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此外,据了解,我国的海洋水文测量、海底地质勘查工作等基础性工作也很薄弱。“海上风电开发涉及海事、国防等多个领域,各地相关职能部门实际执行管理标准不一,前期工作周期较长,也给海上风电开发带来一定困难。”江苏某风电开发企业相关人士称。
一家知名风机制造企业相关负责人向记者坦陈,虽然国内诸多企业都在进行海上风电的技术储备,但并没有建立起与海上风电需求相匹配的核心技术能力和产业竞争实力。我国5兆瓦和6兆瓦级的大容量机组在制造方面还处于少量试运行阶段,海上施工设备还不能适应多种建设条件,对海上风电基础的设计、施工研究试验不足,离岸变电站和海底电缆技术等级也较低。
“海上风电系统包括风电机群、集电系统、输电系统等。优化的目标是综合经济效益最优,而综合经济评估主要包括成本核算、收益分析、网损及可靠性评估等。不同层次的优化,重点各有不同。”王锡凡认为。
电价政策尚处于摸索阶段
国家能源局方面日前表示,将督促沿海各省加快开工建设海上风电项目,对海上风电建设进展情况及时跟踪监测。加大项目推进协调力度,力争2016年底前有较大突破。
或许是为了使陷入尴尬的海上风电尽快启动,一年来海上风电频繁受到政策的青睐。国家发改委在2014年6月正式推出海上风电标杆电价政策,明确非招标的海上风电项目,2017年前投运的近海海上风电项目上网电价为0.85元/千瓦时,潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时。2014年12月,国家能源局发布《全国海上风电开发建设方案(2014-2016)》,1053万千瓦的44个海上风电项目被列入开发建设方案。
据了解,在标杆电价政策推出之前,海上风电一直通过特许权招标确定上网电价,2010年国内进行了首次海上风电项目招标,通过招标确定了四个项目,但其进展非常缓慢。当年首轮招标时,为顺利抢占资源,企业不得不压低价格。首轮中标的四家企业,中标电价分别为0.7370元/千瓦时、0.7047元/千瓦时、0.6396元/千瓦时和0.6235元/千瓦时,这甚至远低于后来确定的上网标杆电价。“虽然企业顺利拿到了项目资源,但是接近于陆上风电的中标价格没留下盈利的空间,项目只能一拖再拖,这也致使海上风电建设全局工作陷入僵局。”中国农机协会风能设备分会的相关人士介绍说。
目前,我国海上风电的建设成本维持在1.5—2万元/千瓦左右,是陆上风电的2倍。 据称,年发电小时数达到3000小时以上才可盈利,而目前来看,我国风电年平均发电小时数在2000小时左右。
【国内】
协同行动,突破海上风电发展瓶颈
我国海岸线总长3.2万公里,其中大陆海岸线1.8万公里,岛屿海岸线1.4万公里。近海区域、海平面以上50米高度风电技术可开发容量约2亿千瓦。近海风场的可开发风能资源是陆上的3倍。
与陆上风电相比,海上风能资源的能量效益要高20%至40%,具有风速高、电量大、运行稳定、适合大规模开发等优势。
我国目前可供集中开发的清洁能源资源主要包括西南水电、西北风电和光伏,这些资源都存在就地消纳能力有限、需要远距离输送和配套调节电源等问题,而海上风电靠近负荷中心、不占地、年运行小时长,对电网更“友好”,其技术性和经济性相比前述资源更具优势;同时,发展海上风电,与我国经济区域布局,与大力发展海洋经济、建设海洋强国战略高度一致。
但是,我国海上风电要实现全面实质性启动,确保健康有序发展,还需要重点研究解决以下几个方面的问题和制约因素:
一、战略规划工作滞后
海上风能资源评价工作是制定国家海上风电战略,开展风电规划、建设的重要依据和前置条件。受相关因素影响,我国近海风资源评估工作一直没有系统开展,造成海上风电战略及项目规划工作滞后。
二、核心装备国产化进程缓慢
海洋环境远比陆地环境复杂,海上风电技术难度大。虽然我国在整机制造方面取得了较大进展,但核心设备国产化进程缓慢,国内企业自主创新能力不足。
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