近日，记者从中国长江三峡集团公司获悉，福清兴化湾海上风电项目一期首批机组将于9月中旬正式并网发电。作为我国首个5兆瓦以上的大功率海上风电样机试验风场，金风、GE、海装、太重等8家国内外厂商的14台大型风机将在此同场竞技，以确定适应福建地区海况风况的最优机型。这意味着从福建海上风电基地开始，中国海上风电发展进入集中连片规模开发的快速发展新阶段。 

　　创新提升海上风电装备制造水平 

　　“一个晚上都没敢睡觉，事实证明我们的施工和风机的质量都是非常可靠的。”在刚吊装完不久的2台大型风机成功经受住了台风考验后，三峡集团福建能投公司执行董事孙强也终于睡了一个好觉。 

　　福建不仅是我国海上风电资源禀赋最好的省份，更是亚洲海上风电资源最好的地区，年利用小时数甚至可以超过4000小时，而内蒙古区域的陆上风电年利用小时数也仅2000多小时。基于此，截至目前，我国已经在福建海域规划了上千万千瓦的风电装机。 

　　为了顺利推进我国海上风电集中连片规模快速开发，2016年11月，三峡集团启动了福清兴化湾30万千瓦海上风电场一期工程（样机试验风场）建设，投资总额约18亿元，成为全球首个国际化大功率海上风电试验场。 

　　《经济日报》记者近日在福建省福清市江阴半岛东南侧兴化湾海面上采访时看到，已经有2台大型风机吊装完毕，周边数个施工平台旁，大型打桩船、浮吊正在紧张作业。 

　　福建能投公司副总经理雷增卷告诉记者，去年底，福建省首制的最新一代海上风电一体化作业移动平台“福船三峡号”在厦船重工出坞，其起吊能力、甲板工作面积及载荷为迄今国内最大。得益于此，现在海上风机的吊装时间大大缩短，仅需2天半，有效提高了海上风电工程施工效率，降低了海上风电场建设成本。 

　　在兴化湾北岸的福州江阴工业集中区，占地千亩的福建三峡海上风电国际产业园也正在同步建设中。“样机试验风场将借鉴三峡工程经验，让各厂家同台竞技，科学、客观、公正的对厂家进行综合评判，以确定适应福建地区的最优机型，并选取技术先进、质量可靠的风机厂家进入产业园，通过创新提升我国海上风电装备制造水平。”该产业园运营公司副总经理陈永明说。 

　　据悉，项目2019年12月达成后，年生产5兆瓦以上风电机组150万千瓦，年产值超过100亿。目前金风科技、江苏中车、西安风电、LM公司和GE公司已签署入园协议或意向协议。 

　　“大容量风机关键技术在中国已经取得突破，产业发展条件已经具备，一个高起点、大容量、全产业链的海上风电产业基地正在福建形成。”三峡集团董事长卢纯说。 

　　我国拥有发展海上风电的天然优势 

　　海上风电虽然起步较晚，但是凭借海风资源的稳定性和大发电功率的特点，近年来正在世界各地飞速发展。最新数据显示，风能发电仅次于水力发电占到全球可再生资源发电量的16%。 

　　据全球风能理事会（GWEC）统计，2016年全球海上风电新增装机221.9万千瓦，全球14个市场的海上风电装机容量累计为1438.4万千瓦。英国是世界上最大的海上风电市场，装机容量占全球的近36%，其次是德国占29%。2016年，中国海上风电装机量占全球装机量的11%，取代了丹麦，跃居第三。 

　　“我国拥有发展海上风电的天然优势，海岸线长达1.8万公里，可利用海域面积300多万平方公里，海上风能资源丰富。”孙强表示，根据中国气象局风能资源详查初步成果，我国5至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内，风电可装机容量约2亿千瓦时。可以看出，海上风电是我国发电行业的未来发展方向。 

　　事实上，2016年，我国陆上风电新增装机容量有所回落，而海上风电装机实现大幅度增长。根据中国风能协会的统计，2016年，我国海上风电新增装机（吊装量）154台，容量达到59万千瓦，比上年增长64%，累计装机量达到163万千瓦，排在全球海上风电装机榜单第三位。 

　　雷增卷表示，我国陆地风电主要位于我国西北部，当地消纳能力有限，对外输送有赖于特高压输电线路建设的现状。海上风电可发展区域主要集中在我国东部沿海地区，大力发展海上风电，不仅可以满足东部用电需求，陆、海风电相结合，更会加快我国绿色发电的步伐。 

　　记者了解到，按规划，到2020年我国将建设海上风电1500万千瓦（包括建成500万千瓦，在建1000万千瓦）。在此基础上，国家还明确了海上风电场0.85元/千瓦时以及潮间带风电场0.75元/千瓦时的电价政策。与此同时，一批海上风电示范项目陆续建成，设备技术水平不断提高。 

　　我国海上风电发展仍处于初期 

　　“我国海上风电发展仍处于初期，勘测设计、建设管理、运行维护、技术创新、产业融资等方面还不太成熟。”三峡集团副总经理毕亚雄坦言，需要产业链上下游联合起来，共同增进海上风电产业链全面融合发展。 

　　虽然取得了快速发展，处于起步阶段的海上风电仍面临不少困难。“海上风电开发涉及到军事、环保、旅游、渔业、生态和航运等众多部门。”孙强说，由于规划制定过程中缺乏有效沟通，导致各种规划之间的不同步、不配套的现象日益严重，有些因素或对项目场址产生颠覆性的影响，导致企业前期投入浪费，对企业造成巨大的经济损失。 

　　电价是影响一个电站收益的主要因素，目前看来，海上风电项目电价回收周期长，经营成本压力较大。以三峡集团响水近海风电场为例，截至2017年5月31日，累计上网电量为3.91亿千瓦时，目前实现上网电量标杆电费部分次月结算，应收电费3.32亿元，但目前只收回标杆电价部分的1.48亿元，补贴电费部分正在申报国家的第七批补贴名录，具体公布时间尚未确定，导致未收回的补贴电费金额大，电费回收周期长，造成企业经营成本压力大。 

　　与陆上风电相比，海上风电的后期运维成本也要高出不少。进入运营期后，风电场的主要运维成本包括备品备件成本、运维交通工具购置或租赁费、风机运维耗材费用、机组大修、机组防腐、人工费用等。由于目前国内海上风电尚无长期运营经验和成本数据积累，运维成本仅靠预估，存在极大的不确定性。德国Meerwind海上风电场每年的维护费用约为3570万欧元，相比欧洲已经历了近20年的发展、海上风电场的运营维护已形成完整产业链的情况，我国海上风电的运维成本预计还将更高。 

　　此外，当风机大部件发生故障需要更换或维修时，必须租赁专业大型作业船舶进行维修，维修成本极高。大型维修船舶出场费用往往高达数十万一天，且国内大型维修缺乏起重船舶，受海况天气大，维修周期长，再加上大部件更换时停机发电量损失，导致海上风电场运维成本不可控的特点明显。

新闻来源：中国经济网

图片来源：网络