西部陆地风电场发展遇到瓶颈

绿色和平气候与能源资深项目主任张文佺接受《联合早报》访问时说，中国跨区域的电力传输系统还在建设完善中，风力资源最丰富的西北地区弃风率依然较高，例如新疆、甘肃、蒙西地区今年上半年的弃风率依然分别高达17%、10%、10%。为了实现低于5%的弃风率目标，一些地方电网不得不限制新建风电项目的并网。

西部陆地风电场的发展遇到了瓶颈。于是，风电场从西部陆地走向东部海上。

张文佺说：“东南沿海的海上风电项目有很好的发展空间，因为靠近需求，服务于电力需求集中、经济发达的长三角、珠三角地区，也因为这些地区的光伏资源相对较差。”

中国海上风电目前总装机容量445万千瓦，市场规模超过1万亿元，是仅次于英国、德国的世界第三大海上风电国家。

单在去年，中国新增的海上风电装机容量达165.5万千瓦，增速为全球最快。

海上风电近年增速迅猛，与政府扶持政策有关。

国家发改委在2014年规定，2017年以前投运的海上风电项目可高于燃煤发电项目的电价上网，近海项目和潮间带项目的上网电价分别为每千瓦时0.85元和0.75元。这意味政府开了个电价补贴的三年窗口，海上风电产业自此爆发式增长。

根据今年5月的最新规定，2018年底前已核准海上风电项目，必须在2021年底之前建成并网，方可取得每千瓦时0.85元的上网电价。

面对补贴退坡的压力，海上风电项目的“抢装潮”，暴露出新的问题。

仓促投入建设　增加后期运营调整难度

为了赶在期限内并网以享有较高的电价保障，有些新项目被迫在供应链未跟上之前，以及在未做足前期评估和测试之前就仓促投入建设。这会给后期的运营带来很多麻烦，甚至可能得不偿失。

风机龙头企业远景能源海上产品线总经理谢德奎向本报分析，风电产业最大的挑战，是期望的发展速度和产业链具备的能力不匹配。

建设风电项目之前，最理想是先收集和综合考虑当地全年的风速、洋流、海床土壤等地质数据，测算附近其他风机的尾风影响，才在这些前期准备工作的基础上决定最优的选址和最合适的机型设计。

安装海上风机的成本很高，装了后才发现风速太小叶片太长，或发现其他运营商在附近新装的风机降低了自家风机场的风量，后期要调整会很难。随着风电项目从潮间带走向近海并在未来走向深海，出海维修的成本会更高，地质数据的缺口也更大。　　

华能集团副总经理王敏本月在一场新能源论坛上指出，新能源开发碎片化的现象突出，造成海域、土地、通道设备等资源的浪费，重复投资，也不利于新能源产业升级和技术创新。中国施工企业管理协会会长、原国务院西部地区开发领导小组办公室副主任曹玉书也说，当务之急是在海洋、海事、渔政、生态环保、军事、国土等相关环节之间建立有效的协调和运行机制。

新能源开发碎片化凸显政策不周全

中国新能源开发碎片化，反映出政策不尽周全。

远景能源全球技术委员会主任安德森（Kurt Anderson）受访时指出，欧洲发展风电产业的步伐虽然不及中国快，但效率却更高，仰赖的是系统性的统筹政策和整合能力强的企业。

他解释，丹麦政府为风电产业制定了明确、清晰的长期路线图，开发商因此可以放心投入科研，也有充足时间进行环境评估、安全测试、机型设计等。整条产业链上的每个环节可按部就班、针对性地开展相应的工作。同时，负责落实政策的国企开发商有很强的整合能力，掌握环境数据、设计、建造等各环节的最优资源。

海上风电产业技术必须跟上

中国风电产业过去通过借鉴风电鼻祖欧美的技术，实现后来追上和弯道超车，但这么做的边际效益已开始减退。

远景能源海上产品线总经理谢德奎指出，中国的海上环境跟欧洲不一样，南北差异也很大，例如中国有些地方的海床淤泥很深或有岩基，这在欧洲很少见，欧洲也不像中国有风速可达每秒80米的台风。他说：“直接用欧洲的技术来做是没办法生产的。中国特殊的情况，需要中国市场自己解决。”

王敏分析，风电产业面临卡脖子技术的问题。虽然中国海上风电技术与欧洲的差距正在逐步缩小，但是在核心部件生产、大功率风机整机制造、海上风电安装运维，并网技术研究等方面，仍须加快研发国产科技，以此降低造价、提高可靠性，增强在国际上的竞争力。

未来当近海变得饱和，风电项目将往深远海发展，届时漂浮式风电机组、储能、柔性直流传输等方面的技术也必须跟上，才能让海上风电项目不受成本高、远距离输电能耗大等问题绊倒。