海上风电现状|我国海上风电装机容量世界第三

图为正在建设中的福清兴化湾30万千瓦海上风电场一期工程。王奕辰摄

我国海上风电起步较晚，但具有海上资源稳定、发电量大、消费方便等特点，近年来发展迅速，市场前景广阔。目前，我国海上风电已基本具备规模化发展的条件。下一阶段必须通过技术创新和规模化发展，尽快摆脱补贴依赖，通过市场化方式实现快速发展——

与光伏发电不同，近年来我国风电建设速度不断下滑，2017年风电新增装机容量创近五年新低。但与此同时，我国海上风电如雨后春笋般涌现，装机容量连续五年快速增长，位居世界第三。

我国海上风电起步较晚，发展较快，面临着低成本陆上风电、光伏发电等其他新能源的激烈竞争。在日前召开的2018海上风电峰会上，与会专家表示，我国海上风电下一阶段的发展必须通过技术创新和规模化发展，尽快摆脱补贴依赖，实现发展。以市场为导向的方法。

海上风电市场不可估量

经过11年的发展，截至2017年底，我国海上风电累计装机容量已达到279万千瓦，海上风电场实现了更大的增长。走在江苏、福建、广东等省的海岸线上，可以看到白色的扇子。

“海上风电虽然起步较晚，但由于海上资源稳定，发电量大，近年来在世界范围内发展迅速。” 中国海洋工程咨询协会会长周茂平告诉经济日报记者，我国海上风电有发展空间。其广阔空间和巨大潜力对我国能源结构安全、清洁、高效转型具有重要意义。

一段时间以来，吸收困难制约了我国新能源的发展。与陆上风电不同，海上风电靠近我国电力负荷中心，消费前景十分广阔。数据显示，去年沿海11省用电量占全社会用电量的53%，保持了较好的复合增长率。“同时，在巨大的能源结构调整压力下，未来这些省份对清洁能源的需求将非常大。” 中央电力规划设计院新能源规划处处长苏信义说。

此外吊车公司，海上风电对电网更加友好。一方面，海上风电不占陆上资源；另一方面，在相同的地理位置，海上风电利用小时数高出20%至70%。

事实上，我国在发展海上风电方面具有天然优势，海岸线长达8万公里，可用海域超过300万平方公里，海上风能资源丰富。根据中国气象局风能资源详查初步结果，5米至25米水深线及高度范围内的近海海域风电装机容量约2亿千瓦时。海拔50米的范围。

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500万千瓦。据彭博新能源财经报道，到2020年我国海上风电累计装机容量可达800万千瓦，2020-2030年每年新增装机容量将达到200万至300万千瓦。

“海洋之大超乎我们的想象，海上风电的市场空间不可估量。” 国家气候变化战略研究与国际合作中心原主任李俊峰坦言。

具备规模发展的条件

经过多年的稳步发展，无论是从可开发的资源量，还是在技术和政策上，我国海上风电现在基本具备了规模化开发的条件。

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具备生产5MW以上适应复杂环境的大容量发电机组的能力。我国沿海海洋环境，可以避免完全依赖国外进口。在勘察设计方面，一批设计单位在施工优化方面取得多项突破，具备提供全生命周期技术服务的能力。在建设方面，中交三航局，龙源振华等人通过参与上海东海大桥和福清兴华湾海上风电场的建设，在海洋工程建设和大型海洋工程装备制造方面积累了大量成功经验。在项目开发方面，呈现出从近海到远海、从浅水到深水、从小规模示范到大规模集中开发的特点。

“我们取得的这些成绩，标志着我国海上风电进入规模化、商业化发展阶段。” 中国三峡集团副总经理王良友说。

无论是促进技术成熟，还是降低成本，都需要保证有足够的发展规模。记者了解到，福建省计划到2020年底将海上风电装机容量提高到200万千瓦以上。广东省在全省规划了23个海上风电场，总装机容量6685万千瓦。 . 江苏计划到2020年累计建设海上风电项目350万千瓦，目前这些地区正在积极完善海上风电发展的配套政策。

虽然取得了较快的发展，但我国海上风电产业与国际一流水平仍有一定差距。“中国海上风电在海洋工程、产品可靠性、远距离输电维护等方面仍面临诸多挑战。准确地说，中国海上风电仍处于基础能力建设阶段。” 金风科技股份有限公司董事、常务副总裁曹志刚说。

“事实上，海上风电也面临着消费的问题。” 苏信义分析说，一方面，沿海地区经济发达，电网较为密集，走廊相对较密。未来，海上风电传输通道必须提前规划；另一方面，一方面，沿海地区变电站设备利用率较高，风电接入受到限制。“我们判断吊车公司，如果一个省海上风电发展到1000万千瓦以上，也可能面临消纳问题。”

从政策上看海上风电现状，目前我国海上风电补贴力度仍然较高，面临较大的补贴下降压力。记者获悉，目前海上风电千瓦时补贴力度约为陆上风电的3倍，电价已连续4年未调整。作为衡量海上风电发展的重要尺度，成本无疑将决定市场的走向。

积极应对电价下跌挑战

经过“十二五”规划的精心探索，“十三五”被认为是海上风电连接过去与未来的关键时期。5月18日，国家能源局发布《关于2018年风电建设管理有关要求的通知》。2019年起，各省（区、市）新批准的集中式陆上风电项目和海上风电项目全部通过。以有竞争力的方式配置和确定上网电价。电价“铁饭碗”的打破，给海上风电行业带来了新的挑战。

有计算表明，目前海上风电的含税成本不低于84元/千瓦时。这意味着，目前海上风电项目含税0.85元/千瓦时的上网电价，只能为开发企业提供基本的收益。如果中标后电价继续下跌，企业必须提前谋划对策。

“大容量发电机组的应用是降低千瓦时电费的关键因素。” 彭博新能源财经高级分析师周以一说。3MW到5MW，机组升级速度比欧洲慢，是影响降本的瓶颈。

金风科技总工程师翟恩迪表示，与陆上风电相比，海上风电的建设成本要高很多。机组容量越大，施工成本（包括整个场地的吊装费用和整个场地的地基费用）就高很多。成本）及后续运维成本明显低于小容量机组。同时，我国受渔业、航海、军事等因素影响海上风电现状，海域有限，也需要部署更大容量的部队。

海上项目的水深和离岸距离也是影响海上风电千瓦时电价的主要因素。虽然长距离海上风电项目初期建设成本和后期运维成本较高，但增加的发电量足以弥补这部分投资。

此外，项目开发机制的差异也会对成本产生较大影响。例如，由于发展机制不同，荷兰和丹麦的海上风电招标价格远低于英国。周以一表示，英国以开发者为主，而荷兰和丹麦则采用中心化的开发机制。集中开发机制是通过政府主导的项目前期开发，包括风能测量、选址、海底光缆敷设等，全部由政府主导，大大降低了承担的部分成本和风险由开发商。中国也可以尝试采用这种机制。

据彭博新能源财经报道，当一个市场累计装机容量达到300万千瓦时至400万千瓦时时，即可实现从新兴市场向成熟市场的转变。中国有望在2018-2019年实现这一目标，海上风电千瓦时成本将快速下降。（经济日报·中国经济网记者 王奕辰）

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