我国海上风电起步晚，但凭借海上资源稳定、大发电功率、便于消纳等特点，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大规模开发条件，下一阶段须通过技术创新和规模化开发，尽快摆脱补贴依赖，通过市场化方式实现快速发展——
与光伏发电的火热不同，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更是创下近5年新低。但同时，我国海上风电异军突起，装机规模连续5年快速增长，已跃居全球第三。
我国海上风电起步晚、发展快，面临着成本更低的陆上风电和光伏发电等其他新能源的激烈竞争。在近日举行的2018海上风电峰会上，与会专家表示，在我国海上风电的下一阶段发展中，须通过技术创新和规模化开发，尽快摆脱补贴依赖，通过市场化方式发展。
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经济日报记者，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。据彭博新能源财经预计，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。
已具备大规模开发条件
经过多年的稳步发展，无论是在可开发的资源量上，还是技术、政策层面，我国海上风电目前已基本具备大规模开发条件。
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已经有能力生产适应我国沿海复杂海洋环境的5兆瓦以上大容量机组，可以避免完全依靠国外进口。勘测设计上，一批设计单位在施工优化方面取得了众多突破，已经具备提供全生命周期技术服务能力。在施工方面，中交三航局、龙源振华等通过参与上海东海大桥、福清兴化湾海上风电场建设，在海洋施工、大型海洋施工设备制造方面都积累了许多成功经验。在项目开发上，呈现出由近海到远海，由浅水到深水，由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已经进入规模化、商业化发展阶段。”中国长江三峡集团副总经理王良友说。
无论是为了推动技术走向成熟，还是降低成本，都必须保证有足够的开发规模。记者了解到，福建省计划到2020年底海上风电装机规模达到200万千瓦以上。广东省则在全省规划了23个海上风电场址，总装机容量为6685万千瓦。江苏规划到2020年累计建成海上风电项目350万千瓦。目前，这些地区正在积极为发展海上风电完善配套政策。
虽然取得了快速发展，我国海上风电产业与国际一流水平尚有一定差距。“中国海上风电在海洋工程、产品可靠性、远距离电力输送以及维护方面仍面临很多挑战，准确地说，中国海上风电还处于基础能力建设阶段。”金风科技股份有限公司董事兼执行副总裁曹志刚说。
“其实，海上风电也是面临消纳问题的。”苏辛一分析认为，一方面，沿海地区经济发达，电网较密集，通道走廊相对比较紧张，未来海上风电的输电通道要提前规划布局；另一方面，沿海地区变电站设备利用率相对较高，对于风电接入也有所限制。“我们判断海上风电在一个省如果发展到1000万千瓦以上，可能也会面临消纳问题。”
从政策来看，目前我国海上风电补贴强度仍然较高，面临较大补贴退坡的压力。记者获悉，目前海上风电千瓦时电补贴强度大概是陆上风电约3倍，而且电价已有4年没有调整。而作为衡量海上风电开发的重要标尺，成本无疑将决定市场走向。
积极应对电价下探挑战
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千瓦时电成本的关键因素。”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6兆瓦至8兆瓦级别，中国目前的机组容量普遍在3兆瓦至5兆瓦，而且机组升级的速度要比欧洲慢，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，与陆上风电相比，海上风电的建设成本要高出很多，采用更大容量的机组，其建设成本（包括全场设备吊装成本、全场基础造价）以及后续运维成本等都明显低于小容量机组。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千瓦时价格下降的主要因素，虽然远距离海上风电项目前期建设成本和后期运维成本比较高，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，英国主要以开发商为主导，但是荷兰和丹麦使用的是集中式开发机制。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，这使开发商承担的部分造价和风险得以大大降低。中国也可以尝试采取这种机制。
据彭博新能源财经预测，当一个市场累计装机达到300万千瓦时至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年至2019年可实现这一目标，海上风电千瓦时成本将快速下降。
