2017年我國新增海上風電116萬千瓦，累計裝機達279萬千瓦。海上風電目前不到300萬千瓦的併網總量，不足以評估中國的海上風電風險，而且在運海上風機80%集中在江蘇這一條件相對好的海域，未來風險無法有效衡量和識別。
經過11年發展，截至2017年底，我國海上風電累計裝機容量已達279萬千瓦，海上風電場實現多點開花。如果行走在江蘇、福建、廣東等多個省份的海岸線，都能看見白色風機的身影。
「海上風電雖然起步比較晚，但是憑藉海上資源穩定性和大發電功率等特點，近年來正在世界各地飛速發展。」中國海洋工程諮詢協會會長周茂平告訴記者，我國海上風電的發展空間廣闊、潛力巨大，對我國能源結構安全、清潔、高效轉型具有重要意義。
一個時期以來，消納難限制了我國新能源發展，與陸上風電不同，海上風電由於緊鄰我國電力負荷中心，消納前景非常廣闊。數據顯示，去年11個沿海省份用電量占全社會用電量達到了53%，且保持了較好複合增長。「同時，在巨大的能源結構調整壓力下，未來這些省份對清潔能源的需求非常大。」電力規劃設計總院新能源規劃處處長蘇辛一說。
此外，海上風電對電網更加友好，一方面，海上風電不占陸上資源;另一方面，在同樣的地理位置，海上風電利用小時數高出20%至70%。
事實上，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。根據中國氣象局風能資源詳查初步成果，我國5米至25米水深線以內近海區域、海平面以上50米高度範圍內，風電可裝機容量約2億千瓦時。
我國《風電發展「十三五」規劃》提出，到2020年海上風電裝機容量達到500萬千瓦。據2018全球與中國市場海上風電設備安裝船深度研究報告預計，到2020年中國的海上風電累計裝機容量可以達到800萬千瓦，2020年至2030年每年新增容量將達到200萬至300萬千瓦。
「海洋之大是我們無法想像的，海上風電的市場空間難以估量。」國家應對氣候變化戰略研究與國際合作中心原主任李俊峰坦言。
經歷「十二五」的謹慎探索，「十三五」被認為是海上風電承前啟後的關鍵時期。5月18日，國家能源局發布《關於2018年度風電建設管理有關要求的通知》，從2019年起，各省(自治區、直轄市)新增核准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。電價「鐵飯碗」的打破給海上風電產業帶來了新的挑戰。
有測算顯示，目前含稅海上風電成本不低於0.84元/千瓦時。這意味著當前0.85元/千瓦時的近海風電項目含稅上網電價，僅能給開發企業提供基本收益，如果競價後帶來電價繼續下探，企業必須要提前謀劃應對策略。
「大容量機組的應用是推低度電成本關鍵因素。」彭博新能源財經高級分析師周憶憶說，目前歐洲的機組單機容量在6至8兆瓦級別，而中國目前的機組容量普遍在3至5兆瓦，而且機組升級的速度要比歐洲更慢，這是影響成本降低的一個瓶頸。
金風科技股份有限公司總工程師翟恩地表示，與陸上風電比，海上風電的建設成本高出很多，採取更大容量的機組，其建設成本(包括全場設備吊裝成本、全場基礎造價)以及後面的運維成本等都明顯低於小容量的機組。同時，我國受到漁業養殖、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。
近海項目的水深和離岸距離同樣是影響海上風電度電價格下降主要因素，雖然遠距離的海上風電項目前期建設成本和後期的運維成本比較高，但是增加的發電量足以覆蓋這部分投資。
此外，項目開發機制的不同也會對成本帶來較大影響。比如，由於開發機制不同，荷蘭和丹麥的海上風電招標價格遠遠低於英國。周憶憶說，英國主要使用的是開發商為主導的機制，但是荷蘭和丹麥使用是集中式開發機制。集中式開發機制是通過政府主導前期的項目的開發，包括風能測量、選址、海底電纜鋪設等，都是由政府主導完成，這導致開發商負責部分的造價和風險得以大大降低。中國也可以嘗試採取這種機制。
據預測，當一個市場累計裝機到300至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至2019年可實現這一目標，海上風電度電成本將快速下降。
更多風電行業研究分析，詳見中國報告大廳《風電行業報告匯總》。這裡匯聚海量專業資料，深度剖析各行業發展態勢與趨勢，為您的決策提供堅實依據。
更多詳細的行業數據盡在【資料庫】，涵蓋了宏觀數據、產量數據、進出口數據、價格數據及上市公司財務數據等各類型數據內容。
京公網安備 11010502031895號
