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伴随陆上风电“抢装”临近尾声，海上风电“抢装”和海上风机交付的问题进一步凸显。与此同时，明年陆上风机交付需求下降，今年建立起来的冗余陆上供应链，同样希望转移到海上市场。在此背景下，让陆上风机“下海”，用陆上风机交付海上项目，成为一种备选方案。
然而，一边是要赶在明年底前并网，抢到补贴电价，一边是要承受陆上风机“下海”所带来的潜在未知风险。在潜在风险与电价收益的天平上，部分企业陷入两难的抉择。
海上风机需求缺口大
记者日前了解到，在某海上风电项目竞争性配置中，要求风电机组平均单机容量不低于4兆瓦，而其中一个正在推进的方案是，用陆上风机代替海上风机，进行项目测算。
一位项目知情人士说，虽然项目还没开始招标，仅处于前期工作阶段，但在主机厂的极力推动和开发商的“抢装”心态下，这一方案有可能变为现实。
根据《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）和《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）等文件精神，完成核准（备案）的海上风电项目如不能在2021年底前全容量并网，将无法享受当初核准的电价，2022年后，海上风电的国家财政补贴将完全取消。
“抢电价”直接导致了“抢风机”。据粗略统计，目前，国内累计核准的海上风电项目约4000万千瓦，各省在建海上风电容量约2000万千瓦，而国内整机商的海上风机交付能力不超过1000万千瓦。伴随陆上风电“抢装”先于海上风电“抢装”结束，陆上风机的巨大产能将释放出来。由此，通过陆上风机下海，应对海上交付难题，先保住海上补贴电价成为一种选择。
多位开发企业相关负责人表示，当前，海上风电项目如期并网的“卡脖子”因素主要是两个：一是风机能否按时交付；二是施工吊装能力是否充足。而按时交付风机则是一切的前提。
“特别是在当前新冠肺炎疫情全球蔓延的背景下，供应链对于国内风机制造的影响还未完全显现出来，‘抢风机’的态势将进一步加剧。在这种状况下，开发商会做出妥协，寻求替代方案，但也会评估风险，权衡利弊。”一位业内人士称。
陆上风机“下海”方案应运而生
“海上风电风险大，运维成本高，如果陆上风机直接下海，肯定不能接受。但是如果陆上风机经过改造，具备了海上风机的可靠性，可以进一步商榷。”某大型国企风电开发业务相关负责人表示，“能不能采用陆上风机下海方案，关键要看其性能、安全性、可靠性和运维成本。”
针对开发商的疑虑，有整机商透露，具备将陆上风机改造成海上风机的能力。技术改造大约需要半年时间，但不包括测试验证的周期。至于改造成本和如何改造，则属于公司商业秘密。
该整机商相关人士表示，是坚持采用海上风机，还是接受陆上风机“下海”先保电价，最终由开发商权衡决定。但如果采用陆上风机“下海”方案，一定要选择靠谱的整机厂家。
中国海洋工程咨询协会海上风电分会秘书长、金风科技总工程师翟恩地表示，一般来说，厂商不会让陆上风机直接“下海”，如果厂商这样做，即使后续维修或替换的费用低于电价差所带来的收益，也有损商业信誉和商业道德。
翟恩地介绍说，陆上机组与海上机组的区别在于环境适应性，如做了海上环境适应性改造或选配，那就变成了海上机组，只是容量与陆上机组不一样而已。从技术上讲，改配到位就是海上机组，但成本、改配设计时间需要增加；如果改配不到位，就不是真正意义上的海上机组。
陆、海风机设计理念完全不同
上海电气参与了中国半数以上的海上风电项目建设。上海电气风电集团首席数字官、技术总经理康鹏举对记者表示，以多年建设经验来看，陆上风机“下海”存在机组可靠性和运维成本两方面风险。陆上风机“下海”需要做全面的安全复核和技术升级，并非只是简单增加防腐措施。海上风机和陆上风机是按不同的设计理念和标准规范开发的，他们最大的差别是机组的运行环境以及后期运维的可达性。
“海上机组运维的可达性差，要求机组在设计之初必须考虑部件和系统方案的可靠性、以及备品备件和易耗品的维护周期，降低海上机组的维护频次及故障发生概率。海上风电场建设由于海域不同，导致其安装窗口期不同，安装窗口期对海上风电场的建设周期影响巨大，所以，海上风机在设计之初就考虑将安装调试工作量降到最低，如电气系统在陆上需要完成机舱发电机及轮毂的调试工作，或者以单叶片吊装方式提高吊装风速来增加安装窗口期等。”康鹏举说。
一位拥有丰富海上项目经验的设计院工程师回复记者：“决不支持陆上风机下海。”他认为，陆上风机与海上风机在设计要求上存在本质差别。
另一位来自设计院的相关技术负责人表示，陆上机组做海上环境适宜性改造或选配下海，并不能真正规避陆上风机“下海”的风险，因为陆、海机型的不同是从设计源头开始的。
该技术负责人表示，与陆上风机运行环境相比，海上机型须达到更高的防腐、防雷、抗台风等级和标准，应具备更高的海况环境适应性。除了针对性提高各零部件自身防腐等级外，更重要的是，要通过整机设计协同提高风机在复杂运行环境的适应性，从而保障海上风机的安全稳定运行。
“海上风机的运行可达性是通过更高的设计安全余量来实现的。海上风机设计通常会有5%至10%的安全系数余量。以叶根螺栓连接、主轴轮毂螺栓连接设计为例，相较陆上风机，海上风机的连接设计会提升10%的安全余量，并通过更精准的拉伸法螺栓连接工艺设计，来保障风机全生命周期的连接性可靠。”上述技术负责人表示。
远景能源海上风电项目负责人谢德奎认为，相较于陆上风电，海上风电需要更高的安全质量可靠性，海上风机必须在海上风机供应路径中来实现。
改造风险暂无法完全消除
福建新能相关技术人士告诉记者，海上风机单机容量较大，陆上风机单机容量较小。除了要过技术改造这关外，用陆上风机“下海”，单机容量还必须符合项目核准时的技术要求。
“陆上风机功率小，用于海上风电项目将需要更多桩基，经济性差。”中国海装研究院院长韩花丽认为，陆上风机“下海”即使符合项目核准的技术要求，也并不是理想的选择。
另外，据介绍，海上风机设计寿命比陆上风机多出5年时间。就风况来说，海上平均风速普遍高于陆上，这意味着海上风机更要具备较高的抗疲劳性和载荷能力。如果陆上风机“下海”运行，疲劳强度不足，会缩短风机的使用寿命。有业内人士担心，陆上风机“下海”方案会成为让投资收益损失的“大坑”。
康鹏举表示，改配陆上风机适应海上需要，主要依靠对海上风机的深刻理解和成熟经验，能够针对海上应用场景的特殊需求在陆上风机中进行优化升级，同时适度增加安全冗余、提高可靠性。如果非要陆上风机“下海”，前提是完全消除这些风险。
然而，据了解，现阶段，还没有一家整机商敢承诺能完全消除上述风险。
“如果开发商知道陆上机型没有经过充分重新设计和改配，达到海上机型环境适应性要求，仅仅为了保电价而采用，作为工程师，我不赞成。”翟恩地表示。
据了解，海上风机从设计源头上采用了更高的可靠性标准，以规避风机失效造成的经济损失，同时最大化降低项目运维成本。测算显示，假设一个海上风场项目的IRR(内部收益率)理论上为12%，增加5次故障就会使其跌至11%，一次批量故障将会使其跌至7%。
