近日，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。

言论：技术攻关推动成本下降

我国海上风电可开发资源量巨大，更靠近东部电力负荷中心，相较陆上风电具有不可替代的优势。但是海上风电技术不成熟，建设成本居高不下，运维困难等因素，也使得我国海上风电发展未能达到预期。下一步，必须多头并进推动其发展。

首先，结合产业链上下游资源，发展关键技术攻关。树立海上风电产业同盟，推动“产业链”纵向各环节与横向各实体联合开展海上风电关键技术攻关，真正提升中国海上风电产业竞争才能，促进海上风电行业健康、持续发展。

其次，维持稳定的行业政策，推动海上风电成本持续下降。欧洲国家的成功经验表明，可再生能源尤其是海上风电的发展初期需要政府大力支持，固定电价制度是特别适用于海上风电发展初期阶段的鼓励政策，待开发成本逐步下降后，再改为固定电价/固定补贴、竞标等政策，持续推进海上风电开发进程。

再次，要建立其他能源围绕可再生能源发电的调度交易机制，实现可再生能源的优先消纳。借鉴德国等欧洲国家的成功经验，一方面合理的政府补贴政策激励可再生能源参与市场竞争、确保自身优先上网；另一方面，设计合理的市场交易机制，自然形成其它电源围绕可再生能源进行电力实时交易和提供辅助服务的市场机制，最大程度的减少弃水、弃风、弃光。