海上风电“风景独好”的背后

　　到2017年底，我国海上风电装机规模已稳居世界第三。且随着我国江苏、浙江、广东等多个东部沿海省市相继公布新的海上风电发展规划，我国海上风电总装机容量预计将超过100 GW（吉瓦）。

　　浙商证券电力设备与新能源行业首席研究员郑丹丹告诉《中国经济信息》记者，与光伏发电的火热不同，2017年风电新增装机容量创下近5年新低，但海上风电却异军突起，装机规模连续5年快速增长。只是随之而来，也出现了风电竞价上网、补贴退坡和消纳难等新局面和新问题。面对这些，我国海上风电必须通过技术创新和规模化开发，逐步摆脱对补贴的依赖，通过市场化的方式加快行业发展。

　　提速扩容

　　在陆上风电机组装机容量增速放缓、陆地可开发风资源逐渐减少的背景下，海洋正在成为国内风电企业的竞技场。从“十二五”到“十三五”，我国海上风电经历了由缓慢到提速的发展转变。“十二五”期间，对于海上风电，企业处于观望阶段，我国只建成海上风电装机0.75GW。直到近几年，海上风电才真正起步。

　　“十二五”规划制定的海上风电装机目标规模为5GW，但期末只完成目标规模的15%。而2016年中国海上风电新增装机容量攀升至0.592GW，2017年新增装机容量达到创纪录的1.16 GW，推动中国海上风电累计装机规模至世界第三的位置，紧跟英国与德国。

　　某国际市场研究机构近期发布研究报告称，以中国为代表的亚太地区海上风电市场规模潜力巨大。到2025年，整个亚太地区海上风电市场规模预计达到602亿美元。事实证明，2017年以来，东部沿海省市的确在“加码”海上风电产业。

　　据上海电气风电集团有关负责人介绍，经过11年发展，截至2017年底，我国海上风电累计装机容量已达2.79 GW，而海上风电场实现多点开花的原因主要有三方面。

　　首先是我国拥有丰富的海上风电资源。中国气象局风能资源调查数据显示，我国5米到25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度风电可装机容量约200 GW，70米以上可装机容量约500 GW。

　　其次是受当前全球风电场建设趋势影响。相比陆上风电，海上风电具备机组发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地、不消耗水资源、适合大规模开发等优势，欧美日等发达国家更倾向于发展海上风电。预计到2030年，海上风电可满足欧盟7%至11%的电力需求。

　　最后是我国东部沿海省市能源结构调整动力增强。我国东部沿海省市用电负荷需求大、减排形势严峻，作为新兴清洁能源的海上风电不需要长距离输送，消纳便利，既有利于改善本地能源结构，又可以拉动装备制造业发展。“海洋之大是我们无法想象的，海上风电的市场空间难以估量。”国家应对气候变化战略研究与国际合作中心原主任李俊峰坦言。

　　我国《风电发展“十三五”规划》提出，到2020年海上风电装机容量达到5GW。据彭博新能源财经预计，到2020年中国的海上风电累计装机容量可以达到8GW，2020年至2030年每年新增容量将达到2GW至3GW。

　　条件成熟

　　海上风电产业的发展，有望带动形成总规模达到万亿元的海洋高端装备制造产业链。但问题是我国的洋流环境、海底地质条件非常苛刻，加上台风多发，能够抵御这些考验的中国海上风电技术有望为更多国家和地区的清洁能源供应提供更经济的解决方案。而经过多年的稳步发展，无论是在可开发的资源量上，还是技术、政策层面，我国海上风电目前已基本具备大规模开发条件。

　　2018年6月，总部位于广东省中山市的明阳智慧能源集团对外宣布，其自主研制完成的大功率抗台风海上风电机已在福建省兴化湾海上风电试验场进入全功率满发状态。据企业有关负责人介绍，这种抗台风海上风机的叶轮扫风面积直径达到158米，最大功率为7.0兆瓦。他说，“中国的东南沿海地带日常风速较低，但台风多发，极限风速较高，这和风电产业发达的欧洲形成了巨大反差。中国的海上风电机组不仅要有抵御台风的能力，还要尽可能地利用台风，提升机组效能。”

　　在海上风电机组研发方面，金风科技、上海电气、东方电气等一大批企业已经有能力生产适应我国沿海复杂海洋环境的5兆瓦以上大容量机组，可以避免完全依靠国外进口。勘测设计上，一批设计单位在施工优化方面取得了众多突破，具备提供全生命周期技术服务能力。在施工方面，中交三航局、龙源振华等通过参与上海东海大桥、福清兴化湾海上风电场建设，在海洋施工、大型海洋施工设备制造方面都积累了许多成功经验。在项目开发上，呈现出由近海到远海，由浅水到深水，由小规模示范到大规模集中开发的特点。业界认为，我国已经基本实现了风电机组的国产化，海上风电也在快速追赶国际先进水平。

　　即便如此，我国海上风电产业与国际一流仍有差距。金风科技有关负责人说：“中国海上风电还处于基础能力建设阶段。在海洋工程、产品可靠性、远距离电力输送以及维护方面仍有挑战。而且海上风电也面临消纳问题。”一是沿海地区经济发达，电网较密集，通道走廊相对比较紧张。二是沿海地区变电站设备利用率相对较高，对于风电接入也有所限制。

　　关键是从政策角度看，目前我国海上风电补贴强度仍然较高，面临较大补贴退坡的压力。成本作为衡量海上风电开发的重要标尺将决定市场走向。

　　竞价挑战

　　5月24日，国家能源局官网发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，明确提出从2019年起，新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。

　　电力规划设计总院新能源规划处处长苏辛一表示，目前中国海上风电补贴强度依旧较高，平均补贴强度约为陆上风电的接近3倍，而且电价已经有4年没有调整，面临很大补贴退坡压力。“竞争性配置办法对陆上风电影响一般，但对海上风电影响很大，虽然对已经核准开发的10GW是没有影响的，但10GW以外的肯定会变，电价不可能一直0.85元，这是国际发展大趋势”，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩直言，“目前光伏电价已降到每度0.7元，而海上风电电价却在0.85元。因此，降成本是未来海上风电发展的主题。”

　　远景能源副总经理田庆军称，目前我国海上风电度电成本还是非常高。如果想实现平价上网，福建及粤东部分地区的高风速区域，发电小时数要超过4300小时，EPC总承包工程造价要降到13000元/千瓦以下，而目前发电小时数大概3800小时左右，EPC总承包工程造造价约18000元/千瓦。

　　上海电气风电集团副总裁缪骏则表示，目前来看整机商控制成本最有效的有两个手段：直接控制原材料成本和从解决方案角度控制。同时，海上风电机组的可靠性是影响成本的重要因素。如果海上风电机组平均每年发生故障5次，那么当这个数据增加一倍时，度电成本将会上升0.1元。加上，近海项目的水深和离岸距离同样是影响海上风电电价的主要因素。

　　此外，项目开发机制的不同也会对成本带来较大影响。据金风科技有关负责人介绍，荷兰和丹麦的海上风电招标价格远远低于英国。而英国主要以开发商为主导，但是荷兰和丹麦使用的是集中式开发机制。集中式开发机制是通过政府主导前期的项目开发，包括风能测量、选址、海底电缆铺设等，这使开发商承担的部分造价和风险得以大大降低。

　　据预测，当我国海上风电项目装机容量达到约40GW左右时，即标志着该行业已从新兴市场成长为成熟市场，海上风电电价成本将快速下降。

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