将难以支撑海上风电项目建设需要。“抢装”掀起的大浪最终是否能够平稳落地？

海上风电吊装能力严重不足

今年5月，国家发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》称，对于2018年底前核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网，执行核准时的上网电价，2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。

有数据显示，2018年11-12月全国多个省份突击核准了大量风电项目，其中广东、江苏、福建、浙江等沿海省份最为突出。这几个省份2018年底批复核准的海上风电项目总量超过25吉瓦，而这些核准未建项目预计将成为未来两年的装机主力。

然而，就目前情况来看，有限的海上施工资源正严重制约着企业的“抢装”能力。

据记者了解，海上风电项目建设通常包括基础设施建设、海上运输及施工吊装等环节，而硬件设施则包括整机、风塔、海缆等，各个环节需紧密配合，缺一不可。

秦海岩指出，中国海上风电施工吊装能力严重不足。“由于海上作业窗口期较小，即使是理想情况下，中国每年海上施工吊装能力也只有400万千瓦，远小于目前需求量。”他同时认为，广东海域因地质条件复杂，打桩难度较大，按照目前的施工水平，项目推进难度大。

部分配套部件遭遇产能制约

彭博新能源财经风电分析师汪子越指出，目前海上风电供应链上也存在一定的风险因素，叶片、主轴承及海缆等相关零部件均有可能受到产能制约。

据了解，在海上风电的总投资中，整机、风塔、海底光缆等设备投资约为50%，其中风机成本约占整体成本的33%左右，而叶片等核心部件、钢材等主要原材料则是风机制造的主要成本来源。

随着大功率机组逐渐成为中国海上风电技术发展趋势，叶片的尺寸也越来越大。方正证券发布的叶片行业研究报告显示，由于大叶片制造难度相对更大，研发时间相对更长，生产、库存也需要更大空间，目前大叶片产能短期内将难以跟上市场需求。数据显示，中材叶片作为叶片行业的龙头企业，2016年该公司叶片总产能为8.35GW，但2018年该公司年报仍显示其叶片总产能为8.35GW。

与此同时，也有业内人士指出，海上风电的“大跃进”也将大幅带动海缆等供应链相关产业发展，2019年应用于海上风电领域的海缆市场需求同比增长幅度将达到53.7%，但要形成规模、满足庞大的市场需求仍需一定时间。

产业链协同有待增强

上海电气风电集团有限公司风电工程技术研究中心主任刘琦认为，中国海上风电产业链仍不完善，整体可靠性不高、主要部件国产化配套能力不足以及产业链上协同性欠缺是目前中国海上风电产业链面临的主要问题。

在供应链存在潜在风险的背景下，秦海岩认为，对海上风电开发商来说，现在参与竞价也不失为一个可行的选择。“现在海上风电竞价项目电价上限是0.8元，希望开发商能够根据项目实际情况，多方考虑，慎重决策，如果无法在时限内完成全部项目并网，参与竞价，仍可以拿到一个不错的电价。”

另外，汪子越提醒，部分整机厂商及上游供应商对此轮抢装应持有较谨慎的态度，要通过合理发展来避免产能过剩与产品质量问题。“目前已开工项目要在2021年底前实现并网仍有可能，但对开发商、供应链以及施工单位间的配合提出了较高的要求。”