即将到来的“竞价”时代，海上风电产业链该做好哪些准备？又该如何走好眼下的过渡期？
电价调整成必然
从2008年，我国第一个海上风电项目——东海大桥风电场开始施工算起，我国海上风电恰好走过十年历程。在业内看来，“竞价”政策的实施，意味着海上风电产业步入了一个分水岭。
现行的海上风电标杆电价始于2014年国家发改委发布的一纸通知。2014年6月，国家发改委出台海上风电电价政策规定，对非招标的海上风电项目，潮间带按0.75元/KWh(含税)的电价执行，近海按0.85元/KWh(含税)的电价执行。
值得注意的是，海上风电标杆电价执行之初，欧洲大多数国家海上风电电价与我国电价相当甚至高于我国，但最近几年却下降迅速。欧洲有些竞标海上项目，电价已经降到0.4元/千瓦时左右。
根据全球风能理事会的报告，2017年，德国海上风电项目实行了首个“零补贴”投标项目；荷兰也开展了“零补贴”招标项目，中标项目将执行不高于零售价格的电价。
据其预测，由于行业日趋成熟、技术和管理改进，以及新一代具备大扫风面积和大发电量的风机类型的引进和部署，未来5年，海上风电项目电价将降到过去5年的一半。
除了产业自身的纵向对比外，认为我国海上风电电价有下调空间同样来自于兄弟产业之间的横向对比。“5˙31新政后，除了光伏扶贫项目外，光伏电价最高标准仅为0.7元，相比来说，海上风电的电价是最高的。”有行业分析人士表示。
标杆电价是否偏高
海上风电实施“竞价”是基于目前的电价水平偏高且具备进一步降本空间的判断。
那么，当前0.75元—085元/MWh的电价水平是否偏高，业内观点不一，众说纷纭。不过，可以肯定的是，降成本的空间值得挖掘。
业内人士曾算过一笔账：按照0.85元/KWh的电价测算，一个100MW的近海风电场，等效小时数为2600小时，投资为13000元/KWh，贷款期限15年、利率按6%计算，财务内部收益率接近10%，发1度电的成本约为0.57元。而自去年国内海上风电加速以来，这一成本或许还在下降。
相比欧洲的海上项目，国内海上风电电价的确偏高。不过，在金风科技副总工程师兼海上业务单元副总经理赵祥看来，欧洲海上风电项目电价能够比较低，是有其特定条件的。“欧洲风资源比较好，包括前期的测风等工作都是政府承担，产业配套比较成熟，融资成本也比较低。这和中国的情况完全不一样。”
上海电气风电集团副总裁缪骏对此表示认同。“电价水平与风资源条件、利用小时数密切相关，比如福建台湾海峡，发电小时数可以达到4000小时，而江苏沿海达到3000小时都困难，不可能用江苏的项目对标福建的电价。抛开风资源单纯谈电价就没有基准了。”
因此，在业内看来，同样不能拿中国的海上风资源条件去对标欧洲的电价和下降幅度。国内海上风电要做的是，基于我国的资源条件，挖掘自身的降成本空间。
当然，压力也可能转化为动力。河北建投新能源有限公司总经理谭建鑫认为，“竞价”不仅是风电内部的竞争，也是风电和传统能源之间的竞争。这恰恰会给风电行业带来巨大的推动力。
产业如何应对
“竞价上网政策既然出台了，我们就要坦然面对。虽然竞价，但大家不会为了中标而进行无序竞争，最终比拼的是产品技术和控制成本的能力水平。”缪骏表示。
目前，在海上风电项目的成本结构中，机组占整个项目成本的35%左右，塔架基础和安装成本分别占25%和10%左右，其他（含升压站、海缆、陆上集控中心、项目管理等）占30%左右。
缪骏表示，目前来看，整机商控制成本最有效的两个手段是：直接控制原材料成本和从解决方案角度进行成本控制。“从原材料角度讲，海上风电机组大型化后，叶片、轴承、电阻等元器件并没有真正实现国产化。如果这些技术实现国产化，会有30%的降本空间。” 缪骏说。
远景能源海上产品线总经理谢德奎认为，降成本需要整个供应链共同发力，尽量使用物美价廉的供应链设计和施工产品。
我国海上风电仍然处于发展的初期，勘测设计、建设管理和运行维护等各个方面都还不成熟。缪骏认为，除了风资源条件外，对电价影响比较大的是建设成本。从目前的产业链状况来看，还有一个最大的产业没有释放出它的能力，这就是海洋工程产业。
“首先，行业集中度要提高，每年海上风电开发量本身就有限，如果有几十家企业去做，整个行业成本就很高。其次，主机厂家要和开发商深度捆绑在一起，集中技术资源去实施开发。” 赵祥认为。
长江三峡集团福建能源投资有限公司执行董事孙强表示，从开发商的角度而言，降低海上风电成本需要实现资源高效开发利用。三峡集团坚持海上风电集中连片规模化开发的理念，正是有利于推进集约用海和施工建设，有利于实现管理的科学化规范化和统一化，充分发挥规模优势，从而有利于最终实现海上风电成本的下降。
(来源：中国能源报 作者：张子瑞)
