国家能源局近日发布了《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(以下简称《通知》)，明确将推行竞争方式配置风电项目。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。 《通知》的下发究竟会对行业产生何种影响?其未来发展的方向在哪里?在刚刚落下帷幕的2018年海上风电领袖峰会上，来自业内的专家学者和风电整机制造企业代表就上述问题各抒己见，记者将上述人士观点进行整理，以飨读者。
翟恩地：采用大容量机组有利于降本
金风科技总工程师、海上业务单元总经理翟恩地在会上表示，竞争性配置政策将加速风电行业的技术进步。与陆上风电相比，海上风电的建设成本高出很多，我国沿海在风资源、地质表现、海洋气候等方面都有较大差异，这对工程造价影响较大。而与国外风资源相比，切变系数和风资源湍流在不同地区差别也较大，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)以及后续的运维成本等都明显低于小容量的机组。同时，海上风电受到渔业养殖、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。
周忆忆：技术创新推动成本持续下降
彭博新能源财经高级分析师周忆忆表示，中国的风电竞价机制推出意在缓解补贴压力。与此同时，竞价也体现出政策制定者对海上风电态度是积极稳妥而不是通过爆发式增长快速升级产业。竞价之后国内海上风电储备容量从36吉瓦下降到10吉瓦，10吉瓦储备容量给产业全面进入竞价政策之前提供了相当长的缓冲期，不会对中国海上风电近期市场规模造成太大影响。
而目前来说，全球海上风电的造价和后期运维成本仍处于高位。彭博新能源财经参考了欧洲国家经验发现，其海上风电价格自近几年竞价机制的推出正呈现不断降低的趋势并屡破新低。周忆忆表示，项目开发机制的不同也会对成本带来较大影响。例如，荷兰和丹麦采用的是集中式开发机制，通过政府主导前期的项目开发，包括风能测量、选址、海缆敷设等，使得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。在周忆忆看来，当一个市场累计装机达到300万千瓦~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2018~2019年可实现这一目标，海上风电成本将实现快速下降。
田庆军：竞价形势下将面临多重发展屏障
远景能源副总裁田庆军在会上表示，刚刚出台的风电竞争性资源配置新政，或将给海上风电带来一定的变数。
田庆军在会上坦言，海上风电成本目前还太高，竞价或者平价后面临较大挑战，轻量化风机是未来远景能源研发的重点。根据分析，福建及粤东部分地区的高风速区域，目前发电小时为3800小时左右，EPC造价约18000元/千瓦。想实现平价，发电小时数要超过4300小时，EPC造价要降到13000元以下。江苏等低风速海上区域目前发电小时大概2700小时左右，EPC造价约15000元/千瓦。因此，发电小时数要突破3000小时、EPC要控制在1万元以下才能实现平价。
田庆军认为，我国海上风电目前不到300万千瓦的并网总量，不足以评估海上风电存在的诸多风险，而且在运海上风机80%集中在江苏这一条件相对较好的海域，未来风险无法有效衡量和识别。新政出台后，迫于新的电价形势，海上风电开发或将变得非常紧迫。潜在的风险增多，机型推出太快无法得到有效验证就是其中之一。
苏辛一：后续消纳问题需未雨绸缪
电规总院新能源规划处处长苏辛一在会上介绍，截至今年5月底，我国海上风电并网装机超过250万千瓦，尤其是今年1~5月，新增装机已经突破50万千瓦，今年投产装机有望超过100万千瓦。
目前在我国11个沿海省市中有9个省市的海上风电已经得到相关部门批复，累计批复规模约7200万千瓦。随着海上风电发展的日渐提速，电网调峰消纳问题将日益显现。2017年，我国西电东送电力流规模约2.25亿千瓦，其中大量电力外送通道的受端在沿海地区。而上述地区诸如辽宁、河北存在一定程度上的弃风情况，山东、福建、广东和海南的风电消纳问题也需要提前关注和采取措施。苏辛一表示，“十三五”期间海上风电重在积累经验、降本增效，为后续的规模化发展打下基础。他建议，对于连片规模化开发的海上风电，应结合电网送出和市场消纳条件统一规划。
