风电丨我国海上风电有两大屏障亟待打破

　　中国电力报 中电新闻网记者 赵汀

　　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日前印发的 《能源技术革命创新行动计划（2016～2030年）》及行动路线图中，研发大型海上风机赫然在列。

　　随着中船重工（重庆）海装风电设备有限公司（以下简称：海装风电）5兆瓦海上样机的3年运行期满，一个以降低度电成本为出发点的海上风电项目开发案例轮廓日渐清晰。海上风电发展受挫后，海装风电取得的经验显得弥足珍贵。

　　4月22日，国家海上风力发电工程技术研究中心学术委员会第五届年会在北京举行。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’。”

　　叶片发展成焦点应达到百米级别

　　中国风能协会统计的数据显示，2015年，我国海上风电新增装机100台，容量达到360.5兆瓦，同比增长58.4%。其中潮间带装机58台，容量181.5兆瓦，占海上风电新增装机总量的50.35%；其余49.65%为近海项目，装机42台，容量179兆瓦。

　　中国风能协会秘书长秦海岩在会上表示：“发展海上风电要通过不断开发建设项目来积累经验，实现降低度电成本的最终目标。”代表了较高难度的近海风场，成为风电坚守者们的乐土。

　　“保持机组额定功率不变，增大风轮直径，是更适合中国风电行业发展方向的技术趋势。”海装风电研发中心副主任张海亚在亲历了6年海上项目的实施后对本报记者表示。

　　不同于北欧风速为10米/秒的一类风区，我国长江口以北海上风速仅为7.5米/秒，风资源条件决定了海上风电机组在规　  划、设计之初就应该依据海上风况制定较为适合的整体方案。

　　额定功率为5兆瓦、风轮直径为151米的机型在我国长江口以北海域运行可获得较高的经济效益。细分海上风电市场，准确的产品定位给海装风电5兆瓦机型带来了优势。作为全球5兆瓦级别风轮直径最大的产品，海装风电的产品也得到了欧洲风电专家的认可。荷兰MECALB.V.首席执行官AntondeRoest在会上表示：“风场的资源条件决定了风机的选型。对于中国长江口以北的海上风场而言，海装风电5兆瓦风机是同功率机型中经济性最好的。”据了解，2012年12月海装风电2台5兆瓦样机投入试运行，截至目前已安全运营超过1200天，平均利用利率超过95%。2015年12月，海装风电与华能签署了20台10万千瓦的采购合同，5兆瓦机型实现量产。

　　自2015年至今，科技部及相关部委陆续发布文件指出，“十三五”时期对于5兆瓦级别的海上风电机组要实现批量推广，研制8～10兆瓦海上风电机组。

　　张海亚表示：“对于风机额定功率的不断挑战，难点不在于风机本身，而在于叶片。‘十三五’时期，叶片的发展成为重中之重。叶片发展如果不能够达到百米级要求，也就是说风轮直径无法超过200米，额定功率8～10兆瓦机组的研制将失去意义，过短的风轮直径无法发挥大功率机组的性能优势。”

　　以阶梯奖励电价提升项目吸引力

　　去除内部因素，外部因素也对海上风电的发展产生巨大影响。占据了陆上投资成本的2倍，海上成本居高不下的现状让众多风场开发商望而却步。其中海工市场的高额投入占据海上成本的较高比例。

　　“由于装机容量小，专业满足风电安装的海工市场并未形成。”张海亚表示。

　　正由于上述原因，国内整机制造商在布局海上产品研发上格外谨慎。有国内整机制造企业负责人对中国电力报记者表示：“占据了海上投资近60%的施工成本，给项目　  投资收益的测算带来难度。风场开发商在无法拿到详细、可靠的投资回报时，对于海上风电项目的投入是心存疑虑的。”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，使海上风电项目开发成本高昂。

　　据了解，现阶段能够有效刺激海上风电场开发积极性的手段并不多，海上风电场开发和海工市场形成又是相辅相成的。

　　张海亚表示：“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。”

　　李梁