“面对平价时代的成本压力，风电行业必须因地制宜、因时制宜，以基于平台化模式的定制化产品实现与资源条件的完美匹配。”针对这一命题，上海电气副总裁、上海电气风电集团董事长金孝龙给出这样的解决方案。
将考验风机和资源条件的匹配度
在陆上风电实现平价的过程中，风电开发重回“三北”的趋势日益清晰。“‘三北’地区风资源条件较好，集中开发的规模相对较大。这两大特点决定了‘三北’地区可以率先实现平价。”金孝龙日前接受记者采访时说。
紧跟陆上风电，海上风电也将于2022年实现去补贴。国内的海上风电大多是从欧洲进行技术引进起步，但国内的地理条件、海床条件和风资源禀赋和欧洲有较大差异。相比欧洲，中国的海上风资源有其自身特点：一是平均风速低，二是南北差异大。南方相对风速较高，但受台风影响明显，北方台风影响较小，但风速更低。
因此，金孝龙认为，欧洲海上风电平价经验值得参考，但在向欧洲学习借鉴的同时，也不能完全照搬欧洲的发展模式。从风机角度来讲，针对中国条件迥异的资源情况，没有一款机型可以包打天下。
由于风电的平价是以火电燃煤标杆电价为参照的，各省的火电标杆电价从0.28-0.45元/千瓦时不等，因此，风电的平价也不会是一个价格。有些地区虽然火电标杆电价较高，但同时也伴随着开发条件较差，风电开发成本较高的问题。
“立足中国多样化的风资源条件和不同区域的电价上限，这要求整机从单一设计走向平台化设计，在平台化设计的前提下，采用定制化模式。平台化有利于风机配置实现柔性调节，降低研制成本;定制化使得风机更有针对性，更加完美匹配风资源情况。”金孝龙说。
当前，部分开发商在考虑内部收益率(IRR)时，仍然更多考虑的是工程建设成本(CAPEX)，没有切实转变到全生命周期度电成本(LCOE)上，特别是在运维成本(OPEX)的精细化测算上，经验数据缺乏使得OPEX的精准性无法切实保证。金孝龙认为，在标杆电价时代，项目的可研收益率跟实际收益率之间具有较大余量，这种思路或许不会对开发商产生太大影响。但是在平价时代，余量消失了，如果不把账算精细，不转到注重全生命周期精细化度电成本的思路上来，很可能达不到收益率目标。
海上风电平价面临更严苛条件
表面上，风电正走入一个平价时代，实际上，风电迎来的将是一个低价时代。在无法全额保障性收购的情况下，实际电价可能比平价更低。为此，行业要做好思想准备和工作准备。
金孝龙预计，从发展趋势来看，未来，火电标杆定价可能取消。失去对标之后，风电价格可能会是两段电价：即由保障性发电量的基础定价和超出部分进行市场化交易的竞争电价组成。
无论电价定价怎么变化，上网电价下调将是大势所趋，平价之后，面临的是更严峻的低价和竞价考验。
相比陆上风电，中国实现海上风电平价的挑战更大。中国风电产业发展20多年，《可再生能源法》颁布15年后，才实现陆上风电平价上网。而海上风电发展才10年时间就开始走向平价。
在业内看来，虽然同名为平价，但实际上，中国海上风电平价和中国的陆上风电平价，以及欧洲的海上风电平价都不同。与陆上风电中风机设备成本占比一半相比，海上风电中风机设备成本占比仅为40%甚至更低。其更大部分的成本是由风机基础施工、风电输出工程等组成。在欧洲，海上风电开发商只负责建设风场，不负责建设送出工程，上网电价并不包括送出工程的成本。而在国内，海上风电上网电价却是包括送出工程成本的平价。
随着海上风场离岸越来越远，风机设备在总成本中的占比进一步降低，送出工程的成本却呈几何数上升。
“事实上，在我国，一般远距离输送的特高压输电线路成本也是纳入到输配电价里，差不多1毛钱左右，而海上风电的送出工程成本仅5分钱。”金孝龙认为，“海上风电送出系统工程应与远距离特高压输电线路作为同一模式，统一由电网部门负责建设，纳入输配电价。”
海上风电产业链长，降低海上风电成本，不仅靠风电整机企业一方，更需要从设计、开发、施工、运输、吊装等各个环节着手，各方共同努力，系统实现成本的降低。同时，在国家取消电价补贴的压力下，现有的单一海上风电发展模式已很难满足需求，需要创新应用模式，与海洋经济相结合，利用“海上风电 +X”的模式，发展氢能、海水淡化、储能及海洋牧场等多种能源或资源集成的海上“能源岛”，就地利用生产，提高海上风电的经济性。
风电行业必须具备持续降本能力
我国2060年“碳中和”目标的提出，提振了整个新能源行业。有测算称，这至少需要30亿千瓦的风电新增装机。在金孝龙看来，市场前景广阔，但实际装机量有多少，取决于风电在整个能源系统中的竞争力。
根据国际可再生能源署(IRENA)的报告，过去10年，太阳能光伏发电、陆上风电和海上风电的成本分别下降了82%、39%和29%。风电的成本下降速度不及光伏的成本下降速度，这可能在未来影响其竞争力。
不过，在业内看来，光伏本质上是材料学，通过材料的突破可以迅速提升光电转换效率，从而降低度电成本。而风电涉及机械、气动、电气、控制等十几个交叉学科，复杂程度远远超过光伏。这也使得风电的降本难度更大，所需周期更长。但也正是因为这样的特点，风电被认为技术含金量更高，产业链更长，对整个制造业的拉动效应更强。
但不论面对什么样的客观条件，持续降本都是风电行业不得不做出的选择。
“面对降本难题，需要整个产业链更深度融合，整机商要更早介入到风资源开发阶段，真正做到因地制宜，因时制宜。”金孝龙表示，“同时，陆上大基地、海上连片开发等规模化开发模式，也对风机的可靠性、稳定性、利用率提出了更高要求，提升可靠性可看作另一个维度的降本。”
金孝龙告诉记者，未来，风机的一大块降本空间可能来自轻量化设计。通过轻量化设计减轻风机载荷，通过控制策略优化降低极限载荷，从而促进风电降本。另外，优化供应链，通过国产化战略打破核心部件的“卡脖子”难题，也是风电降本的关键一环。
“在‘十四五’期间，行业会矢志不渝推进技术降本。例如，模块式装配、分段式叶片、新材料应用等领域有可能会出现爆发性技术创新。”金孝龙预测。
