海上风电设备的发展高成本因素是关键

　　导读：近期海上风电消息不断。1月25日，有消息称福能股份发布业绩预告，预计去年业绩增加10%，将投资85亿开发海上风电，指其控股股东福建省能源集团有限责任公司曾与莆田市*签订《风电项目合作开发协议书》等，计划在福建莆田市秀屿区开发海上风力发电项目，主要为石城渔港(200兆瓦)和平海湾F区(200兆瓦)两个海上风电场。
　　
　　同时，福建龙源完成我国首台近海大机组风机安装。此为南日岛海上风电四台样机工程中的首台风机，单机容量4兆瓦，叶轮直径130米，为我国进口大单机容量和长叶片风机，也是首台安装的西门子4兆瓦风机。
　　
　　另外，《全国海上风电开发建设方案(2014~2016)的通知》下发，多项电建国标将修订，其中也涉及海上风电，福建、江苏等地的海上风电项目建设正加紧进行，我国海上风电设备企业在提速发展中面临着一些变化和挑战。
　　
　　如何降低成本成难题
　　
　　按照规划，到2020年末，我国海上风电装机容量将达到3000万千瓦。业内人士估计，以5兆瓦单机容量来计算，则至少需要6000台风机，市场容量将超过6000亿元。尽管商机无限，但也从一个侧面显示出海上风电的造价，比陆上风电要贵不少。如何降低风电设备等成本，是海上风电需要面对的一大难题。
　　
　　在*院士王锡凡看来，海上风电建设施工困难、检修成本高，环境较为恶劣，不同方案的综合经济效益可能相差较大，因此对海上风电系统进行优化规划具有重要意义。
　　
　　海上风电系统包括风电机群、集电系统、输电系统。王锡凡认为，优化的目标是综合经济效益优，而综合经济评估主要包括成本核算、收益分析、网损及可靠性评估等。不同层次的优化，重点各有不同。
　　
　　风电机组布局优化以收益分析为主，集电和输电系统规划以成本核算为重点。
　　
　　除了设备和建设成本，海上风电运维成本高企。清华大学自动化系副教授黄必清等专家指出，随着海上风电机组功率日趋大型化，其体积也随之加大，给运维造成一定困难，而海上恶劣的自然条件使得风电机组的故障率相对较高，海上作业有时需要投入专门的海上工程起重船舶和吊车等设备，工程量大且费用高昂，甚至会因天气原因无法及时开展维护造成较大损失。运维成本呈不断上升之势，已占据总成本的20%以上。
　　
　　如果能大幅降低海上风电运维费用，无疑对拉低总成本效果。
　　
　　海上风电产业体系有待健全
　　
　　海上与陆上的环境差异，是海上风电成本居高不下的重要原因，而加强设备和技术的研发、创新、普及，又可以相应降低进入海上风电市场的门槛。在这方面，我国也取得了一定的成果。比如近，山东青岛海西重机自主研制的国内自升式升降平台“德赛二号”成功交付。该平台重约5000吨，长78.8米，大作业水深60米，设备国产化率达90%以上。平台船体设有生活区，能满足150人生活需要，带有直升飞机平台，可用于近海施工、海上风电安装等。
　　
　　不过在一些业内人士看来，我国海上风电还需奋起直追。中国电器科学研究院有限公司工程师黄开云认为，目前我国海上风电各项技术均处于起步阶段，还存在诸多技术难题，海上风电基本上还没有形成一套独立的设计方法、标准和检测、安装、运行和维护体系，海上风电产业体系有待进一步健全。
　　
　　虽然我国海上风电业目前发展速度比较快，但在从起步转向规模化建设发展的关键阶段，设备或技术上面临的瓶颈有可能产生制约作用。中国可再生能源学会风能专业委员会技术人员赵靓曾指出，由于大型海上风电机组的核心零部件国产化率略低，采购周期较长，从而在产能方面有可能在一定时期制约我国海上风电的大规模发展。
　　
　　面对海上风电项目越来越远离海岸的发展趋势，加快设备国产化步伐，建立健全产业链体系，提升核心竞争力，是我国海上风电亟须努力的一个方面。