圖為正在建設中的福清興化灣30萬千瓦海上風電場一期工程。王奕辰攝

我國海上風電起步較晚，但具有海上資源穩定、發電量大、消費方便等特點，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規模化發展的條件。下一階段必須通過技術創新和規模化發展，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創近五年新低。但與此同時，我國海上風電如雨后春筍般涌現，裝機容量連續五年快速增長，位居世界第三。

我國海上風電起步較晚，發展較快，面臨著低成本陸上風電、光伏發電等其他新能源的激烈競爭。在日前召開的2018海上風電峰會上，與會專家表示，我國海上風電下一階段的發展必須通過技術創新和規模化發展，盡快擺脫補貼依賴，實現發展。以市場為導向的方法。

海上風電市場不可估量

經過11年的發展，截至2017年底，我國海上風電累計裝機容量已達到279萬千瓦，海上風電場實現了更大的增長。走在江蘇、福建、廣東等省的海岸線上，可以看到白色的扇子。

“海上風電雖然起步較晚，但由于海上資源穩定，發電量大，近年來在世界范圍內發展迅速。” 中國海洋工程咨詢協會會長周茂平告訴經濟日報記者，我國海上風電有發展空間。其廣闊空間和巨大潛力對我國能源結構安全、清潔、高效轉型具有重要意義。

一段時間以來，吸收困難制約了我國新能源的發展。與陸上風電不同，海上風電靠近我國電力負荷中心，消費前景十分廣闊。數據顯示，去年沿海11省用電量占全社會用電量的53%，保持了較好的復合增長率。“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將非常大。” 中央電力規劃設計院新能源規劃處處長蘇信義說。

此外吊車公司，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，在相同的地理位置，海上風電利用小時數高出20%至70%。

事實上，我國在發展海上風電方面具有天然優勢，海岸線長達8萬公里，可用海域超過300萬平方公里，海上風能資源豐富。根據中國氣象局風能資源詳查初步結果，5米至25米水深線及高度范圍內的近海海域風電裝機容量約2億千瓦時。海拔50米的范圍。

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。據彭博新能源財經報道，到2020年我國海上風電累計裝機容量可達800萬千瓦，2020-2030年每年新增裝機容量將達到200萬至300萬千瓦。

“海洋之大超乎我們的想象，海上風電的市場空間不可估量。” 國家氣候變化戰略研究與國際合作中心原主任李俊峰坦言。

具備規模發展的條件

經過多年的穩步發展，無論是從可開發的資源量，還是在技術和政策上，我國海上風電現在基本具備了規模化開發的條件。

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具備生產5MW以上適應復雜環境的大容量發電機組的能力。我國沿海海洋環境，可以避免完全依賴國外進口。在勘察設計方面，一批設計單位在施工優化方面取得多項突破，具備提供全生命周期技術服務的能力。在建設方面，中交三航局，龍源振華等人通過參與上海東海大橋和福清興華灣海上風電場的建設，在海洋工程建設和大型海洋工程裝備制造方面積累了大量成功經驗。在項目開發方面，呈現出從近海到遠海、從淺水到深水、從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進入規模化、商業化發展階段。” 中國三峽集團副總經理王良友說。

無論是促進技術成熟，還是降低成本，都需要保證有足夠的發展規模。記者了解到，福建省計劃到2020年底將海上風電裝機容量提高到200萬千瓦以上。廣東省在全省規劃了23個海上風電場，總裝機容量6685萬千瓦。 . 江蘇計劃到2020年累計建設海上風電項目350萬千瓦，目前這些地區正在積極完善海上風電發展的配套政策。

雖然取得了較快的發展，但我國海上風電產業與國際一流水平仍有一定差距。“中國海上風電在海洋工程、產品可靠性、遠距離輸電維護等方面仍面臨諸多挑戰。準確地說，中國海上風電仍處于基礎能力建設階段。” 金風科技股份有限公司董事、常務副總裁曹志剛說。

“事實上，海上風電也面臨著消費的問題。” 蘇信義分析說，一方面，沿海地區經濟發達，電網較為密集，走廊相對較密。未來，海上風電傳輸通道必須提前規劃；另一方面，一方面，沿海地區變電站設備利用率較高，風電接入受到限制。“我們判斷吊車公司，如果一個省海上風電發展到1000萬千瓦以上，也可能面臨消納問題。”

從政策上看海上風電現狀，目前我國海上風電補貼力度仍然較高，面臨較大的補貼下降壓力。記者獲悉，目前海上風電千瓦時補貼力度約為陸上風電的3倍，電價已連續4年未調整。作為衡量海上風電發展的重要尺度，成本無疑將決定市場的走向。

積極應對電價下跌挑戰

經過“十二五”規劃的精心探索，“十三五”被認為是海上風電連接過去與未來的關鍵時期。5月18日，國家能源局發布《關于2018年風電建設管理有關要求的通知》。2019年起，各省（區、市）新批準的集中式陸上風電項目和海上風電項目全部通過。以有競爭力的方式配置和確定上網電價。電價“鐵飯碗”的打破，給海上風電行業帶來了新的挑戰。

有計算表明，目前海上風電的含稅成本不低于84元/千瓦時。這意味著，目前海上風電項目含稅0.85元/千瓦時的上網電價，只能為開發企業提供基本的收益。如果中標后電價繼續下跌，企業必須提前謀劃對策。

“大容量發電機組的應用是降低千瓦時電費的關鍵因素。” 彭博新能源財經高級分析師周以一說。3MW到5MW，機組升級速度比歐洲慢，是影響降本的瓶頸。

金風科技總工程師翟恩迪表示，與陸上風電相比，海上風電的建設成本要高很多。機組容量越大，施工成本（包括整個場地的吊裝費用和整個場地的地基費用）就高很多。成本）及后續運維成本明顯低于小容量機組。同時，我國受漁業、航海、軍事等因素影響海上風電現狀，海域有限，也需要部署更大容量的部隊。

海上項目的水深和離岸距離也是影響海上風電千瓦時電價的主要因素。雖然長距離海上風電項目初期建設成本和后期運維成本較高，但增加的發電量足以彌補這部分投資。

此外，項目開發機制的差異也會對成本產生較大影響。例如，由于發展機制不同，荷蘭和丹麥的海上風電招標價格遠低于英國。周以一表示，英國以開發者為主，而荷蘭和丹麥則采用中心化的開發機制。集中開發機制是通過政府主導的項目前期開發，包括風能測量、選址、海底光纜敷設等，全部由政府主導，大大降低了承擔的部分成本和風險由開發商。中國也可以嘗試采用這種機制。

據彭博新能源財經報道，當一個市場累計裝機容量達到300萬千瓦時至400萬千瓦時時，即可實現從新興市場向成熟市場的轉變。中國有望在2018-2019年實現這一目標，海上風電千瓦時成本將快速下降。（經濟日報·中國經濟網記者 王奕辰）

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