如何“闖關”？當前業(yè)內的最強音是：首先爭取將“關口”后移，贏得更多準備時間。其一，呼吁國家將享受2018年度補貼標準的海上風電項目并網(wǎng)期限，由2021年年末延后半年至一年。其二，一旦國補政策2022年退出，建議蘇粵閩浙等開發(fā)大省出臺2022-2025年海上風電地方補貼政策，作為平價上網(wǎng)之前的過渡；補貼電價逐年下調，至2025年降至0.5-0.55元/千瓦時。
01 “關口”能否后移？
今年兩會期間，華能集團舒印彪、金風科技武鋼、明陽智能張傳衛(wèi)等諸多業(yè)內巨頭均有相關提案。中國可再生能源學會風電專委會秘書長秦海巖分析道：假如按每年新增海上風電并網(wǎng)300萬千瓦測算，地方政府從2022年開始接力補貼，當年補貼0.2元/千瓦時，此后每年降0.05元，2026年退出，則2022-2025年總計需135億元。假設蘇粵閩浙魯五省平攤，每年約需3.6-9億元，可以拉動每年逾500億元的固定資產(chǎn)投資，帶來數(shù)萬人就業(yè)，創(chuàng)造大量新增稅收。尤其是蘇粵兩省，如每省年新增100萬千瓦，按上述地補方式，2022-2025年間，兩省各自需補貼45億元，每年可各自拉動固定資產(chǎn)投資150億元以上。
這一建議的出發(fā)點是：在海上風電領域，世界領先的歐洲國家已發(fā)展了近三十年，中國僅十余年。除了江蘇，多數(shù)省份都是2015年以后才開始規(guī)模化開發(fā)，很多投資項目獲得補貼的時間并不長。即使是已補貼項目，也有相當比例的補貼資金拖欠。預期回報不足或不到位，實際上限制了整個產(chǎn)業(yè)鏈的投資規(guī)模及自主創(chuàng)新投入，令成本難以迅速下降。過去五年，全球海上風電成本下降超過50%，我國相比十年前僅下降了20%。大多數(shù)業(yè)內人士認為，2022年國內難以實現(xiàn)平價上網(wǎng)，2022-2025年將是產(chǎn)業(yè)的關鍵成長期，須保持一定的補貼額度，從而保證合理的市場容量，推動降本降價。汲取以往拔苗助長的教訓，尊重產(chǎn)業(yè)規(guī)律，給予企業(yè)足夠的成長時間，也是這一強烈呼聲的觀念基礎。
然而，研究者分析，“關口后移”雖有其合理性，實施難度卻不小。目前，國補早已入不敷出。預計至今年年底，全國范圍補貼積欠額將達3000億元。而光伏、陸上風電等其他主要可再生能源已逐步進入平價和競價上網(wǎng)期。這一背景下，延長海上風電的補貼時間，相當于單獨新增補貼，國家能源、財政主管部門壓力頗大。至于地補，各開發(fā)大省僅廣東曾表達意愿。業(yè)內人士認為，國家給予廣東的“2020年非水可再生能源電力消納量比重”目標是7%，目前該省遠低于這一數(shù)字，推動海上風電的大規(guī)模開發(fā)無疑是沖刺目標的最有效方式，因此須維持一定補貼強度。該省規(guī)劃為：今年底開建1200萬千瓦，2030年年底建成投產(chǎn)3000萬千瓦。江蘇已透露2025年并網(wǎng)1500萬千瓦的設想，有可能以政策手段激勵。但由于可再生能源占比持續(xù)上升、已提前完成“十三五”風電規(guī)劃目標，且江蘇海域開發(fā)的經(jīng)濟性高于其他省份，會否發(fā)放地補尚不確定。今年疫情沖擊下各省財政收入均有所下滑，也增加了地補出臺的難度。
不少專家冷靜地指出，國內業(yè)界不能過分寄希望于“關口后移”，而應做好2022年“闖關”的充分準備。簡單而言，盡快修煉內功，彌補軟肋，化“跛”為強。
必須承認：國內海上風電業(yè)之所以如此期待補貼延續(xù)，最關鍵因素還是規(guī)模及創(chuàng)新都不夠充分，不足以消化迅速下調的電價補貼。當前這一產(chǎn)業(yè)仍是“資源導向”，而非“技術導向”，投資和運營模式皆相對粗放。當然，粵閩等省起步較晚，在建項目集中開工、總規(guī)模較大，且開發(fā)難度大于江蘇，投資成本較高，迫切希望政府繼續(xù)予以扶持，也是重要因素。
02 “闖關”之力從何而來？
“闖關”成功的標準是什么？專家認為：至少應能夠在“去補貼時代”生存發(fā)展，此方面歐洲海上風電業(yè)可鑒。目前，歐洲已進入“深遠海風場+吉瓦級風場+平均6.5兆瓦以上風機”的全新階段。迄今歐洲規(guī)劃的最深海項目已離岸200公里之外，裝機量1.218吉瓦的全球最大海上風電場2019年在英國投產(chǎn)。不斷向深遠海延伸的大規(guī)模項目，建立在歐洲各國企業(yè)應用的一系列先進技術和成熟模式之上。眼下，單機6.5兆瓦以上已成為歐洲市場主流。今年5月，德國西門子歌美颯公司推出了全球最大的14兆瓦海上風機，當即獲得了2.9吉瓦的大宗訂單。導管架、三腳架、重力、漂浮式……適應不同海底地質條件的各種風機基礎安裝技術均已應用于歐洲海域。2018年11月，比利時DEME集團采購的世界最大風電安裝船投用，可起重5000噸，安裝10兆瓦以上風機。規(guī)模化與創(chuàng)新的雙重驅動下，2014年至今歐洲海上風電平均度電成本下降了37%以上。去年，英國最低海上風電價僅為每千瓦時0.35元，2015年該國補貼電價曾為1.06元，四年下降了0.71元。
近幾年，國內海上風電新技術的研發(fā)應用進步明顯。譬如：江蘇的全球首座模塊式海上升壓站、國內首個海上風電柔性直流輸電工程；福建的國內首臺并網(wǎng)10兆瓦以上海上風機；廣東的國內首套應用于海上風機基礎的吸力筒導管架……然而與歐洲國家相比，技術先進度、關鍵軟硬件的自主比例、開發(fā)運營管理的精細度等等，仍存在不小差距。中國自主風機設計軟件的缺失便是典型一例。德國西門子、美國通用等海外整機商大都擁有自主研發(fā)的設計軟件，而國內海上風機設計領域的32款核心設計軟件全部來自歐美。雖短期不太可能被禁用，但多數(shù)軟件程序代碼不開源，國內企業(yè)無法深度開發(fā)或優(yōu)化功能，還須支付高昂的使用費，設計成本遠高于歐美同行。
中國電建華東勘測設計研究院人士認為：國內業(yè)界欲突破“2022關口”，亟待修煉四方面內功。其一，深遠海風電工程技術研究與示范。我國專屬經(jīng)濟區(qū)面積是領海的15.7倍，可利用海域廣闊。但須細化深遠海地質、水文勘測，加快35-60米水深基礎、柔性直流輸電等新技術的應用，并拓展海上風電+制氫、海上風電+海洋牧場等新運營模式。其二，加速關鍵設備的技術進步。尤其需加大7兆瓦以上大容量風機設備研發(fā)力度，提升發(fā)電量。其三，不斷優(yōu)化海上風電場設計方案，降低成本。其四，大幅提升海上風電智慧化管理水平，提高安全可靠性和運維效率。
例如：江蘇海域平均風速不過7~8.5米/秒，風資源不及閩粵等省份，更不及歐洲北海，因而風場、機型、配套設備的設計都須更為精細。確保發(fā)電性能和可靠性的前提下，實現(xiàn)主軸承、碳纖維葉片、控制芯片等關鍵設備的國產(chǎn)化，成本下降空間在1000元/千瓦以上。合理加長葉片，發(fā)電量可提升7%~8%。此外，深遠海100萬千瓦海上風電場群送出系統(tǒng)成本在0.15元/千瓦時以上，如裝機增至200萬千瓦以上，成本將降至0.1元以下。一旦完成以上創(chuàng)新與規(guī)模化，國內開發(fā)成本將大為下降。預測江蘇海上風電售價可降至0.5~0.55元/千瓦時，中國水電水利規(guī)劃設計總院副院長易躍春指出，據(jù)國家規(guī)劃，海上風電開發(fā)正向著“十四五”的“近海為主”、“十五五”的“深遠海為主”逐步拓展，蘇粵閩等開發(fā)大省都應加快深遠海風電的集約化發(fā)展，率先在海上風電關鍵技術領域有更大的突破，率先實現(xiàn)平價上網(wǎng)。他建議，作為迄今國內唯一的“千萬千瓦海上風電基地”，“十四五”期間，江蘇應利用已有產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢，引導企業(yè)大規(guī)模開發(fā)遠海淺水區(qū)，持續(xù)創(chuàng)新，加快降本。閩粵兩省風資源條件雖較好，年均風速可達9米/秒以上，但均易受臺風影響，不少場址需嵌巖施工，難度大，工程造價高。故更適合采用大容量機組，開發(fā)深遠海大規(guī)模風電場，并減少機位數(shù)量，節(jié)約工程成本。
據(jù)記者采訪，2019年以來，面向遠海開發(fā)需求，國內企業(yè)推出新產(chǎn)品、應用新技術的速度在加快，“闖關”的力量在積聚。首先，國產(chǎn)大兆瓦級海上風機密集面世。7月1日，金風科技研制的國內首臺具備完全知識產(chǎn)權的8兆瓦風機并網(wǎng)。7月8日，明陽智能發(fā)布迄今國內最大的11兆瓦風機。7月12日，國內投產(chǎn)的首臺10兆瓦以上風機——東方電氣10兆瓦機組在興化灣并網(wǎng)。福建興化灣已成為目前全球最大的大兆瓦級海上風機試驗場。由于遠海風場到達成本高，可靠性更高的半直驅風機成為金風、明陽等企業(yè)的最新方向。
關鍵軟硬件的技術創(chuàng)新逐漸浮現(xiàn)。遠景能源自主研發(fā)的風機運維系統(tǒng)在國內率先引進了故障報警功能，已獲數(shù)百套訂單。中復連眾正在研制新型碳纖維葉片，同樣長度與性能，可減重5%以上，降低運輸和吊裝成本。金風自主研發(fā)了“I DO海上風電支撐結構整體設計方法”“I GO海上風電智能運維系統(tǒng)”兩個新的數(shù)字化平臺，并已應用于三峽新能源江蘇大豐項目，提升了工程及運維水平，并有效降本。依托南京朗坤研發(fā)的“海上風電智慧運維平臺”，國能集團江蘇海上龍源建設了數(shù)字化海上風電場，使氣象預報精度提升了18%，年度運維成本降低6%以上。
安裝運維的技術能力也在提升。南通龍源振華打破了荷蘭、德國企業(yè)對海上大型打樁錘的壟斷，聯(lián)合中機鍛壓自主研制的YC2500打樁錘去年10月投用，正在研制更大型的4500KJ打樁錘。在建的“龍源振華陸號”自升式平臺船，國內最大，可起重2500噸，同時為7臺8兆瓦或3臺12兆瓦風機打樁，投用后將大幅縮短深遠海項目建設周期。今年7月11日，600噸海上風電運維船“海電運維801號”在福建交付，專門用于遠海8兆瓦以下風機的吊裝和大部件更換。
裝備質量監(jiān)督檢驗中心、運維和培訓中心、電網(wǎng)實驗中心……海上風電公共技術平臺正在蘇粵閩等省逐步建立，推動運營管理趨于規(guī)范化。
一系列技術與模式創(chuàng)新已開始推動國內海上風電加速降本，為“闖關”積蓄了初步的力量。
不久前，秦海巖等專家建議：假如補貼政策難以延長，國家可發(fā)行“可再生能源政府補貼債券”，總額3000億元，利息從每年“可再生能源電價附加資金”中撥付。以此一次性解決多年積欠的補貼，增強海上風電產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)的資金實力。更多專家呼吁：盡快制定國家海上風電技術標準體系，包括基礎設計、風機選型、風電場施工、運維等各領域，明確樹立門檻，穩(wěn)定質量。
業(yè)內人士直言，更強勁的“闖關”之力源于市場化的良性競爭機制。當前最迫切的問題在于：如何在“2022關口”到來之前建立這種機制，政府如何在恰當?shù)臅r間、以恰當?shù)姆绞?ldquo;去溫室”？從而通過更為科學的政策杠桿引導產(chǎn)業(yè)，向“市場決定資源配置”過渡。唯有如此，才可能成功“闖關”，也才能夠把握“關口”的危中之機，引導產(chǎn)業(yè)擺脫政策哺育的慣性，走向成熟。唯有跨越此關，中國才能夠從海上風電大國成長為海上風電強國，應對未來日益激烈的全球化競爭。
01 “關口”能否后移？
今年兩會期間，華能集團舒印彪、金風科技武鋼、明陽智能張傳衛(wèi)等諸多業(yè)內巨頭均有相關提案。中國可再生能源學會風電專委會秘書長秦海巖分析道：假如按每年新增海上風電并網(wǎng)300萬千瓦測算，地方政府從2022年開始接力補貼，當年補貼0.2元/千瓦時，此后每年降0.05元，2026年退出，則2022-2025年總計需135億元。假設蘇粵閩浙魯五省平攤，每年約需3.6-9億元，可以拉動每年逾500億元的固定資產(chǎn)投資，帶來數(shù)萬人就業(yè)，創(chuàng)造大量新增稅收。尤其是蘇粵兩省，如每省年新增100萬千瓦，按上述地補方式，2022-2025年間，兩省各自需補貼45億元，每年可各自拉動固定資產(chǎn)投資150億元以上。
這一建議的出發(fā)點是：在海上風電領域，世界領先的歐洲國家已發(fā)展了近三十年，中國僅十余年。除了江蘇，多數(shù)省份都是2015年以后才開始規(guī)模化開發(fā)，很多投資項目獲得補貼的時間并不長。即使是已補貼項目，也有相當比例的補貼資金拖欠。預期回報不足或不到位，實際上限制了整個產(chǎn)業(yè)鏈的投資規(guī)模及自主創(chuàng)新投入，令成本難以迅速下降。過去五年，全球海上風電成本下降超過50%，我國相比十年前僅下降了20%。大多數(shù)業(yè)內人士認為，2022年國內難以實現(xiàn)平價上網(wǎng)，2022-2025年將是產(chǎn)業(yè)的關鍵成長期，須保持一定的補貼額度，從而保證合理的市場容量，推動降本降價。汲取以往拔苗助長的教訓，尊重產(chǎn)業(yè)規(guī)律，給予企業(yè)足夠的成長時間，也是這一強烈呼聲的觀念基礎。
然而，研究者分析，“關口后移”雖有其合理性，實施難度卻不小。目前，國補早已入不敷出。預計至今年年底，全國范圍補貼積欠額將達3000億元。而光伏、陸上風電等其他主要可再生能源已逐步進入平價和競價上網(wǎng)期。這一背景下，延長海上風電的補貼時間，相當于單獨新增補貼，國家能源、財政主管部門壓力頗大。至于地補，各開發(fā)大省僅廣東曾表達意愿。業(yè)內人士認為，國家給予廣東的“2020年非水可再生能源電力消納量比重”目標是7%，目前該省遠低于這一數(shù)字，推動海上風電的大規(guī)模開發(fā)無疑是沖刺目標的最有效方式，因此須維持一定補貼強度。該省規(guī)劃為：今年底開建1200萬千瓦，2030年年底建成投產(chǎn)3000萬千瓦。江蘇已透露2025年并網(wǎng)1500萬千瓦的設想，有可能以政策手段激勵。但由于可再生能源占比持續(xù)上升、已提前完成“十三五”風電規(guī)劃目標，且江蘇海域開發(fā)的經(jīng)濟性高于其他省份，會否發(fā)放地補尚不確定。今年疫情沖擊下各省財政收入均有所下滑，也增加了地補出臺的難度。
不少專家冷靜地指出，國內業(yè)界不能過分寄希望于“關口后移”，而應做好2022年“闖關”的充分準備。簡單而言，盡快修煉內功，彌補軟肋，化“跛”為強。
必須承認：國內海上風電業(yè)之所以如此期待補貼延續(xù)，最關鍵因素還是規(guī)模及創(chuàng)新都不夠充分，不足以消化迅速下調的電價補貼。當前這一產(chǎn)業(yè)仍是“資源導向”，而非“技術導向”，投資和運營模式皆相對粗放。當然，粵閩等省起步較晚，在建項目集中開工、總規(guī)模較大，且開發(fā)難度大于江蘇，投資成本較高，迫切希望政府繼續(xù)予以扶持，也是重要因素。
02 “闖關”之力從何而來？
“闖關”成功的標準是什么？專家認為：至少應能夠在“去補貼時代”生存發(fā)展，此方面歐洲海上風電業(yè)可鑒。目前，歐洲已進入“深遠海風場+吉瓦級風場+平均6.5兆瓦以上風機”的全新階段。迄今歐洲規(guī)劃的最深海項目已離岸200公里之外，裝機量1.218吉瓦的全球最大海上風電場2019年在英國投產(chǎn)。不斷向深遠海延伸的大規(guī)模項目，建立在歐洲各國企業(yè)應用的一系列先進技術和成熟模式之上。眼下，單機6.5兆瓦以上已成為歐洲市場主流。今年5月，德國西門子歌美颯公司推出了全球最大的14兆瓦海上風機，當即獲得了2.9吉瓦的大宗訂單。導管架、三腳架、重力、漂浮式……適應不同海底地質條件的各種風機基礎安裝技術均已應用于歐洲海域。2018年11月，比利時DEME集團采購的世界最大風電安裝船投用，可起重5000噸，安裝10兆瓦以上風機。規(guī)模化與創(chuàng)新的雙重驅動下，2014年至今歐洲海上風電平均度電成本下降了37%以上。去年，英國最低海上風電價僅為每千瓦時0.35元，2015年該國補貼電價曾為1.06元，四年下降了0.71元。
近幾年，國內海上風電新技術的研發(fā)應用進步明顯。譬如：江蘇的全球首座模塊式海上升壓站、國內首個海上風電柔性直流輸電工程；福建的國內首臺并網(wǎng)10兆瓦以上海上風機；廣東的國內首套應用于海上風機基礎的吸力筒導管架……然而與歐洲國家相比，技術先進度、關鍵軟硬件的自主比例、開發(fā)運營管理的精細度等等，仍存在不小差距。中國自主風機設計軟件的缺失便是典型一例。德國西門子、美國通用等海外整機商大都擁有自主研發(fā)的設計軟件，而國內海上風機設計領域的32款核心設計軟件全部來自歐美。雖短期不太可能被禁用，但多數(shù)軟件程序代碼不開源，國內企業(yè)無法深度開發(fā)或優(yōu)化功能，還須支付高昂的使用費，設計成本遠高于歐美同行。
中國電建華東勘測設計研究院人士認為：國內業(yè)界欲突破“2022關口”，亟待修煉四方面內功。其一，深遠海風電工程技術研究與示范。我國專屬經(jīng)濟區(qū)面積是領海的15.7倍，可利用海域廣闊。但須細化深遠海地質、水文勘測，加快35-60米水深基礎、柔性直流輸電等新技術的應用，并拓展海上風電+制氫、海上風電+海洋牧場等新運營模式。其二，加速關鍵設備的技術進步。尤其需加大7兆瓦以上大容量風機設備研發(fā)力度，提升發(fā)電量。其三，不斷優(yōu)化海上風電場設計方案，降低成本。其四，大幅提升海上風電智慧化管理水平，提高安全可靠性和運維效率。
例如：江蘇海域平均風速不過7~8.5米/秒，風資源不及閩粵等省份，更不及歐洲北海，因而風場、機型、配套設備的設計都須更為精細。確保發(fā)電性能和可靠性的前提下，實現(xiàn)主軸承、碳纖維葉片、控制芯片等關鍵設備的國產(chǎn)化，成本下降空間在1000元/千瓦以上。合理加長葉片，發(fā)電量可提升7%~8%。此外，深遠海100萬千瓦海上風電場群送出系統(tǒng)成本在0.15元/千瓦時以上，如裝機增至200萬千瓦以上，成本將降至0.1元以下。一旦完成以上創(chuàng)新與規(guī)模化，國內開發(fā)成本將大為下降。預測江蘇海上風電售價可降至0.5~0.55元/千瓦時，中國水電水利規(guī)劃設計總院副院長易躍春指出，據(jù)國家規(guī)劃，海上風電開發(fā)正向著“十四五”的“近海為主”、“十五五”的“深遠海為主”逐步拓展，蘇粵閩等開發(fā)大省都應加快深遠海風電的集約化發(fā)展，率先在海上風電關鍵技術領域有更大的突破，率先實現(xiàn)平價上網(wǎng)。他建議，作為迄今國內唯一的“千萬千瓦海上風電基地”，“十四五”期間，江蘇應利用已有產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢，引導企業(yè)大規(guī)模開發(fā)遠海淺水區(qū)，持續(xù)創(chuàng)新，加快降本。閩粵兩省風資源條件雖較好，年均風速可達9米/秒以上，但均易受臺風影響，不少場址需嵌巖施工，難度大，工程造價高。故更適合采用大容量機組，開發(fā)深遠海大規(guī)模風電場，并減少機位數(shù)量，節(jié)約工程成本。
據(jù)記者采訪，2019年以來，面向遠海開發(fā)需求，國內企業(yè)推出新產(chǎn)品、應用新技術的速度在加快，“闖關”的力量在積聚。首先，國產(chǎn)大兆瓦級海上風機密集面世。7月1日，金風科技研制的國內首臺具備完全知識產(chǎn)權的8兆瓦風機并網(wǎng)。7月8日，明陽智能發(fā)布迄今國內最大的11兆瓦風機。7月12日，國內投產(chǎn)的首臺10兆瓦以上風機——東方電氣10兆瓦機組在興化灣并網(wǎng)。福建興化灣已成為目前全球最大的大兆瓦級海上風機試驗場。由于遠海風場到達成本高，可靠性更高的半直驅風機成為金風、明陽等企業(yè)的最新方向。
關鍵軟硬件的技術創(chuàng)新逐漸浮現(xiàn)。遠景能源自主研發(fā)的風機運維系統(tǒng)在國內率先引進了故障報警功能，已獲數(shù)百套訂單。中復連眾正在研制新型碳纖維葉片，同樣長度與性能，可減重5%以上，降低運輸和吊裝成本。金風自主研發(fā)了“I DO海上風電支撐結構整體設計方法”“I GO海上風電智能運維系統(tǒng)”兩個新的數(shù)字化平臺，并已應用于三峽新能源江蘇大豐項目，提升了工程及運維水平，并有效降本。依托南京朗坤研發(fā)的“海上風電智慧運維平臺”，國能集團江蘇海上龍源建設了數(shù)字化海上風電場，使氣象預報精度提升了18%，年度運維成本降低6%以上。
安裝運維的技術能力也在提升。南通龍源振華打破了荷蘭、德國企業(yè)對海上大型打樁錘的壟斷，聯(lián)合中機鍛壓自主研制的YC2500打樁錘去年10月投用，正在研制更大型的4500KJ打樁錘。在建的“龍源振華陸號”自升式平臺船，國內最大，可起重2500噸，同時為7臺8兆瓦或3臺12兆瓦風機打樁，投用后將大幅縮短深遠海項目建設周期。今年7月11日，600噸海上風電運維船“海電運維801號”在福建交付，專門用于遠海8兆瓦以下風機的吊裝和大部件更換。
裝備質量監(jiān)督檢驗中心、運維和培訓中心、電網(wǎng)實驗中心……海上風電公共技術平臺正在蘇粵閩等省逐步建立，推動運營管理趨于規(guī)范化。
一系列技術與模式創(chuàng)新已開始推動國內海上風電加速降本，為“闖關”積蓄了初步的力量。
不久前，秦海巖等專家建議：假如補貼政策難以延長，國家可發(fā)行“可再生能源政府補貼債券”，總額3000億元，利息從每年“可再生能源電價附加資金”中撥付。以此一次性解決多年積欠的補貼，增強海上風電產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)的資金實力。更多專家呼吁：盡快制定國家海上風電技術標準體系，包括基礎設計、風機選型、風電場施工、運維等各領域，明確樹立門檻，穩(wěn)定質量。
業(yè)內人士直言，更強勁的“闖關”之力源于市場化的良性競爭機制。當前最迫切的問題在于：如何在“2022關口”到來之前建立這種機制，政府如何在恰當?shù)臅r間、以恰當?shù)姆绞?ldquo;去溫室”？從而通過更為科學的政策杠桿引導產(chǎn)業(yè)，向“市場決定資源配置”過渡。唯有如此，才可能成功“闖關”，也才能夠把握“關口”的危中之機，引導產(chǎn)業(yè)擺脫政策哺育的慣性，走向成熟。唯有跨越此關，中國才能夠從海上風電大國成長為海上風電強國，應對未來日益激烈的全球化競爭。
