海上风电市场难以估量 企业积极应对电价下探

　　2017年我国新增海上风电116万千瓦，累计装机达279万千瓦。海上风电目前不到300万千瓦的并网总量，不足以评估中国的海上风电风险，而且在运海上风机80%集中在江苏这一条件相对好的海域，未来风险无法有效衡量和识别。

　　海上风电市场难以估量

　　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279万千瓦，海上风电场实现多点开花。如果行走在江苏、福建、广东等多个省份的海岸线，都能看见白色风机的身影。

　　“海上风电虽然起步比较晚，但是凭借海上资源稳定性和大发电功率等特点，近年来正在世界各地飞速发展。”中国海洋工程咨询协会会长周茂平告诉记者，我国海上风电的发展空间广阔、潜力巨大，对我国能源结构安全、清洁、高效转型具有重要意义。

　　一个时期以来，消纳难限制了我国新能源发展，与陆上风电不同，海上风电由于紧邻我国电力负荷中心，消纳前景非常广阔。数据显示，去年11个沿海省份用电量占全社会用电量达到了53%，且保持了较好复合增长。“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非常大。”电力规划设计总院新能源规划处处长苏辛一说。

　　此外，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，在同样的地理位置，海上风电利用小时数高出20%至70%。

　　事实上，我国拥有发展海上风电的天然优势，海岸线长达1.8万公里，可利用海域面积300多万平方公里，海上风能资源丰富。根据中国气象局风能资源详查初步成果，我国5米至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内，风电可装机容量约2亿千瓦时。

　　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2018全球与中国市场海上风电设备安装船深度研究报告预计，到2020年中国的海上风电累计装机容量可以达到800万千瓦，2020年至2030年每年新增容量将达到200万至300万千瓦。

　　“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。

　　企业积极应对电价下探

　　经历“十二五”的谨慎探索，“十三五”被认为是海上风电承前启后的关键时期。5月18日，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，从2019年起，各省(自治区、直辖市)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。电价“铁饭碗”的打破给海上风电产业带来了新的挑战。

　　有测算显示，目前含税海上风电成本不低于0.84元/千瓦时。这意味着当前0.85元/千瓦时的近海风电项目含税上网电价，仅能给开发企业提供基本收益，如果竞价后带来电价继续下探，企业必须要提前谋划应对策略。

　　“大容量机组的应用是推低度电成本关键因素。”彭博新能源财经高级分析师周忆忆说，目前欧洲的机组单机容量在6至8兆瓦级别，而中国目前的机组容量普遍在3至5兆瓦，而且机组升级的速度要比欧洲更慢，这是影响成本降低的一个瓶颈。

　　金风科技股份有限公司总工程师翟恩地表示，与陆上风电比，海上风电的建设成本高出很多，采取更大容量的机组，其建设成本(包括全场设备吊装成本、全场基础造价)以及后面的运维成本等都明显低于小容量的机组。同时，我国受到渔业养殖、通航、军事等因素影响，海域面积受限，这也要求上马更大容量的机组。

　　近海项目的水深和离岸距离同样是影响海上风电度电价格下降主要因素，虽然远距离的海上风电项目前期建设成本和后期的运维成本比较高，但是增加的发电量足以覆盖这部分投资。

　　此外，项目开发机制的不同也会对成本带来较大影响。比如，由于开发机制不同，荷兰和丹麦的海上风电招标价格远远低于英国。周忆忆说，英国主要使用的是开发商为主导的机制，但是荷兰和丹麦使用是集中式开发机制。集中式开发机制是通过政府主导前期的项目的开发，包括风能测量、选址、海底电缆铺设等，都是由政府主导完成，这导致开发商负责部分的造价和风险得以大大降低。中国也可以尝试采取这种机制。

　　据预测，当一个市场累计装机到300至400万千瓦时，可实现从新兴市场到成熟市场的切换。预计中国在2018至2019年可实现这一目标，海上风电度电成本将快速下降。