由 dawei （原标题：风力发电平价上网将至，如何保证海上风电装机不会出现断崖式下滑？）
记者 |席菁华
在“十三五”收官之年，中国海上风电进入近十年来的发展巅峰期，装机容量快速攀升，机组大型化趋势明显，但同时也面临不少挑战。
在8月27日举行的第五届全球海上风电大会上，水电水利规划设计总院副院长易跃春表示，截至今年6月底，国内海上风电累计并网容量已达699万千瓦。
易跃春预计，到今年年底，中国海上风电累计并网装机将达830万千瓦以上，大大超出“十四五”规划中500万千瓦的计划容量。
据中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）的最新统计，2019年中国海上风电新增装机容量249万千瓦，同比增长50.9%。
去年年底，中国海上风电累计装机容量达703万千瓦，位居全球第三，仅次于英国和德国。
目前，全国11个沿海省份均已开展海上风电规划研究工作，江苏、福建、山东、广东、浙江、上海、河北、海南和辽宁九个省份，编制了海上风电发展规划，并获得了国家能源局的批复。
CWEA数据显示，截至今年6月底，共计约1100万千瓦的海上风电项目处于在建状态，分别分布于广东、江苏、辽宁和福建等省。
除高速攀升的装机容量外，中国海上风电的快步发展还体现在单机容量的大型化上。
易跃春在会上表示，国内整机企业多数定标机型单机容量在5兆瓦及以上，金风科技8兆瓦、东方电气10兆瓦海上风电机组已获商业订单，明阳智能已发布国内最大11兆瓦海上风机。
国家补贴将在2022年全面退坡，风电产业将被动实现平价上网。为最大限度完成抢装，以锁定补贴电价，风电整机企业正承受建设及交付压力，进入抢装期。
根据国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》，2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。
2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时0.85元/千瓦时的上网电价；未在2021年底前完成并网的，国家不再补贴。
相比沿海省份约0.4元/度的标杆燃煤电价，目前海上风电电价高出约0.4元/千瓦时。实现平价后，海上风电上网电价将降至约0.45元/千瓦时，几近腰斩。
海上风电产业因此进入平价前的冲刺阶段。据界面新闻记者综合风电开发商电子商务平台等信息不完全统计，2019年海上风电市场公开招标量为1621.38万千瓦，是2018年逾3倍。
风电平价上网，即对标当地燃煤标杆上网电价水平。意味着即便风力发电成本高，国家政府也不再予以补贴。
业界担心，风电抢装结束后，若地方政府不接力国家补贴，海上风电装机可能会出现断崖式下滑。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为，海上风电实现平价需落地政策保障。
他建议，海上风电输送线路需由电网投资建设，并纳入到输配电价中；地方政府应承担海上风电前期的核准工作，并对海上风电项目进行打捆成片开发。
秦海岩还呼吁有关金融机构成立海上风电发展促进基金，降低海上风电建设开发长期贷款利率。
远景能源高级副总裁田庆军预测，抢装潮过后，地方政府或收回并重新规划已核准未开建的海上风电项目，运用规模化连片开发的方式降低度电成本，2022年、2023年或有部分项目重新启动。
上海电气风电集团首席数字官兼技术总经理康鹏举在会上表示，海上风电整机部分的投资费用，约占总投资费用的45%-50%，实现平价更需全产业链共同努力，整机企业则需要在“十四五”期间加大技术方面的投资。
除平价压力及抢装后的过渡期“阵痛”，海上风电的发展还需克服并网挑战。
中国南方电网有限责任公司新兴业务及产业金融部总经理薛武在会上指出，受电价补贴退坡影响，大批海上风电项目建设提速，将集中在2021年底前并网，较原规划投产时间整体提前了2-3年，这与电网标准建设周期难以匹配。
薛武预计，到2035年广东省风电装机容量将达4200万千瓦，其中海上风电3000万千瓦，陆上风电1200万千瓦。风电装机占比较大，将使广东电力系统安全稳定运行面临挑战。
他建议，应统一规划、统筹建设海上风电输电通道，且需要为海上风电侧配置储能。“为保障系统安全运行，按照95%的电量合理消纳率测算，预计3000万千瓦海上风电开发需额外配置约700万千瓦的储能或抽水蓄能。”薛武称。
易跃春还在会上指出，海上风电近海资源已趋近饱和。
他表示，截至今年6月底，沿海各省符合规划内核准海上风电总容量3587.7万千瓦，其中约700万千瓦已经并网。
“国内海上风电已开展前期建设的近海资源趋近饱和，项目发展空间不足。”
易跃春称，就目前情况看，下一步很难规划更大的近海场址，“未来更大的资源潜力场址在深远海。”
他认为，远海风电开发的海事、环保限制性因素相对较少，容量系数高、出力稳定，有望成为未来风电发展重点。
根据他初步评估，国内领海线至专属经济区可开发海域面积约67万平方公里，预计资源可开发潜力20亿千瓦。但目前远海风电开发的相关规划、政策与管理机制尚待研究、完善。
易跃春还指出，国内海上风电产业的集群发展有待加强。
英国、丹麦等国的海上风电成本快速下降，均与产业集群发挥推动作用相关。目前，国内在江苏、广东、山东等地探索产业集群发展模式，但与欧洲先进国家仍有一定差距。
“差距主要体现在产业链完备程度上，国内风电主轴承、叶片等产业链相对薄弱，运维产业仍处于起步阶段。”易跃春称。
此外，国内海上风电围绕风电母港的产业集群尚未完全建立。易跃春指出，国内已投运的风电母港主要集中在江苏，产业链相对集中完备。但建设中的阳江、揭阳、蓬莱等地风电母港产业集中度与完备程度还有待提升。