經濟日報訊 我國海上風電起步晚，但憑借海上資源穩定、大發電功率、便于消納等特點，近年來發展迅速，市場前景廣闊。目前，我國海上風電已基本具備大規模開發條件，下一階段須通過技術創新和規模化開發，盡快擺脫補貼依賴，通過市場化方式實現快速發展。
與光伏發電的火熱不同，近年來我國風電建設速度不斷下滑，2017年風電新增裝機容量更是創下近5年新低。但同時，我國海上風電異軍突起，裝機規模連續5年快速增長，已躍居全球第三。
我國海上風電起步晚、發展快，面臨著成本更低的陸上風電和光伏發電等其他新能源的激烈競爭。在近日舉行的2018海上風電峰會上，與會專家表示，在我國海上風電的下一階段發展中，須通過技術創新和規模化開發，盡快擺脫補貼依賴，通過市場化方式發展。
圖為建設中的福清興化灣30萬千瓦海上風電場一期工程。 王軼辰攝
海上風電市場難以估量
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279萬千瓦，海上風電場實現多點開花。如果行走在江蘇、福建、廣東等多個省份的海岸線，都能看見白色風機的身影。
“海上風電雖然起步比較晚，但是憑借海上資源穩定性和大發電功率等特點，近年來正在世界各地飛速發展。”中國海洋工程咨詢協會會長周茂平告訴經濟日報記者，我國海上風電的發展空間廣闊、潛力巨大，對我國能源結構安全、清潔、高效轉型具有重要意義。
一個時期以來，消納難限制了我國新能源發展，與陸上風電不同，海上風電由于緊鄰我國電力負荷中心，消納前景非常廣闊。數據顯示，去年11個沿海省份用電量占全社會用電量達到了53%，且保持了較好復合增長。“同時，在巨大的能源結構調整壓力下，未來這些省份對清潔能源的需求非常大。”電力規劃設計總院新能源規劃處處長蘇辛一說。
此外，海上風電對電網更加友好，一方面，海上風電不占陸上資源;另一方面，在同樣的地理位置，海上風電利用小時數高出20%至70%。
事實上，我國擁有發展海上風電的天然優勢，海岸線長達1.8萬公里，可利用海域面積300多萬平方公里，海上風能資源豐富。根據中國氣象局風能資源詳查初步成果，我國5米至25米水深線以內近海區域、海平面以上50米高度范圍內，風電可裝機容量約2億千瓦時。
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500萬千瓦。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800萬千瓦，2020年至2030年每年新增容量將達到200萬至300萬千瓦。
“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。
已具備大規模開發條件
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。
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，已經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。
“我們取得的這些成績標志著我國海上風電已經進入規模化、商業化發展階段。”中國長江三峽集團副總經理王良友說。
無論是為了推動技術走向成熟，還是降低成本，都必須保證有足夠的開發規模。記者了解到，福建省計劃到2020年底海上風電裝機規模達到200萬千瓦以上。廣東省則在全省規劃了23個海上風電場址，總裝機容量為6685萬千瓦。江蘇規劃到2020年累計建成海上風電項目350萬千瓦。目前，這些地區正在積極為發展海上風電完善配套政策。
雖然取得了快速發展，我國海上風電產業與國際一流水平尚有一定差距。“中國海上風電在海洋工程、產品可靠性、遠距離電力輸送以及維護方面仍面臨很多挑戰，準確地說，中國海上風電還處于基礎能力建設階段。”金風科技股份有限公司董事兼執行副總裁曹志剛說。
“其實，海上風電也是面臨消納問題的。”蘇辛一分析認為，一方面，沿海地區經濟發達，電網較密集，通道走廊相對比較緊張，未來海上風電的輸電通道要提前規劃布局;另一方面，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。“我們判斷海上風電在一個省如果發展到1000萬千瓦以上，可能也會面臨消納問題。”
從政策來看，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。記者獲悉，目前海上風電千瓦時電補貼強度大概是陸上風電約3倍，而且電價已有4年沒有調整。而作為衡量海上風電開發的重要標尺，成本無疑將決定市場走向。
積極應對電價下探挑戰
經歷“十二五”的謹慎探索，“十三五”被認為是海上風電承前啟后的關鍵時期。5月18日，國家能源局發布《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，從2019年起，各省(自治區、直轄市)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。電價“鐵飯碗”的打破給海上風電產業帶來了新挑戰。
有測算顯示，目前含稅海上風電成本不低于0.84元/千瓦時。這意味著當前0.85元/千瓦時的近海風電項目含稅上網電價，僅能給開發企業提供基本收益，如果競價后帶來電價繼續下探，企業必須要提前謀劃應對策略。
“大容量機組的應用是推低千瓦時電成本的關鍵因素。”彭博新能源財經高級分析師周憶憶說，目前歐洲的機組單機容量在6兆瓦至8兆瓦級別，中國目前的機組容量普遍在3兆瓦至5兆瓦，而且機組升級的速度要比歐洲慢，這是影響成本降低的一個瓶頸。
金風科技股份有限公司總工程師翟恩地表示，與陸上風電相比，海上風電的建設成本要高出很多，采用更大容量的機組，其建設成本(包括全場設備吊裝成本、全場基礎造價)以及后續運維成本等都明顯低于小容量機組。同時，我國受到漁業養殖、通航、軍事等因素影響，海域面積受限，這也要求上馬更大容量的機組。
近海項目的水深和離岸距離同樣是影響海上風電千瓦時價格下降的主要因素，雖然遠距離海上風電項目前期建設成本和后期運維成本比較高，但是增加的發電量足以覆蓋這部分投資。
此外，項目開發機制的不同也會對成本帶來較大影響。比如，由于開發機制不同，荷蘭和丹麥的海上風電招標價格遠遠低于英國。周憶憶說，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，都是由政府主導完成，這使開發商承擔的部分造價和風險得以大大降低。中國也可以嘗試采取這種機制。
據彭博新能源財經預測，當一個市場累計裝機達到300萬千瓦時至400萬千瓦時，可實現從新興市場到成熟市場的切換。預計中國在2018年至2019年可實現這一目標，海上風電千瓦時成本將快速下降。
責編：畢婷
