在陸上風(fēng)電實現(xiàn)平價的過程中，風(fēng)電開發(fā)重回“三北”的趨勢日益清晰。“‘三北’地區(qū)風(fēng)資源條件較好，集中開發(fā)的規(guī)模相對較大。這兩大特點決定了‘三北’地區(qū)可以率先實現(xiàn)平價。”金孝龍日前接受記者采訪時說。
緊跟陸上風(fēng)電，海上風(fēng)電也將于2022年實現(xiàn)去補貼。國內(nèi)的海上風(fēng)電大多是從歐洲進行技術(shù)引進起步，但國內(nèi)的地理條件、海床條件和風(fēng)資源稟賦和歐洲有較大差異。相比歐洲，中國的海上風(fēng)資源有其自身特點：一是平均風(fēng)速低，二是南北差異大。南方相對風(fēng)速較高，但受臺風(fēng)影響明顯，北方臺風(fēng)影響較小，但風(fēng)速更低。
因此，金孝龍認(rèn)為，歐洲海上風(fēng)電平價經(jīng)驗值得參考，但在向歐洲學(xué)習(xí)借鑒的同時，也不能完全照搬歐洲的發(fā)展模式。從風(fēng)機角度來講，針對中國條件迥異的資源情況，沒有一款機型可以包打天下。
由于風(fēng)電的平價是以火電燃煤標(biāo)桿電價為參照的，各省的火電標(biāo)桿電價從0.28-0.45元/千瓦時不等，因此，風(fēng)電的平價也不會是一個價格。有些地區(qū)雖然火電標(biāo)桿電價較高，但同時也伴隨著開發(fā)條件較差，風(fēng)電開發(fā)成本較高的問題。
“立足中國多樣化的風(fēng)資源條件和不同區(qū)域的電價上限，這要求整機從單一設(shè)計走向平臺化設(shè)計，在平臺化設(shè)計的前提下，采用定制化模式。平臺化有利于風(fēng)機配置實現(xiàn)柔性調(diào)節(jié)，降低研制成本;定制化使得風(fēng)機更有針對性，更加完美匹配風(fēng)資源情況。”金孝龍說。
當(dāng)前，部分開發(fā)商在考慮內(nèi)部收益率(IRR)時，仍然更多考慮的是工程建設(shè)成本(CAPEX)，沒有切實轉(zhuǎn)變到全生命周期度電成本(LCOE)上，特別是在運維成本(OPEX)的精細(xì)化測算上，經(jīng)驗數(shù)據(jù)缺乏使得OPEX的精準(zhǔn)性無法切實保證。金孝龍認(rèn)為，在標(biāo)桿電價時代，項目的可研收益率跟實際收益率之間具有較大余量，這種思路或許不會對開發(fā)商產(chǎn)生太大影響。但是在平價時代，余量消失了，如果不把賬算精細(xì)，不轉(zhuǎn)到注重全生命周期精細(xì)化度電成本的思路上來，很可能達不到收益率目標(biāo)。
海上風(fēng)電平價面臨更嚴(yán)苛條件
表面上，風(fēng)電正走入一個平價時代，實際上，風(fēng)電迎來的將是一個低價時代。在無法全額保障性收購的情況下，實際電價可能比平價更低。為此，行業(yè)要做好思想準(zhǔn)備和工作準(zhǔn)備。
金孝龍預(yù)計，從發(fā)展趨勢來看，未來，火電標(biāo)桿定價可能取消。失去對標(biāo)之后，風(fēng)電價格可能會是兩段電價：即由保障性發(fā)電量的基礎(chǔ)定價和超出部分進行市場化交易的競爭電價組成。
無論電價定價怎么變化，上網(wǎng)電價下調(diào)將是大勢所趨，平價之后，面臨的是更嚴(yán)峻的低價和競價考驗。
相比陸上風(fēng)電，中國實現(xiàn)海上風(fēng)電平價的挑戰(zhàn)更大。中國風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展20多年，《可再生能源法》頒布15年后，才實現(xiàn)陸上風(fēng)電平價上網(wǎng)。而海上風(fēng)電發(fā)展才10年時間就開始走向平價。
在業(yè)內(nèi)看來，雖然同名為平價，但實際上，中國海上風(fēng)電平價和中國的陸上風(fēng)電平價，以及歐洲的海上風(fēng)電平價都不同。與陸上風(fēng)電中風(fēng)機設(shè)備成本占比一半相比，海上風(fēng)電中風(fēng)機設(shè)備成本占比僅為40%甚至更低。其更大部分的成本是由風(fēng)機基礎(chǔ)施工、風(fēng)電輸出工程等組成。在歐洲，海上風(fēng)電開發(fā)商只負(fù)責(zé)建設(shè)風(fēng)場，不負(fù)責(zé)建設(shè)送出工程，上網(wǎng)電價并不包括送出工程的成本。而在國內(nèi)，海上風(fēng)電上網(wǎng)電價卻是包括送出工程成本的平價。
隨著海上風(fēng)場離岸越來越遠，風(fēng)機設(shè)備在總成本中的占比進一步降低，送出工程的成本卻呈幾何數(shù)上升。
“事實上，在我國，一般遠距離輸送的特高壓輸電線路成本也是納入到輸配電價里，差不多1毛錢左右，而海上風(fēng)電的送出工程成本僅5分錢。”金孝龍認(rèn)為，“海上風(fēng)電送出系統(tǒng)工程應(yīng)與遠距離特高壓輸電線路作為同一模式，統(tǒng)一由電網(wǎng)部門負(fù)責(zé)建設(shè)，納入輸配電價。”
海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈長，降低海上風(fēng)電成本，不僅靠風(fēng)電整機企業(yè)一方，更需要從設(shè)計、開發(fā)、施工、運輸、吊裝等各個環(huán)節(jié)著手，各方共同努力，系統(tǒng)實現(xiàn)成本的降低。同時，在國家取消電價補貼的壓力下，現(xiàn)有的單一海上風(fēng)電發(fā)展模式已很難滿足需求，需要創(chuàng)新應(yīng)用模式，與海洋經(jīng)濟相結(jié)合，利用“海上風(fēng)電 +X”的模式，發(fā)展氫能、海水淡化、儲能及海洋牧場等多種能源或資源集成的海上“能源島”，就地利用生產(chǎn)，提高海上風(fēng)電的經(jīng)濟性。
風(fēng)電行業(yè)必須具備持續(xù)降本能力
我國2060年“碳中和”目標(biāo)的提出，提振了整個新能源行業(yè)。有測算稱，這至少需要30億千瓦的風(fēng)電新增裝機。在金孝龍看來，市場前景廣闊，但實際裝機量有多少，取決于風(fēng)電在整個能源系統(tǒng)中的競爭力。
根據(jù)國際可再生能源署(IRENA)的報告，過去10年，太陽能光伏發(fā)電、陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電的成本分別下降了82%、39%和29%。風(fēng)電的成本下降速度不及光伏的成本下降速度，這可能在未來影響其競爭力。
不過，在業(yè)內(nèi)看來，光伏本質(zhì)上是材料學(xué)，通過材料的突破可以迅速提升光電轉(zhuǎn)換效率，從而降低度電成本。而風(fēng)電涉及機械、氣動、電氣、控制等十幾個交叉學(xué)科，復(fù)雜程度遠遠超過光伏。這也使得風(fēng)電的降本難度更大，所需周期更長。但也正是因為這樣的特點，風(fēng)電被認(rèn)為技術(shù)含金量更高，產(chǎn)業(yè)鏈更長，對整個制造業(yè)的拉動效應(yīng)更強。
但不論面對什么樣的客觀條件，持續(xù)降本都是風(fēng)電行業(yè)不得不做出的選擇。
“面對降本難題，需要整個產(chǎn)業(yè)鏈更深度融合，整機商要更早介入到風(fēng)資源開發(fā)階段，真正做到因地制宜，因時制宜。”金孝龍表示，“同時，陸上大基地、海上連片開發(fā)等規(guī)模化開發(fā)模式，也對風(fēng)機的可靠性、穩(wěn)定性、利用率提出了更高要求，提升可靠性可看作另一個維度的降本。”
金孝龍告訴記者，未來，風(fēng)機的一大塊降本空間可能來自輕量化設(shè)計。通過輕量化設(shè)計減輕風(fēng)機載荷，通過控制策略優(yōu)化降低極限載荷，從而促進風(fēng)電降本。另外，優(yōu)化供應(yīng)鏈，通過國產(chǎn)化戰(zhàn)略打破核心部件的“卡脖子”難題，也是風(fēng)電降本的關(guān)鍵一環(huán)。
“在‘十四五’期間，行業(yè)會矢志不渝推進技術(shù)降本。例如，模塊式裝配、分段式葉片、新材料應(yīng)用等領(lǐng)域有可能會出現(xiàn)爆發(fā)性技術(shù)創(chuàng)新。”金孝龍預(yù)測。
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