海上风电认证困局

电力18讯：

 

eo记者  刘斌

 

海上风电规模发展来临之际，最不应该忽视的环节是什么？

 

各参与方在努力寻求风险与成本之间的最佳平衡点，但梳理整个风电产业链条，认证是目前至关重要却又容易被轻视的环节。

 

2019年1月16日，江苏发改委一次性公布了24个海上风电项目核准公告，总装机容量达到640万千瓦。一个值得注意的细节是，上述24个项目的核准日期均为2018年12月28日，而海上风电竞争性配置政策将在3天后生效，“抢装”意味明显。

 

不止江苏，广东同样在新政实施前累计核准了大量的海上风电项目，据平安证券统计数据，广东已核准待建设的项目和处在核准公示前的项目规模总计达到2995万千瓦。按照现行海上风电上网电价政策，这些在2019年以前核准的项目将能够得到0.85元/千瓦时的标杆上网电价。

 

对于业主而言，8毛5的上网电价意味着相对稳定的预期收益，但这也需要付出相应的代价。江苏和广东都明确提出，核准之日起2年内未开工建设的项目，只能申请一次最长不超过一年的延期。在广东，地方政府曾收回过没有达到建设进度要求的项目开发权。

 

在降成本与保工期的考验下，大规模发展海上风电将面临高风险的挑战。

 

不可或缺的环节

风电业界对于“认证”并不陌生。2014年，国家能源局下发了《关于规范风电设备市场秩序有关要求的通知》（以下简称“通知”），首次提出实施风电设备型式认证，风电开发企业进行设备采购招标时，应明确要求采用通过型式认证的产品。没有通过型式认证的机组，不允许参加招标。这项通知的主要目的是为了规范市场的无序竞争、提高风电设备技术水平和质量。

 

“风电机组属于大型机电装备，结构复杂、涉及专业面广、失效后果严重，作为最终用户的业主往往难以对机组质量进行专业评价，而整机厂商与业主之间又存在一定的信息不对称，因此在风电开发利用较早的国家最先形成了第三方检测和认证的惯例。在IEC（国际电工委员会）和相关国家标准基础上，型式认证能够确保风电产品设计满足标准要求，从而在很大程度上保证产品的安全性。”鉴衡认证中心风能事业部副总经理杨洪源解释称。

 

认证本质上就是一种信用保证形式，通过独立的第三方机构来证明产品或者服务符合相关技术规范的强制性要求。风机的认证包括部件认证、型式认证和项目认证，国内风机的型式认证对整机厂商具有强制性约束，但对项目认证并未做相应要求。

 

据德国北德集团（TÜV NORD）中国区可再生新能源风能事业部总经理朱一夫介绍，型式认证主要模块分为设计评估、制造评估和型式试验。型式认证的有效期为5年，2年半之后需要证书监督。

 

作为风电机组开发的最后一个环节，型式认证能够检验机组的运行状况和设计指标是否吻合，从而保证机组设备的质量。有整机厂商人士曾对eo记者表示，型式认证的主要目的是为了证明产品的一致性，对于工业产品很重要。

 

但由于陆上风电与海上风电存在差异，相比陆上风电，海上风电需要考虑基础设计和海域环境因素，风险点更多，仅针对风电设备进行型式认证难以满足海上风电的发展需求。

 

据DNV GL可再生能源认证业务中国区经理赵国彬介绍，型式认证的模块比较单一，而海上风电的项目认证涉及到整个风电场，风机的型式认证只是项目认证中的一个环节，除此之外，项目认证还需要考虑基础、电缆和升压站的技术问题以及施工能力。

 

而海上风电的项目认证是建立在型式认证的基础之上，需要对海域环境评估和塔基设计进行评估，才能签发证书。

 

杨洪源认为，“项目认证可以避免风电场项目设计的缺陷，解决机组在特定项目的适应性问题，同时对设备制造和项目建设过程进行监督和控制，保证项目交付时各项技术指标能够达到设计预期，避免存在系统性设计风险。对于海上风电，不同项目的风况、海况和海床地质条件不一样，每一个海上风电场都是根据现场实际条件特别设计的，因此项目的设计是否达到标准的要求，是否与现场条件匹配，是否能够按照设计得到有效实施，都可以通过项目认证得到充分论证。这比陆上风电场的项目设计和建设要复杂得多，因此对于海上风电来说，我觉得项目认证的意义更为重要。”

 

从海上风电产业链来看，认证只是其中一个相对较小的环节，但起到的作用非常关键。水电水利规划设计总院副院长易跃春在接受eo记者采访时曾表示，海上风电的风险比较大，产品要先通过小批量的设计认证和型式认证，质量认证要作为海上风电的一个门槛条件。

 

目前国内承担风机认证工作的机构主要分为两类，一类是以鉴衡认证、中国船级社、中国质量认证中心为代表的国内认证机构；另一类是以DNV GL、TÜV NORD、TÜV SÜD、TÜV Rheinland为主的外资认证机构。

 

从海上风电认证标准来看，目前国际主流的标准为IEC 61400系列和GL（德国劳氏船级社）的标准，外资认证机构多采用以上国际标准。国内认证机构则以国家标准为主，但国内认证标准在很大程度上参考了IEC 61400系列和GL标准，并结合国内实际情况有所调整。

 

随着国内风电企业逐渐重视海外市场，外资认证机构也纷纷加快拓展中国风电市场，尤其是针对出口认证市场。外资认证机构的优势在于经验丰富、国际认可度高。

 

朱一夫认为，在发证业务上，内资与外资认证机构的竞争侧重点略有不同，外资机构更关注整机厂商的出口认证需求以及新方法新技术的评估。“未来国内市场趋于饱和，而海外市场还有比较大的机会，当然不会放弃国内市场，但在不同的细分市场侧重点不一样。”

 

项目认证缺位

但事实上，由于项目认证并不属于强制认证，业主并没有足够的动力去推动，目前国内海上风电的项目认证仍是一片空白。

 

项目认证主要的主要模块分为场址评估和塔基设计评估以及安装评估（可选），认证费用在千万元人民币量级，认证周期从半年到两年不等。

 

项目认证需要由业主或者EPC单位来主导，但目前业主也在承受降成本的压力。尽管2019年以前核准的项目能够获得8毛5的上网电价，但由于广东、福建海域状况比较复杂，施工成本居高不下。数据显示，目前广东、福建海上风电单位千瓦的造价1.6万至2万元之间，江苏的造价则在1.5万左右。而项目认证作为一项非强制条件，业主对项目认证的兴趣并不高。

 

据TÜV南德意志大中华集团工业服务部能源系统技术经理张磊介绍，在施行强制性认证的国家，一般由设计公司做风电场的规划和设计，第三方认证机构再进行项目认证，业主需要拿第三方的认证去获得政府的批准。除此之外，在海上风电相对成熟的市场，商业银行和保险公司普遍会采信业主提供的第三方认证作为必要条件。目前国内投产的海上风电项目并不多，海上风电保险行业仍处于初期阶段。

 

但在国内，电力设计院是各省海上风电产业的深度参与者之一，他们也承担了一部分海上风电的项目管理和技术管理的工作。这些设计院通常具有工程设计、工程咨询和工程勘察资质，业务范围涵盖了项目评估、管理以及工程总承包，在电力勘测和设计领域经验丰富。海上风电项目的可研报告编写和基础设计通常也由电力设计院承担，业主需要电力设计院出具的可研报告来获得政府批文。

 

此外，由于从事海上风电项目开发的业主多为大型发电集团，在融资层面并不需要过多地取得外部支持，所以认证起到的担保作用并不明显。

 

据张磊介绍，保险公司目前提供的还只是财产险，由于海上风电项目投入资金过大，风险太高，风电市场的国情差异等因素，对于国内海上风电市场，国内外的知名保险机构和再保公司很多仍处于观望状态。许多适合国内海上风电项目的险种有待将来引进与开发。

 

 “只有大规模装机后才能看到问题，国内一直是摸着石头过河，如果一直摸着石头就过，只有摸不到石头才会去建桥。不能否定这种模式，但是我们需要对其中的风险进行把控，尤其是海上风电。”朱一夫表示。项目认证只能从政府和管理者的层面去推动，行业本身并没有动力主动去做，业主在收益都不能保障的情况下，无法负担更多的东西。

 

填补空白的机遇

尽管国内海上风电项目认证市场前景并不明朗，但对于国内认证检测机构来说，急于建立完整海上风电产业链的地方政府，为检测认证机构提供了拓展市场的绝佳机会。

 

2018年5月，阳江市高新区管委会与鉴衡认证举行海上风电装备检测认证与技术创新基地项目签约仪式，《阳江日报》发布的通稿提到该项目的落户将“填补广东省在风电先进装备制造行业缺乏国家级质量检测检验认证机构的空白，助力阳江市海上风电产业加速集聚发展”。

 

阳江市计划在该基地设立（引进）风电研发中心、技术中心、大数据中心和运维中心，建设高水平的风电装备检测认证平台。据《阳江日报》报道，国家认监委已经批复同意鉴衡认证中心在阳江筹建“国家海上风电装备质量监督检验中心”。

 

“风电产业的发展需要第三方检测认证机构，检测认证机构类似粘合剂，为行业提供交流和互动的平台，有效地把各方粘到一起，这是一个很重要的角色。”杨洪源表示。并且后期海上风电的开发重点在沿海地区，在当地建设检测认证中心，能够更接近生产和项目现场，避免海上大容量机组部件远距离运输问题，以便更好地为设备厂商和业主提供服务。

 

除了广东阳江，鉴衡认证也与三峡集团签署合作协议，共同在福清三峡海上风电国际产业建立福建鉴衡认证中心。中心的主要工作是进行海上风电的认证业务，为三峡海上风电国际产业园提供设备质量、项目安全和课题研究等方面的支持。

 

对于海上风电产业来说，把安全环节尽可能考虑充足些，一些经过实践检验的规制性举措尽可能吸收，对海上风电整个产业链的可持续发展应该是有益的。