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龙源如东20万千瓦试验风场安装上海电气、远景能源各25台4MW风机，迄今运行已近4年。在此期间，4MW风机逐渐成为江苏海上风电市场的主流机型。
海上风机容量的第一次跃进始于广东。广东省从2017年开始规模化发展海上风电。多位业内人士介绍，广东省明确要求海上风电项目使用5MW及以上风机。 5MW及以上海上风机的运行经验主要来自福建兴化湾试验风场。福建兴化湾试验风场一期于2017年7月并网，安装有7家风机制造商生产的14台大兆瓦风机，其中4家风机制造商提供的是5MW级风机样机，另有两家提供的是6MW级样机。 相较4MW系列海上风机，5MW及以上海上风机的运行经验相对较少，截至目前运行时间不到两年。 海上风机容量的第二次跃进来自福建。去年年底，福建省发改委公布《福建省海上风电项目竞争配置办法（试行）》方案，向社会公开征求意见，其中明确要求参与竞争的企业，原则上采用的风电机组应具有自主知识产权、单机容量不低于8MW。 目前国内已经公开发布8MW海上风机产品的风机制造商仅有上海电气和金风科技两家，上海电气在去年3月与西门子歌美飒可再生能源公司签署技术转让协议，引入8MW风机产品；金风科技于去年10月在风能大会发布了8MW风机产品。目前这两款风机产品尚没有项目运行经验。 李小杨认为，国内4-6MW系列的海上风机产品相对成熟，相比之下，8MW系列产品在国内缺乏运行经验，产业链配套也不完善。 分析人士认为，地方政府对大兆瓦风机的偏好的一个重要原因，是为相关企业设立门槛。比如，广东要求采用5MW及以上风机产品，实际要求使用5.5MW风机，指向广东本地的风机制造商明阳风电；上海电气、金风科技则均在福建设有生产基地，地方政府的8MW风机要求实际是投桃报李。 “过分追求机组大型化并不适合。”国电集团原副总经理谢长军表示，过去几年海上风电事故频发，需要引以为鉴。一种机型至少需要2-3年的稳定期和成熟期，做出一两台样机就要批量生产，“后果是可怕的。” 谢长军认为，广东、福建与江苏的风况还不一样。相比江苏，福建、广东风速更高，资源条件更好，但同时也是台风多发地区，对风机运行的挑战更大。 目前，国内的海上风场还未经历过台风的考验，已建成的海上风电场主要集中在江苏省海域，广东、福建仅有数个试验风场建成。 不过亦有业内人士表示不必过于担心，目前大量的海上风电项目仅是核准，开工建设可能需在一两年之后，届时5、6MW系列风机运行经验将更充足，8MW风机也会拥有1-2年的运行经验。 尽管如此，由于中国海上风电规模化发展，向台风多发区域广东、福建转移，未来这些运行经验不足，快速迭代的大兆瓦风机，能否经受住台风的考验，仍然是未知之数。 政策调整将至 国家能源局早已有相关的政策来指导解决相应的问题，但现实是，海上风电发展的主导权在地方政府，国家能源局仅有指导功能，缺乏实际约束力。 为推动海上风电向平价上网前进，并减轻补贴压力，2018年5月，国家能源局发布指导文件，要求推行竞争方式配置风电项目：2018年度未确定投资主体的海上风电项目，以及从2019年起，全部海上风电项目都要通过竞争方式配置和确定上网电价。 国家能源局还同时发布了《风电项目竞争配置指导方案（试行）》，要求各省（自治区、直辖市）参照该方案制定风电项目竞争配置办法。按照能源局指导方案，申报电价是最重要的一部分，上限不得超过标杆电价，电价得分由低向高排列，电价越低，得分越高，申报电价在整个竞争评选中得分权重不得低于40%。 去年8月份以来，广东、福建、江苏陆续公布了各自的《海上风电竞争配置办法》（征求意见稿），向全社会征求意见。 以广东省《海上风电竞争配置办法》为例。该办法于2018年8月向全社会征求意见，并于12月正式印发。其申报电价环节得分规则为，在海上风电标杆电价基础上，上网电价降低1分/千瓦时及以内，每降低0.05分/千瓦时得1分；上网电价降价1分/千瓦时以上至2分/千瓦时，超出1分/千瓦时的部分，每降低0.1分/千瓦时得1分；上网电价降低2分/千瓦时以上，超出2分/千瓦时的部分，每降低1分/千瓦时，的0.2分，总分为40分。 简而言之，按广东海上风电配置办法，申报电价较标杆电价降低2分/千瓦时，可得30分，之后每降低2分/千瓦时，才得1分，得分难度骤然上升了30倍，实际意味着广东海上风电申报电价降价上限在2分/千瓦时。 福建、江苏的海上风电竞争配置办法大同小异，申报电价实际降价的上限分别为2分/千瓦时、3分/千瓦时，之后再通过降价得分难度均大大提高。 知情人士透露，早在广东省发布征求意见稿之初，能源局就明确表示了意见，但广东省最终仍然正式印发了。 分析人士认为，作为能源主管部门，能源局承受着补贴缺口日益扩大的压力，并肩负风电产业实现平价上网的任务，相较而言，地方政府则没有相应的压力，相反，高电价将对开发商带来更大的吸引力，进而可以交换得更多的产业投资落地。 事实上，关于“资源换产业”的现实，能源局早有相关文件纠偏，但受制于约束力不足，无法改变现实。 在《风电发展“十三五”规划》中，能源局提出要建立优胜劣汰的市场竞争机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，规范地方政府行为，纠正“资源换产业”等不正当行政干预。 能源局一名官员坦言，地方政府的行为受政绩考核驱动，能源局并不能发挥影响，缺乏实际的约束力。 国家能源局在《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》要求优化风电建设投资环境，地方政府在风电项目开发中不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，不得强制要求项目直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务。为推动该要求落地，能源局要求相关政府部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时，对上述建设条件做出有效承诺。 “要是地方政府违反承诺，我们实际也没办法。”上述官员表示，2013年风电审批权下放后，风电项目的核准即归地方政府，即使补贴压力巨大，地方政府核准了项目，能源局也只能按程序将这些项目列入补贴范围，“但因为补贴不足，拖欠是必然的。” 不过相关政府部门在各自的职权范围内，仍然在酝酿政策调整，来限制这股去年下半年以来的海上风电核准浪潮。 其一是海上风电标杆电价的调整，这一职权在发改委价格司。业内普遍认同，电价下调是大势所趋，问题是下调幅度多少。 知情人士透露，去年下半年，相关咨询机构就向价格司提交了各自的降价方案，具体选择哪种方案，将由价格司决定。 一位长期为能源局提供政策咨询的专家表示，海上风电标杆电价降价幅度应根据海上风电项目运行水平决定，既要尽可能降低电价，又要维持开发商的积极性，保留一定盈利空间。“合理的降幅应该在0.05元-0.1元之间。” “标杆电价下调会带动竞争项目申报电价降低。”该专家解释，各地海上风电竞争配置办法为申报电价降幅设置了约束条件，降幅有限，但因为降价是基于标杆电价，标杆电价下调，会弥补各地竞争电价的下降不足。 其二，2018年核准的海上风电项目，很可能不能全部享受到0.85元/千瓦时的标杆电价。知情人士透露，过去的规定是核准后两年之内开工即可享受核准时的标杆电价，对并网时间没有限制，能源局正酝酿出台政策，对并网时间提出要求。 上述人士表示，去年下半年，能源局就委托多家咨询机构研究建议方案，各方案从核准后一年内并网到三年不等，具体约束时间仍需由能源局确定。 考虑到海上风电产业年安装能力有限，假如国家能源局最终要求核准后一年内并网才能享受0.85元/千瓦时的标杆电价，这将意味着去年核准的绝大多数项目将无法享受这一标杆电价。 （编辑;Wendy） |
