近日，記者從中國長江三峽集團公司獲悉，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。作為我國首個5兆瓦以上的大功率海上風電樣機試驗風場，金風、GE、海裝、太重等8家國內外廠商的14臺大型風機將在此同場競技，以確定適應福建地區海況風況的最優機型。這意味著從福建海上風電基地開始，中國海上風電發展進入集中連片規模開發的快速發展新階段。

　　創新提升海上風電裝備制造水平

　　“一個晚上都沒敢睡覺，事實證明我們的施工和風機的質量都是非常可靠的。”在剛吊裝完不久的2臺大型風機成功經受住了臺風考驗后，三峽集團福建能投公司執行董事孫強也終于睡了一個好覺。

　　福建不僅是我國海上風電資源稟賦最好的省份，更是亞洲海上風電資源最好的地區，年利用小時數甚至可以超過4000小時，而內蒙古區域的陸上風電年利用小時數也僅2000多小時。基于此，截至目前，我國已經在福建海域規劃了上千萬千瓦的風電裝機。

　　為了順利推進我國海上風電集中連片規模快速開發，2016年11月，三峽集團啟動了福清興化灣30萬千瓦海上風電場一期工程（樣機試驗風場）建設，投資總額約18億元，成為全球首個國際化大功率海上風電試驗場。

   《經濟日報》記者近日在福建省福清市江陰半島東南側興化灣海面上采訪時看到，已經有2臺大型風機吊裝完畢，周邊數個施工平臺旁，大型打樁船、浮吊正在緊張作業。

　　福建能投公司副總經理雷增卷告訴記者，去年底，福建省首制的最新一代海上風電一體化作業移動平臺“福船三峽號”在廈船重工出塢，其起吊能力、甲板工作面積及載荷為迄今國內最大。得益于此，現在海上風機的吊裝時間大大縮短，僅需2天半，有效提高了海上風電工程施工效率，降低了海上風電場建設成本。

　　在興化灣北岸的福州江陰工業集中區，占地千畝的福建三峽海上風電國際產業園也正在同步建設中。“樣機試驗風場將借鑒三峽工程經驗，讓各廠家同臺競技，科學、客觀、公正的對廠家進行綜合評判，以確定適應福建地區的最優機型，并選取技術先進、質量可靠的風機廠家進入產業園，通過創新提升我國海上風電裝備制造水平。”該產業園運營公司副總經理陳永明說。

　　據悉，項目2019年12月達成后，年生產5兆瓦以上風電機組150萬千瓦，年產值超過100億。目前金風科技、江蘇中車、西安風電、LM公司和GE公司已簽署入園協議或意向協議。

　　“大容量風機關鍵技術在中國已經取得突破，產業發展條件已經具備，一個高起點、大容量、全產業鏈的海上風電產業基地正在福建形成。”三峽集團董事長盧純說。

　　我國擁有發展海上風電的天然優勢

　　海上風電雖然起步較晚，但是憑借海風資源的穩定性和大發電功率的特點，近年來正在世界各地飛速發展。最新數據顯示，風能發電僅次于水力發電占到全球可再生資源發電量的16%。

　　據全球風能理事會（GWEC）統計，2016年全球海上風電新增裝機221.9萬千瓦，全球14個市場的海上風電裝機容量累計為1438.4萬千瓦。英國是世界上最大的海上風電市場，裝機容量占全球的近36%，其次是德國占29%。2016年，中國海上風電裝機量占全球裝機量的11%，取代了丹麥，躍居第三。

　　“我國擁有發展海上風電的天然優勢，海岸線長達1.8萬公里，可利用海域面積300多萬平方公里，海上風能資源豐富。”孫強表示，根據中國氣象局風能資源詳查初步成果，我國5至25米水深線以內近海區域、海平面以上50米高度范圍內，風電可裝機容量約2億千瓦時。可以看出，海上風電是我國發電行業的未來發展方向。

　　事實上，2016年，我國陸上風電新增裝機容量有所回落，而海上風電裝機實現大幅度增長。根據中國風能協會的統計，2016年，我國海上風電新增裝機（吊裝量）154臺，容量達到59萬千瓦，比上年增長64%，累計裝機量達到163萬千瓦，排在全球海上風電裝機榜單第三位。

　　雷增卷表示，我國陸地風電主要位于我國西北部，當地消納能力有限，對外輸送有賴于特高壓輸電線路建設的現狀。海上風電可發展區域主要集中在我國東部沿海地區，大力發展海上風電，不僅可以滿足東部用電需求，陸、海風電相結合，更會加快我國綠色發電的步伐。

　　記者了解到，按規劃，到2020年我國將建設海上風電1500萬千瓦（包括建成500萬千瓦，在建1000萬千瓦）。在此基礎上，國家還明確了海上風電場0.85元/千瓦時以及潮間帶風電場0.75元/千瓦時的電價政策。與此同時，一批海上風電示范項目陸續建成，設備技術水平不斷提高。

　　我國海上風電發展仍處于初期

　　“我國海上風電發展仍處于初期，勘測設計、建設管理、運行維護、技術創新、產業融資等方面還不太成熟。”三峽集團副總經理畢亞雄坦言，需要產業鏈上下游聯合起來，共同增進海上風電產業鏈全面融合發展。

　　雖然取得了快速發展，處于起步階段的海上風電仍面臨不少困難。“海上風電開發涉及到軍事、環保、旅游、漁業、生態和航運等眾多部門。”孫強說，由于規劃制定過程中缺乏有效溝通，導致各種規劃之間的不同步、不配套的現象日益嚴重，有些因素或對項目場址產生顛覆性的影響，導致企業前期投入浪費，對企業造成巨大的經濟損失。

　　電價是影響一個電站收益的主要因素，目前看來，海上風電項目電價回收周期長，經營成本壓力較大。以三峽集團響水近海風電場為例，截至2017年5月31日，累計上網電量為3.91億千瓦時，目前實現上網電量標桿電費部分次月結算，應收電費3.32億元，但目前只收回標桿電價部分的1.48億元，補貼電費部分正在申報國家的第七批補貼名錄，具體公布時間尚未確定，導致未收回的補貼電費金額大，電費回收周期長，造成企業經營成本壓力大。

　　與陸上風電相比，海上風電的后期運維成本也要高出不少。進入運營期后，風電場的主要運維成本包括備品備件成本、運維交通工具購置或租賃費、風機運維耗材費用、機組大修、機組防腐、人工費用等。由于目前國內海上風電尚無長期運營經驗和成本數據積累，運維成本僅靠預估，存在極大的不確定性。德國Meerwind海上風電場每年的維護費用約為3570萬歐元，相比歐洲已經歷了近20年的發展、海上風電場的運營維護已形成完整產業鏈的情況，我國海上風電的運維成本預計還將更高。

　　此外，當風機大部件發生故障需要更換或維修時，必須租賃專業大型作業船舶進行維修，維修成本極高。大型維修船舶出場費用往往高達數十萬一天，且國內大型維修缺乏起重船舶，受海況天氣大，維修周期長，再加上大部件更換時停機發電量損失，導致海上風電場運維成本不可控的特點明顯。

　　言論：技術攻關推動成本下降

　　我國海上風電可開發資源量巨大，更靠近東部電力負荷中心，相較陸上風電具有不可替代的優勢。但是海上風電技術不成熟，建設成本居高不下，運維困難等因素，也使得我國海上風電發展未能達到預期。下一步，必須多頭并進推動其發展。

　　首先，結合產業鏈上下游資源，發展關鍵技術攻關。樹立海上風電產業同盟，推動“產業鏈”縱向各環節與橫向各實體聯合開展海上風電關鍵技術攻關，真正提升中國海上風電產業競爭才能，促進海上風電行業健康、持續發展。

　　其次，維持穩定的行業政策，推動海上風電成本持續下降。歐洲國家的成功經驗表明，可再生能源尤其是海上風電的發展初期需要政府大力支持，固定電價制度是特別適用于海上風電發展初期階段的鼓勵政策，待開發成本逐步下降后，再改為固定電價/固定補貼、競標等政策，持續推進海上風電開發進程。

　　再次，要建立其他能源圍繞可再生能源發電的調度交易機制，實現可再生能源的優先消納。借鑒德國等歐洲國家的成功經驗，一方面合理的政府補貼政策激勵可再生能源參與市場競爭、確保自身優先上網；另一方面，設計合理的市場交易機制，自然形成其它電源圍繞可再生能源進行電力實時交易和提供輔助服務的市場機制，最大程度的減少棄水、棄風、棄光。