中国海上风电发展迅猛( 二 )
2017年 ， 建设中的浙江舟山的普陀6号海上风电场 。 图片来源：Alamy技术进步帮助海上风电降低成本政策之外 ， 中国海上风电的蓬勃发展同样离不开技术的进步 。在中国海上风电发展初期 ， 主要依赖对国外海上风机的进口 。 然而中国海床的构成与欧洲不同 ， 中国海域的台风也给海上风电机组带来了严峻的挑战 ， 这使得直接引进的欧洲风机有一定程度上的“水土不服” ， 也导致中国海上风电机组基础段的工程成本高于欧洲 。 在这样的地理条件下 ， 更要求中国的海上风电机组在引进的同时 ， 也有“因地制宜”的设计突破 ， 让海上风电机组有更高的可靠性和更低的成本 ， 以适应中国的情况 。这些年来 ， 国内开发商也在研究降低机组造价、提高风机单机发电量、提升产品质量 。 目前 ， 海上风机的单机容量已逐年上涨 ， 风轮直径也在不断增大 ， 大兆瓦风机的研发正逐步推进 。 截至2019年 ， 全国累计装机的海上风电机组平均单机功率为3.8兆瓦 ， 同比增长了5.7% 。 2019年新增装机的平均单机功率为4.2兆瓦 ， 同比增长了10.5% 。 新增机组中 ， 4兆瓦以上的机组安装比例达到80% ， 其中单机容量大于6兆瓦的机组占比为14% 。梁万良告诉中外对话 ， 一般认为 ， 风机的单机容量越大越能节省成本：“面对一个10兆瓦的风机项目 ， 如果用5兆瓦的风机 ， 需要安装两台；但如果用10兆瓦的大风机 ， 只要一台 ， 这意味着在风机基础、电缆、安装及运营上的投入都会降低” 。 但同时他还指出 ， 风机容量大小的选择也需要因地制宜 ， 欧洲的北海等海域风速高 ， 而且没有台风 ， 开发大功率风机是有足够依据的 。 而中国的部分海域（例如江苏和山东近海）平均风速较低 ， 风机的可利用小时数不容易达到很高水平 ， 另外因为海水浅 ， 基础及安装成本在项目投资中的比重也相对较低 ， 所以大兆瓦机型的经济性可能体现不出来 。 因此 ， 目前中国的风机行业还在寻找最经济的方案 。转变的“风向”近两年来 ， 面对中国海上风电规模提升、价格降低的趋势 ， 政策又有了一定的调整 。2019年5月 ， 国家提出将海上风电标杆电价改为指导价 ， 新核准的海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价 ， 且不得高于指导价规定的0.8元/千瓦时 ， 这标志着海上风电开始迈入竞争配置的新阶段 ， 也标志着度电补贴强度开始变弱 。 2020年 ， 指导价进一步降为0.75元/千瓦时 ， 同时 ， 2020年初发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》又提出 ， 除了2018年底前已核准并于2021年底前全部机组完成并网的存量海上风电外 ， 对新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围 ， 这意味着海上风电的中央补贴将在2022年完全退出 。 短期内 ， 这样的政策会刺激海上风电规模的增加——为了享受较高的上网电价和国家补贴 ， 各开发商会加快项目开发建设和并网进度 ， 迎来“抢装潮” 。但长期来看 ， 中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩担心补贴退坡后 ， 海上风电装机会呈“断崖式下跌” 。 他在全球风能理事会8月召开的2020全球海上风电大会上提出了一系列“后补贴”时期的海上风电支持建议 ， 包括让电网企业应承担海上风电输送线路投资 ， 并纳入输配电价；相关金融机构成立海上风电发展基金 ， 降低长期贷款利率等 。 他认为 ， 如果再给海上风电五年时间 ， 按当前发展水平 ， 中国的海上风电度电成本到2025年有望下降40%以上 ， 到时能基本实现平价上网 。 梁万良也向中外对话表示 ， 希望政府在后补贴时代中仍能对海上风电有一定的政策扶持 ， “即便不是强补贴 ， 也要有更加精准的补贴 ， 或者其他一些相关的扶持政策 ， 这样才能保证海上风电不会断崖式下滑” 。
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