進入9月，海上風電的好消息不斷。
9月8日，中國海裝華能如東海上風電項目20臺5MW機組全部完成調試并網；9月10日，國內已建成的最大海上風電場——魯能東臺海上風電項目50臺風機全部并網發電；9月13日，河北省首個海上風電項目——樂亭菩提島海上風電場工程全面進入風機組裝階段，預計2018年年底建成并網發電；福清興化灣海上風電項目一期首批機組將于9月中旬正式并網發電。
（資料圖片 來源于網絡） 海上風電的核準也有所提速。
中廣核陽江南鵬島40萬千瓦海上風電項目在近日獲得廣東省發展和改革委員會核準批復，力爭今年底開工建設；粵電陽江沙扒海上風電項目在9月19日進入核準前公示階段。
與被限制的陸上風電相比，從2016年開始，海上風電裝機實現大幅度增長。但同時，海上風電是否會走陸上風電的老路也值得仔細考慮。
中國能源網首席信息官韓曉平向記者指出，海上風電的消納不需要擔憂。陸上風電過剩是因為一開始走了彎路，“風電三峽”路線導致過于集中。而海上風電則需要集中來實現規模效益。而且海上風電的發電時間長，設備利用率比陸上風電高了一倍，且有一定規律性，有利于峰谷的調配，相比之下，陸上風電很難調節。
同時，隨著綠證制度的完善，可再生能源將更有市場。
裝備升級
實際上，我國海上風電規劃和建設速度從2016年就開始明顯加速。據中國風能協會統計，2016年，我國海上風電新增裝機(吊裝量)154臺，容量達59萬千瓦，比上年增長64%，為歷年之最；累計裝機量達163萬千瓦，居全球第三位。
而從招標量的角度看更為直接，金風科技投資者關系經理王蔚祺表示，2017年前6個月，國內風電設備合計招標15.3GW，同比增長7.1%。其中海上風電招標2.07GW，占全國招標量的13.5%、同比增長4個百分點。
韓曉平認為，最核心的原因是近幾年海上風電技術不斷完善，裝備更加先進，關鍵技術實現本土化。
的確，從最近的海上風電項目看，許多都被貼上了“首個”的標簽。例如，中廣核陽江南鵬島項目是我國迄今為止一次性核準的單體最大容量海上風電項目。
中國海裝華能如東海上風電項目是我國第一個完成海上低電壓穿越測試的機型、第一個獲得設計認證和型式認證、第一個具有自主知識產權并批量生產的海上風電機組。
魯能東臺海上風電項目創下了目前國內建成海上風電離岸距離最遠、單位容量最大、海域情況最為復雜、電壓等級最高等四個行業之最。
“裝備方面，風機單機規模加大，另外，葉片的安全性也得到提升。海上風電最棘手的問題是需要抗擊強風暴，以前的海上風機葉片容易被吹走，但經過今年夏天接踵而至的幾次大風暴，問題明顯改善。這發出了一個信號，海上風電技術愈加成熟，能夠更有把握地拓展市場。” 韓曉平說。
另外，他還指出，國家海洋局、漁民等相關主體對于海上風電的接納度也有提高。海上風電對于養殖并不構成直接的影響，而且可以減緩風暴，同時能夠有所補貼，漁民開始慢慢接受。
而在未來幾年，這種建設速度將繼續保持。
根據國家能源局發布的《風電發展“十三五”規劃》，到2020 年，全國海上風電開工建設規模達到1000 萬千瓦，力爭累計并網容量達到500 萬千瓦以上。
雖然據全球風能理事會(GWEC)統計，2016年中國海上風電裝機量占全球的11%，取代了丹麥，躍居第三位。但海上風電在風電整體裝機容量中的占比只有0.7%，遠低于英國、丹麥、德國的35.7%、25.8%和7.3%。
丹麥能源咨詢公司MAKEConsulting數據預計中國海上風電市場發展速度將加快，并于2020年超過國家能源局制定的相關目標。海上風電新增并網于2018年邁入吉瓦級，并于2020年達到6.1吉瓦，海上風電發展提速。
消納“零壓力”
在500萬千瓦的藍圖下，各地區海上風電項目開始競速。目前東南沿海地區的各省(市)已規劃的海上風電容量合計超過了56GW。江蘇之后，福建、廣東、山東等成為海上風電的后起之秀。
以福建省為例，今年3月國家能源局復函同意福建省海上風電場工程規劃報告。福建省海上風電規劃總規模1330萬千瓦，包括福州、漳州、莆田、寧德和平潭所轄海域17個風電場。到2020年底，福建省海上風電裝機規模要達到200萬千瓦以上，到2030年底要達到300萬千瓦以上。即使從全國的海上風電配額來看也不小。
而且帶動了整個產業鏈，規劃風電機組年產能150萬~180萬千瓦的福建三峽海上風電國際產業園于今年7月30日開工建設，主體工程預計將在2018年12月全部建成。
海上風電的集中規劃讓人聯想到此前陸上光電也經歷過的搶上潮以及后續的消納問題。
特別是福建省，因為核電廠廠址資源多，已經擁有了福清、寧德核電廠共8個在運核電機組，同時還有福清5號、6號核電機組在建，另外水電資源也比較豐富，本身已經存在消納緊張。
不過，韓曉平向記者指出，海上風電不會重蹈陸上風電覆轍，“綠色證書制度將幫助可再生清潔能源消納”。
國家推出的綠色電力證書制度，是保證可再生能源配額制度有效貫徹的配套措施，它將市場機制和鼓勵政策有機的結合，使得各責任主體通過高效率和靈活的交易方式，用較低的履行成本來完成政府規定的配額。
韓曉平表示，在這種情況下，有綠證的電就會成為香餑餑，根據整個電力市場供需關系進行調整。而且，這之后可能就不再需要市場補貼。“就像銀行的隔夜拆借利率一樣，借出的一方能夠獲得較高的收益。綠證交易市場建立之后，問題將迎刃而解。”
而且，一位電力規劃人士指出，海上風電規模目前較小，不會造成消納的壓力。
另一方面，就福建省本身來說，福建將成為未來中國最重要的清潔能源重鎮，在中國整個區間能源結構中起到重要的作用。
國家能源局也考慮到消納問題，在上述對于福建省的復函中，指出“國家能源局將抓緊組織開展福建海上風電消納研究；規劃實施中，要落實電力消納市場，盡量避免棄風”。
相對于消納問題，國家對于海上風電支持力度最大的環節在于電價，業界普遍認為，短時間內海上風電還需要靠電價補貼支持。
2014年6月5日國家發改委發布海上風電價政策。政策規定，對非招標的海上風電項目，潮間帶0.75元/千瓦時(含稅)，近海0.85元/千瓦時(含稅)。這使得海上風電項目的成本收益情況更加明確，據當時業內分析，其中近海和潮間帶的內部收益率分別可以保證在12%和10%以上。
值得注意的是，上述政策中提及的電價適用對象為2017年以前(不含2017年)投運的近海風電項目，指出2017年及以后投運的海上風電項目上網電價，將根據海上風電技術進步和項目建設成本變化，結合特許權投標情況研究制定。
不過，根據2017年初《國家發展改革委關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》，對非招標的海上風電項目，上網電價依舊保持之前水平。
對于一直保持高額的電價補貼，韓曉平認為，實際上海上風電的總量不大，500萬千瓦的規劃，國家還是可以承受的，所以一直保持，主要作用在于引導新能源產業的發展。
轉自：21世紀經濟報道
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