“待飞”的海上风电需打破成本和技术两大屏障

　　近年来，风力发电在我国电力总装机中的比重已超过7%，成为仅次于火电、水电的第三大电力来源。海上风电将凭借其诸多优势，有望成为我国风电产业发展的新动力。由于受制于成本、技术等原因，过去数年我国海上风电发展速度远低于预期。不过这种现象从今年起或有改观，近期海上风电建设有加速的势头。
　　近日，在2016年中国国际风力发电产业博览会上，相关业内人士都对风电行业的发展发表了各自的看法。本届博览会也对风电产业科技发展与创新进行研讨，这对于推动我国风电产业发展，对提升我国风电产业的国际影响力具有重要意义。
　　据了解，海上风电具有资源丰富、发电利用小时数高、单机容量大、不占用土地、不消耗水资源以及适宜大规模开发等特点。作为可再生能源发展的重要领域之一，海上风电将成为推动风电技术进步、促进能源结构调整的重要发展方向。数据显示，2014年，全球海上风电累计容量达到876万千瓦，比上年增长了24.3%。机构预计，至2024年，海上风电累计装机容量将达5800万千瓦，年复合增长率有望超30%。
　　回顾“十二五”，我国风电并网装机规模达到1.29亿千瓦，海上风电项目却屈指可数。不过，这一情况即将发生改变。在国家发展改革委和国家能源局印发的《能源技术革命创新行动计划(2016～2030年)》及行动路线图中，研发大型海上风机也赫然在列。国家海上风力发电工程技术研究中心主任杨本新表示，“十三五”时期，国家将大力推动海上风电跨越式发展，海上风电将从技术、质量、政策等方面取得飞跃式进步，实现高速发展。因此，2016年将是海上风电发展的“转折年”。
　　我国目前是全球第四大海上风电国，占据全球海上风电8.4%的市场份额。我国的海上风电资源较丰富，据中国气象局测绘计算，我国近海水深5米到25米范围内，50米高度风电可装机容量约2亿千瓦;5米到50米水深，70米高度风电可装机容量约为5亿千瓦。虽然海上风电在可开发总量上仅为陆上风电的1/5，但从可开发比例以及单位面积来看，海上风电的发展潜力更大。
　　行业巨头纷纷布局
　　随着风电行业快速发展及扶持政策的共同推动，我国已具备规模开发的条件和基础，海上风电迎来发展机遇，行业巨头开始布局，抢占市场。
　　近日，三峡集团董事长卢纯与美国私募股权巨头黑石集团(Black Stone)、德国WindMW风电公司的代表共同签署了《关于德国海上风电项目投资合作协议》，黑石集团通过竞标方式转让其所持德国Meerwind海上风电项目80%股权。据了解，这是中国长江三峡集团公司在欧洲海上风电领域的又一布局，这家全球最大水电开发企业、中国最大的清洁能源企业在继续扩张风电版图。
　　近日，在上海东海大桥风电场举办的海上风场交流会上，华锐风电(2.730, 0.00, 0.00%)总裁徐东福首次披露了公司在海上风电领域的战略布局，建立了专门的华东区域子公司聚焦海上风电发展，与华锐风电西北、华北、东北三大陆上区域生产运维中心遥相呼应。同时在华东区，国家能源海上风电技术装备研发中心和江苏省(华锐)海上风电研究院“两大研究机构”为其在海上风电发展方面提供动力。
　　对此，华锐风电负责人表示，“十三五”是我国海上风电迎来新发展的重要时期，华锐风电将在已有的布局基础上，积极利用互联网技术，发展智慧风能，为拓展未来海上风电市场增添新动力。
　　“近期海上风电发展势头有所加快，江苏、福建近期不断传出海上风电项目的进展。2015年国内陆上风电出现了一波抢装潮，新增装机量大幅上升。今年陆上风电增长势头将放缓。相关方面或许会将海上风电作为突破口。因此，一些行业巨头布局风电产业也就不足为奇。” 中圣清洁能源投资(江苏)有限公司大中国区经理陈海对《中国产经新闻》记者指出。
　　“海上风电是未来行业的发展方向。考虑到陆地风电主要位于我国西北部，当地消纳能力有限，对外输送有赖于特高压输电线路建设的现状，发展海上风电成为当前我国风力发电的方向。如果按照2020年装机目标规模进行估算，未来每年我国近海风电的装机量平均将达到390MW左右，其增速规模十分可观”。中国能建华东装备镇江设备公司项目经理聂光辉对《中国产经新闻》记者说道。
　　聂光辉同时指出，海上风电的建设正在加快步伐，其制造、安装都需要专门的技术和技能，产业链包括风机、施工船舶、电缆、塔架、钢材、叶片等，大型叶片也需要开发专门的设备来进行安装，这将形成庞大的产业链，也会带来新的经济增长和就业。
　　成本问题成为“瓶颈”
　　虽然海上风能是一座取之不竭、用之不尽的宝库，但与陆上风电相比，居高不下的成本却是发展海上风电必须要面对的一道难题。在业内人士看来，海上风电能够“飞”多远，关键在于能否打破成本和技术两大屏障。
　　中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩曾经指出，海上风电成本是陆上风电投资成本的两倍。比较二者的项目成本构成可以发现，风机占到陆上风电成本的60%—80%，而海上风电的成本中风机占比则不到一半，研发、批复、许可、咨询等其他成本甚至都有高达30%左右的占比。
　　相关资料显示，海上风电风速高，发电量比陆上风电多50%，这可以部分抵消其较高的投资成本。然而，为追求更好的风资源，海上风电场的选址离岸越来越远，水越来越深，也就相应带来了地基、并网和安装等一系列成本的攀升。
　　根据国际可再生能源署提供的数据显示，内陆风电项目成本构成中，风机制造、运输与安装的比例占到总成本的64%～84%，而海上风电项目仅占到30%～50%。高于近一倍的电网成本、建造成本以及其他成本，使得海上风电项目开发成本高昂。
　　秦海岩认为，发展海上风电，首先要突破成本瓶颈，其中电价缺乏吸引力是一个重要因素。近海标杆电价是0.85元，但真正做到这个价格需要严格的控制，稍有不慎就可能会赔本。降低海上风电成本是我们必须要走的路。
　　“要降低成本，一定要建立起完整的产业体系，包括价格政策、市场规模，从而保证市场规模，使产业能延续下去。形成一套标准供行业使用，将有助于降低整个行业的成本。技术再先进、再好，如果不能把风电成本降下来也无效益，我们所有的目标都要围绕着怎么把成本降下来这个关键。”陈海说道。
　　“目前，海上风电的上网电价偏低，只有0.85元;同时海上风电项目的风险大，成本高，这是很多开发商迟迟不愿出手的原因。”国家海上风力发电工程技术研究中心主任杨本新说道，正是由于这些风险和成本带来的不确定性，开发商又会把风电设备的采购价钱压得很低，反过来对风电设备的生产商形成压力。
　　不过，一位不愿具名的业内人士提醒说，“大家都觉得海上风电成本高，想方设法降低成本，但是海上风电绝对不能为了降成本而降成本。不能只盯着初始投资成本，更要考虑整个项目全生命周期内的度电成本。”
　　海装风电研发中心副主任张海亚指出，建议出台阶梯奖励电价，在设定好的标杆电价基础上，以标准度电成本为考核指标，实际项目低于标杆度电成本就给予奖励，度电成本越低奖励电价越高。同时，一到两年调整一次标准。以此来促进和鼓励发电量更高、建设成本更低的海上风电场建设投运，从而在最大限度降低开发风险的前提下，吸引更多有实力的投资者、制造商和建设者。
　　在业内人士看来，2017年全国海上风电电价有望进行调整，再加上国家能源主管部门对海上风电关注的不断升温、相关政策的不断完善以及技术进步所带来建设成本的下降等都将进一步刺激海上风电项目投资，江苏、福建等地区海上风电发展在“十三五”期间整体有望得到进一步扩大。
　　随着技术创新和海上风电成本下降，海上风电将不再是“无利可图”。我国目前近海风电的投资约是陆上风电的2倍，在16000元/千瓦上下浮动，据业内预测，到2020年、2030年和2050年，有望分别降至14000、12000和10000元/千瓦。在成本持续下降这一背景下，风能研究机构MAKE预计，到2024年底，全球累计海上风电容量将达92吉瓦，约占全球风电总容量的10%。