國家能源局近日發布了《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》(以下簡稱《通知》)，明確將推行競爭方式配置風電項目。從2019年起，各省(自治區、直轄市)新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。 《通知》的下發究竟會對行業產生何種影響?其未來發展的方向在哪里?在剛剛落下帷幕的2018年海上風電領袖峰會上，來自業內的專家學者和風電整機制造企業代表就上述問題各抒己見，記者將上述人士觀點進行整理，以饗讀者。

翟恩地：采用大容量機組有利于降本

金風科技總工程師、海上業務單元總經理翟恩地在會上表示，競爭性配置政策將加速風電行業的技術進步。與陸上風電相比，海上風電的建設成本高出很多，我國沿海在風資源、地質表現、海洋氣候等方面都有較大差異，這對工程造價影響較大。而與國外風資源相比，切變系數和風資源湍流在不同地區差別也較大，采用更大容量的機組，其建設成本(包括全場設備吊裝成本、全場基礎造價)以及后續的運維成本等都明顯低于小容量的機組。同時，海上風電受到漁業養殖、通航、軍事等因素影響，海域面積受限，這也要求上馬更大容量的機組。

周憶憶：技術創新推動成本持續下降

彭博新能源財經高級分析師周憶憶表示，中國的風電競價機制推出意在緩解補貼壓力。與此同時，競價也體現出政策制定者對海上風電態度是積極穩妥而不是通過爆發式增長快速升級產業。競價之后國內海上風電儲備容量從36吉瓦下降到10吉瓦，10吉瓦儲備容量給產業全面進入競價政策之前提供了相當長的緩沖期，不會對中國海上風電近期市場規模造成太大影響。

而目前來說，全球海上風電的造價和后期運維成本仍處于高位。彭博新能源財經參考了歐洲國家經驗發現，其海上風電價格自近幾年競價機制的推出正呈現不斷降低的趨勢并屢破新低。周憶憶表示，項目開發機制的不同也會對成本帶來較大影響。例如，荷蘭和丹麥采用的是集中式開發機制，通過政府主導前期的項目開發，包括風能測量、選址、海纜敷設等，使得開發商承擔的部分造價和風險得以大大降低，中國也可以嘗試采取這種機制。在周憶憶看來，當一個市場累計裝機達到300萬千瓦~400萬千瓦時，可實現從新興市場到成熟市場的切換。預計中國在2018~2019年可實現這一目標，海上風電成本將實現快速下降。

田慶軍：競價形勢下將面臨多重發展屏障

遠景能源副總裁田慶軍在會上表示，剛剛出臺的風電競爭性資源配置新政，或將給海上風電帶來一定的變數。

田慶軍在會上坦言，海上風電成本目前還太高，競價或者平價后面臨較大挑戰，輕量化風機是未來遠景能源研發的重點。根據分析，福建及粵東部分地區的高風速區域，目前發電小時為3800小時左右，EPC造價約18000元/千瓦。想實現平價，發電小時數要超過4300小時，EPC造價要降到13000元以下。江蘇等低風速海上區域目前發電小時大概2700小時左右，EPC造價約15000元/千瓦。因此，發電小時數要突破3000小時、EPC要控制在1萬元以下才能實現平價。

田慶軍認為，我國海上風電目前不到300萬千瓦的并網總量，不足以評估海上風電存在的諸多風險，而且在運海上風機80%集中在江蘇這一條件相對較好的海域，未來風險無法有效衡量和識別。新政出臺后，迫于新的電價形勢，海上風電開發或將變得非常緊迫。潛在的風險增多，機型推出太快無法得到有效驗證就是其中之一。

蘇辛一：后續消納問題需未雨綢繆

電規總院新能源規劃處處長蘇辛一在會上介紹，截至今年5月底，我國海上風電并網裝機超過250萬千瓦，尤其是今年1~5月，新增裝機已經突破50萬千瓦，今年投產裝機有望超過100萬千瓦。

目前在我國11個沿海省市中有9個省市的海上風電已經得到相關部門批復，累計批復規模約7200萬千瓦。隨著海上風電發展的日漸提速，電網調峰消納問題將日益顯現。2017年，我國西電東送電力流規模約2.25億千瓦，其中大量電力外送通道的受端在沿海地區。而上述地區諸如遼寧、河北存在一定程度上的棄風情況，山東、福建、廣東和海南的風電消納問題也需要提前關注和采取措施。蘇辛一表示，“十三五”期間海上風電重在積累經驗、降本增效，為后續的規模化發展打下基礎。他建議，對于連片規模化開發的海上風電，應結合電網送出和市場消納條件統一規劃。