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“海上风电正在从‘探索模式’进入‘突破发展模式’。”李亦伦在上述论坛上表示。
2018年,我国海上风电新增装机容量达到180万千瓦,累计装机达到459万千瓦,在建约600万千瓦。目前建成并网的海上风电项目主要在江苏、上海,但最近几年福建、广东、浙江海上风电开发建设进度明显加快。国内沿海主要的海上风电大省均已推出明确的海上风电发展指导建议,并且拥有明确的海上风电建设规划。
“我认为现在的节奏不能说是过热,可能还不足。”在李亦伦看来,对于海上风电来讲,国内的资源和规划情况均可承载更多的增量。“与全球相比,我们的量并不大。欧洲、中东与非洲地区的海上风电新增装机容量占到了全球海上风电新增装机容量的60%。”李亦伦建议,“十三五”期间总体上应依照国家及各省已经批复规划开展建设,加强规划实施的严肃性、科学性。
“海上风电突破了关键的施工技术瓶颈,掌握了大直径单桩基础等海上风电核心施工技术,开启了规模化发展进程。”原中国国电集团公司副总经理谢长军在谈到风电行业转型升级时表示,“2018年5月,国家能源局发布竞价上网政策以来,各地方政府为了抢电价,出现集中核准海上风电项目的情况,这些核准项目的成熟度、建设条件是否都能落实存在疑问。”
记者注意到,近年来,海上风机大型化发展速度显著加快,广东要求5兆瓦以上,福建将标准提升至8兆瓦以上。“为了迎合海上风电大规模开发,各机组厂商都在加快推出6兆瓦及以上机型,但样机不多,且运行时间短,设备稳定性、发电量水平还有待市场检验,盲目投入市场存在一定的风险。”谢长军建议,“不应过分追求机组大型化,新机型至少需要2~3年的稳定期和成熟期,不能急于批量生产。”
“国内海上风电距离完全去补贴还有很长一段路要走。经研究,目前国内海上机组成本约占30%,海上支撑结构(含风机基础和风机塔筒)约占22%。海上基础与塔架采用分开单独设计,加上国内关键技术相对薄弱,导致双方都冗余设计,致总体成本偏高。”刘姿在上述论坛上指出。在海上风电电价问题上,谢长军也认为,海上风电电价的下调要适应技术进步和造价下降速度,幅度不宜太大、太快。
非技术成本亟待降低
“业内人士经测算指出,不包括弃风限电在内的其他非技术成本相当于每千瓦时风电成本抬高了0.05元左右,而在‘三北’地区,甚至达到每千瓦时0.1元左右。”刘姿在谈到风电非技术成本难以根除这一问题时指出。
记者注意到,1月9日,国家能源局下发的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》中明确:优化平价上网项目和低价上网项目投资环境,切实降低项目的非技术成本。但是受各种条件限制,政策真正落地、非技术成本彻底消除,还有较大的难度。
“国家能源局近期出台的一系列政策中,都着重强调要降低风电行业非技术成本,要求地方政府不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费,要求项目直接出让股份或收益等。”谢长军建议国家出台一些政策规定,限制地方保护主义。同时,也希望地方政府能从长远利益出发,让风电产业在自由竞争环境中健康成长。
在谈到非技术成本下降的问题时,李亦伦强调:“平价、竞价风电在前期申报与投资决策过程中,将各项边界参数和敏感性的条件优化到了极致,抗风险的能力已经非常低,任何非技术的成本提高都将影响项目最终的命运,因此,建议有关部门与各级地方政府执行并确保降低非技术成本的实际效果。”
“未来各能源品种将在同等电力市场平台公平竞争,提升新能源行业竞争力,加快实现平价上网,将对风电成为未来主力电源、满足市场主体选择具有重要意义。”在水电水利规划设计总院新能源部副处长张佳丽看来,新能源成本仍会进一步下探,新能源在市场竞价中将逐步占据主导地位,加速替代传统能源的进程。
“风电平价是必由之路,在平价上网的大趋势下,不单单是以开发商为主体,或以整机制造商为主体,而是需要风机零部件—风机—EPC—投资商—运营商—电网等全产业链协同,需要集合全产业链的力量来推动风电的可持续健康发展。”刘姿表示。
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海上风电一年未见新项目招标/核准
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