秦海岩现任中国风能协会,即中国可再生能源学会风能专委会秘书长，北京鉴衡认证中心主任。在全球光伏认证组织执行委员会、美国可再生能源理事会国际委员会、全国风力机械标准化技术委员会、中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会等多个学术组织任职。参与《中华人民共和国可再生能源法》、《促进风电产业发展实施意见》、“金太阳示范工程”等十多项国家政策制修订工作。
“首先他们忽视你，然后他们嘲笑你，之后他们反对你，最后你就赢了。”在这个燠蒸难耐的下午，秦海岩面对记者一字一顿却又面带笑意地说出甘地的这句话。
这是北京北三环一栋高层写字楼的11层，秦海岩的办公室空间，被大量的书籍所占据。“根据国家及其公众辩论和发展的状态不同，可以知道我国风电处于上述前三个阶段中的哪个阶段。”不难听出，秦海岩这几句话背后蕴藏着对风电未来极其强大的底气和坚定。
这不是记者第一次见到他，在接触风电行业报道以来，近乎所有与风电有关的论坛、展会都能见到秦海岩的身影。最近一次见到他，是在一个逆变器技术创新论坛。午间简餐自助，秦海岩只拿取了一碗素米线和一小碟水果，他笑称这两年自己越来越胖，不得不减肥了，实行节制饮食的半年来，已经瘦了挺多。
自信与自律，我国风电发展同样也需要。
“在初期需不断技术投入和政策扶持”
中国电力报：请您评价下全球和我国风电技术发展现状。
秦海岩：应该说，最近几年，我国风电市场发展势头迅猛，风电技术不断创新、趋于成熟，并呈现出以下趋势：首先，风电机组功率和风轮直径有逐年扩大之势，多兆瓦级风电机组的研发进程加快;其次，风电机组在设计方面更加智能化和细分化，出现了很多适合不同环境气候条件的定制化机组;第三，直驱型风电机组的运用越来越广泛;第四，大型海上风电机组技术发展迅猛，已有多款兆瓦级海上风电机组产品研发出来并投入商用。
中国电力报：这几年，全球风电乃至整个可再生能源发展都取得了前所未有的突破，可是也面临着很多困难，您认为未来风电发展面临的最大挑战是什么?
秦海岩：与传统能源相比，风电在发展初期阶段需要不断的技术投入和政策扶持。虽然目前全球大部分国家已经意识到发展风电等可再生能源的重要性，并颁布了一系列的扶持政策与法规，但是一些国家政策的不稳定性通常会造成可再生能源发展的中断甚至倒退，严重影响可再生能源产业的投资积极性和持续性。
总的来说，风电技术是一门跨学科的复杂技术。目前，风电机组在适应不同环境譬如抗冰冻、抗台风、抗低温、防雷等多个方面都面临着不断改进与完善的任务。
此外，风电机组设备成本目前依然在陆上及海上风电成本构成中占有很大的比例，未来如何通过技术进步等手段，在保证质量的前提下合理降低设备成本仍是一个重要课题。
最后，绕不开的并网与消纳问题。在我国，2012年的弃风电量达到200亿千瓦时，2013年也有100多亿千瓦时的风电被限制并网。弃风限电严重影响了我国风电企业的收益率，加重了企业的资金压力，并使风电在促进能源结构调整、改善气候环境等方面的作用大打折扣。
“关键问题是可再生能源的战略定位问题”
中国电力报：能源市场是我国市场经济的重要组成部分，但风电行业市场化程度较为滞后，请您分析其中原因。
秦海岩：我认为，目前我国风电并网难题更多是体制上的制约和利益上的冲突，而非风电或电网技术瓶颈所致。国外很多研究也表明，电网能够接纳大比例的风电，制度和市场机制才是关键。我国面临的风电并网难题，也可以通过建立健全市场化的电力体制，通过利益调整，鼓励和引导电力系统所有参与者积极、充分地挖掘潜力，从根本上加以解决。
中国电力报：风电有可能成为未来稳定的“传统能源”吗?
秦海岩：稳定是相对的，电力系统本身就是一个实时动态平衡的系统，无论是发电侧还是需求侧都是一个波动性的系统，电网公司的责任就是应对这两者的不平衡，电网也完全有能力应对这种波动性。风电以及其他可再生能源电力波动性的影响被人为地夸大了，这实际上是一种认识上的误区。以现在风电的占比，电网应对起来绰绰有余。未来，当可再生能源占比达到30%，甚至达到如德国提出的到2050年能源需求的80%来自可再生能源的时候，也不是不能实现的。其实，我们有很多好的方式应对可再生能源的波动性，比如智能电网、需求侧管理，以及未来的电动汽车作为一种高效且分散的储能设施。未来储能技术的进步也可发挥作用，但就目前看尽管储能对新能源的发展很重要，却不是必要条件。风电正在从补充能源向替代能源和主流能源转变，这是历史发展的基本轨迹。
现在关键问题是可再生能源的战略定位问题。并不是所有人都认识到了发展可再生能源的必要性和紧迫性，事实上，我们错过可再生能源转型机遇的每一年都是一种极大的损失。“能源生产和消费革命”的概念整天被提及，但有不少人找理由维持现有的能源现状。一些人为他们的不情愿寻找借口，国内媒体时而爆出德国可再生能源发展“深陷窘境”的消息，称可再生能源的发展推高了电价，令企业和居民“苦不堪言”。
而事实却恰恰相反，我们看到的是德国绝大多数民众的支持，是德国政府坚定不移地向2050年可再生能源电力占80%的目标前进的决心，是电价的持续下降和可再生能源补贴对产业发展的积极作用。我们看到的是，德国作为世界上在发展可再生能源方面的代表性国家，依然是产业和技术创新的样板。
“能源革命”不会在一夜之间完成，这一过程是复杂的，也许还是长期的，但不容忽视的事实是，这场革命已经来临。
“三年后海上风电电价政策将更客观合理”
中国电力报：我国可供开发的海上风能资源丰富，场址靠近负荷中心。今年6月，国家发改委正式下发关于海上风电电价政策文件，对我国海上风电项目上网电价进行了规定。对此，您有什么看法?
秦海岩：我认为，其中有几点值得关注：首先是时限。国家发改委下发的《关于海上风电电价政策的通知》规定，该文件中所涉及的电价适用于2017年以前投运的海上风电项目，并不包括2017年投运的。因此该电价将对2014年至2016年三年间的海上风电发展起到重要作用。这一时间段是大规模海上风电成本与电价水平的实际摸索阶段，意味着到2017年会有一个更加客观合理的电价政策。
从欧洲各国的经验来看，海上风电电价也是在不断调整当中，需要调高时会向上调整，根据行业发展水平也会适当下调。文件中规定了“投运”一词，应特别注意该文件的适用范围不包括正在建设或做前期工作的项目。
中国电力报：对于目前大家关注的风电价格，您有什么看法?
秦海岩：《关于海上风电电价政策的通知》在价格方面规定，对非招标的近海风电项目的上网电价为每千瓦时0.85元(含税，下同)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。
这个电价水平与海上风电发展最好的欧洲国家相比，仍有一定的差距。例如，德国海上风电上网电价目前约为每千瓦时1.27元到1.6元，英国约为每千瓦时1.58元，丹麦约为每千瓦时1.14元，意大 利约为每千瓦时1.4元到1.5元，荷兰则是在该国年度平均电价基础上，每千瓦时平均补贴约0.94元。按照每千瓦时0.85元的电价测算，一个100兆瓦的近海风电场，等效小时数2400，投资额每千瓦时14000元，贷款期限15年、利率为6%计算，资本金内部收益率约为8.91%，还不足9%。
但这只是理论推算，实际情况中还有很多边际条件难以囊括。同时，鉴于我国海洋工程条件的复杂性，以及初期阶段工程造价较高、运维费用较高的情况，本次出台的海上风电电价实际支持力度并不大。
中国电力报：在上述海上风电电价政策具体落实的阶段应注意什么?
秦海岩：实际上，除本次出台的海上风电上网电价标准外，上海市此前已经出台了当地对于海上风电上网电量给予奖励的政策。该政策规定，根据海上风电上网电量对项目投资主体给予每千瓦时0.2元的奖励，奖励时间为连续5年，而单个项目的年度奖励金额不超过5000万元。
这种地方性的海上风电上网电价补贴、奖励政策，势必将成为国家海上风电电价政策基础上的重要补充，其意义也不可小觑。
但值得注意的是，此前我国风电补贴工作存在有补贴资金到位慢等问题。因此，对于海上风电制定的电价政策和地方政府的补贴、奖励政策，在具体落实的阶段应尽量避免此类问题的发生。
