海上風電“風景獨好”的背后

姚堯

在風電增速持續放緩時，海上風電“一枝獨秀”，但競價新政卻又讓人喜憂參半。

到2017年底，我國海上風電裝機規模已穩居世界第三。且隨著我國江蘇、浙江、廣東等多個東部沿海省市相繼公布新的海上風電發展規劃，我國海上風電總裝機容量預計將超過100 GW（吉瓦）。

浙商證券電力設備與新能源行業首席研究員鄭丹丹告訴《中國經濟信息》記者，與光伏發電的火熱不同，2017年風電新增裝機容量創下近5年新低，但海上風電卻異軍突起，裝機規模連續5年快速增長。只是隨之而來，也出現了風電競價上網、補貼退坡和消納難等新局面和新問題。面對這些，我國海上風電必須通過技術創新和規模化開發，逐步擺脫對補貼的依賴，通過市場化的方式加快行業發展。

提速擴容

在陸上風電機組裝機容量增速放緩、陸地可開發風資源逐漸減少的背景下，海洋正在成為國內風電企業的競技場。從“十二五”到“十三五”，我國海上風電經歷了由緩慢到提速的發展轉變。“十二五”期間，對于海上風電，企業處于觀望階段，我國只建成海上風電裝機0.75GW。直到近幾年，海上風電才真正起步。

“十二五”規劃制定的海上風電裝機目標規模為5GW，但期末只完成目標規模的15%。而2016年中國海上風電新增裝機容量攀升至0.592GW，2017年新增裝機容量達到創紀錄的1.16 GW，推動中國海上風電累計裝機規模至世界第三的位置，緊跟英國與德國。

某國際市場研究機構近期發布研究報告稱，以中國為代表的亞太地區海上風電市場規模潛力巨大。到2025年，整個亞太地區海上風電市場規模預計達到602億美元。事實證明，2017年以來，東部沿海省市的確在“加碼”海上風電產業。

據上海電氣風電集團有關負責人介紹，經過11年發展，截至2017年底，我國海上風電累計裝機容量已達2.79 GW，而海上風電場實現多點開花的原因主要有三方面。

首先是我國擁有豐富的海上風電資源。中國氣象局風能資源調查數據顯示，我國5米到25米水深線以內近海區域、海平面以上50米高度風電可裝機容量約200 GW，70米以上可裝機容量約500 GW。

其次是受當前全球風電場建設趨勢影響。相比陸上風電，海上風電具備機組發電量高、單機裝機容量大、機組運行穩定以及不占用土地、不消耗水資源、適合大規模開發等優勢，歐美日等發達國家更傾向于發展海上風電。預計到2030年，海上風電可滿足歐盟7%至11%的電力需求。

最后是我國東部沿海省市能源結構調整動力增強。我國東部沿海省市用電負荷需求大、減排形勢嚴峻，作為新興清潔能源的海上風電不需要長距離輸送，消納便利，既有利于改善本地能源結構，又可以拉動裝備制造業發展。“海洋之大是我們無法想象的，海上風電的市場空間難以估量。”國家應對氣候變化戰略研究與國際合作中心原主任李俊峰坦言。

我國《風電發展“十三五”規劃》提出，到2020年海上風電裝機容量達到5GW。據彭博新能源財經預計，到2020年中國的海上風電累計裝機容量可以達到8GW，2020年至2030年每年新增容量將達到2GW至3GW。

條件成熟

海上風電產業的發展，有望帶動形成總規模達到萬億元的海洋高端裝備制造產業鏈。但問題是我國的洋流環境、海底地質條件非常苛刻，加上臺風多發，能夠抵御這些考驗的中國海上風電技術有望為更多國家和地區的清潔能源供應提供更經濟的解決方案。而經過多年的穩步發展，無論是在可開發的資源量上，還是技術、政策層面，我國海上風電目前已基本具備大規模開發條件。

2018年6月，總部位于廣東省中山市的明陽智慧能源集團對外宣布，其自主研制完成的大功率抗臺風海上風電機已在福建省興化灣海上風電試驗場進入全功率滿發狀態。據企業有關負責人介紹，這種抗臺風海上風機的葉輪掃風面積直徑達到158米，最大功率為7.0兆瓦。他說，“中國的東南沿海地帶日常風速較低，但臺風多發，極限風速較高，這和風電產業發達的歐洲形成了巨大反差。中國的海上風電機組不僅要有抵御臺風的能力，還要盡可能地利用臺風，提升機組效能。”

在海上風電機組研發方面，金風科技、上海電氣、東方電氣等一大批企業已經有能力生產適應我國沿海復雜海洋環境的5兆瓦以上大容量機組，可以避免完全依靠國外進口。勘測設計上，一批設計單位在施工優化方面取得了眾多突破，具備提供全生命周期技術服務能力。在施工方面，中交三航局、龍源振華等通過參與上海東海大橋、福清興化灣海上風電場建設，在海洋施工、大型海洋施工設備制造方面都積累了許多成功經驗。在項目開發上，呈現出由近海到遠海，由淺水到深水，由小規模示范到大規模集中開發的特點。業界認為，我國已經基本實現了風電機組的國產化，海上風電也在快速追趕國際先進水平。

即便如此，我國海上風電產業與國際一流仍有差距。金風科技有關負責人說：“中國海上風電還處于基礎能力建設階段。在海洋工程、產品可靠性、遠距離電力輸送以及維護方面仍有挑戰。而且海上風電也面臨消納問題。”一是沿海地區經濟發達，電網較密集，通道走廊相對比較緊張。二是沿海地區變電站設備利用率相對較高，對于風電接入也有所限制。

關鍵是從政策角度看，目前我國海上風電補貼強度仍然較高，面臨較大補貼退坡的壓力。成本作為衡量海上風電開發的重要標尺將決定市場走向。

競價挑戰

5月24日，國家能源局官網發布《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，明確提出從2019年起，新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。

電力規劃設計總院新能源規劃處處長蘇辛一表示，目前中國海上風電補貼強度依舊較高，平均補貼強度約為陸上風電的接近3倍，而且電價已經有4年沒有調整，面臨很大補貼退坡壓力。“競爭性配置辦法對陸上風電影響一般，但對海上風電影響很大，雖然對已經核準開發的10GW是沒有影響的，但10GW以外的肯定會變，電價不可能一直0.85元，這是國際發展大趨勢”，中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖直言，“目前光伏電價已降到每度0.7元，而海上風電電價卻在0.85元。因此，降成本是未來海上風電發展的主題。”

遠景能源副總經理田慶軍稱，目前我國海上風電度電成本還是非常高。如果想實現平價上網，福建及粵東部分地區的高風速區域，發電小時數要超過4300小時，EPC總承包工程造價要降到13000元/千瓦以下，而目前發電小時數大概3800小時左右，EPC總承包工程造造價約18000元/千瓦。

上海電氣風電集團副總裁繆駿則表示，目前來看整機商控制成本最有效的有兩個手段：直接控制原材料成本和從解決方案角度控制。同時，海上風電機組的可靠性是影響成本的重要因素。如果海上風電機組平均每年發生故障5次，那么當這個數據增加一倍時，度電成本將會上升0.1元。加上，近海項目的水深和離岸距離同樣是影響海上風電電價的主要因素。

此外，項目開發機制的不同也會對成本帶來較大影響。據金風科技有關負責人介紹，荷蘭和丹麥的海上風電招標價格遠遠低于英國。而英國主要以開發商為主導，但是荷蘭和丹麥使用的是集中式開發機制。集中式開發機制是通過政府主導前期的項目開發，包括風能測量、選址、海底電纜鋪設等，這使開發商承擔的部分造價和風險得以大大降低。

據預測，當我國海上風電項目裝機容量達到約40GW左右時，即標志著該行業已從新興市場成長為成熟市場，海上風電電價成本將快速下降。