编者按
我国海上风电正处于从“项目示范”向“快速开发”的转折时期。发展海上风电还需突破哪些瓶颈？怎样在“十三五”时期实现积极稳妥推进？日前，中船重工海装风电研发中心副主任张海亚就相关行业热点接受了本报记者的专访。
仍不完全具备规模化发展条件
中国能源报：“十二五”时期，国内海上风电发展缓慢，您认为最大掣肘因素是什么？
张海亚：核心问题在于没有适宜的海上风电机组。所谓适宜，包含三个方面——经济性、可靠性和长期保障。
经济性是指采用该机组的风场建设投资回报率是否满足要求，在电价、工程造价和机组投标价基本确定的现阶段，无疑只有提高理论发电量，才能提高投资回报率。
可靠性是指机组运行的可利用率等指标，该指标直接决定建成后运营的风电场实际收益是否满足预期的投资回报率。
长期保障是指在二十多年的运营周期内，特别是质保后的十多年里，风电机组制造商是否有能力提供运维、失效分析、故障处理等长期保障能力，这涉及整机企业的经营模式、企业理念、工业底蕴等多方面。
中国能源报：有预测称，“十三五”时期国内海上风电将扭转“十二五”时期发展缓慢的状况，在您看来，国内海上风电是否具备了规模化发展的条件？
张海亚：海上风电项目单体容量大，建设周期长，从目前了解到的各项目进度来看，我认为“十三五”期间，国内海上风电预计建设规模约500万-1000万千瓦，建成接近500万千瓦。抛开已建成的，实际建设项目也就十余个。所以，“十三五”期间的海上风电应该还是处于大规模示范的阶段。
目前国内排名前十的整机企业基本上都有自己的海上风电机组，但是经过研制、样机验证、小批量示范整个过程的却没有几家，加上引进西门子机组的上海电气，目前能够提供海上风电机组用于批量装机的企业一共只有5家。而随着国家对节约用海的严格要求，在保持合理投资回报的前提下，需要风电机组单机容量越来越大。这5家企业中，能够提供5MW以上产品的只有2家。因此，国内海上风电目前并不完全具备规模化发展的条件。
中国能源报：之前，不少企业称海上风电标杆电价太低，不具备经济开发价值，目前来看，电价没有变化，技术相比前两年也并未发生突破性变革，为何企业的积极性最近一年明显提高了？
张海亚：随着巴黎气候大会的召开、国内经济步入新常态以及环保压力的持续增大，能源结构调整已刻不容缓。在现有的火、水、核、风、光能源结构中，除了风电，其他几种能源都或多或少受到各种外在因素的限制。而风电因为规划、利益分配、技术等多方面因素相互影响，导致“三北”地区弃风限电现象在“十三五”期间无法根本解决。
那么，在国家政策强力推进和大规模弃风限电的夹缝中生存的各大发电集团可选的路只有两条，开发陆上低风速资源和海上风电。
对现阶段陆上风电场开发项目而言，盈亏平衡点大约为风电机组年利用小时数2000小时。但面对平均风速已低至5米/秒的广大南方山区风电场而言，即使风轮直径达到120米的2MW机型，也只能勉强达到这个标准。而风场建设还要受到地形、运输、征地、林业的诸多限制。一边是发电效益受限，一边是投资风险增大，短时间来看，陆地低风速风场无法快速大规模建设，不能完全满足各大发电集团期望的大规模建成投运的目标。
相比较而言，海上风电资源丰富，平均风速7米/秒以上，风向稳定，近负荷中心，而且单体项目动辄二三十万千瓦起，相当于多个陆上项目同时建设，从发电收益和建设规模都满足各大发电集团的需求。因此，现阶段大力开发海上风电已成为各大发电集团的共识。
开发适宜的海上机组是核心
中国能源报：就国内海上风机制造领域而言，是否仍然停留在“将陆上风机升级改造成海上风机”的阶段？
张海亚：在“十二五”期间，国内整机商均“将陆上风机升级改造成海上风机”，目的是为了在传承的基础上，通过适度创新，研究海上风电机组运行的客观规律，掌握海上风机设计要求。“十二五”末，主流整机商均完成新的海上风电机组研制并完成样机安装。
中国能源报：从目前投运的几个海上风电项目来看，国产海上风机可靠性如何？
张海亚：以江苏龙源如东海上风电场为代表的几个海上风电项目来看，目前国产海上风电机组分为三类：
一是陆地机组下海，这类产品在陆地可靠性已经达到较高水平，经过适应性改造，基本满足海上使用要求。但受到海上风电可达性差的限制，平均可利用率在97%-99%，略低于陆上风电。这类产品最大的缺点是单机容量小，均小于3MW，不适于海上风电开发的要求，基本属于淘汰类型。
二是引进成熟技术，这类产品在国外经过大规模可靠性验证，单机容量4MW左右，可利用高，可靠性好，总体经济性高，短时间内适宜海上风电场开发。但这类产品最大的隐患在于，国内企业并不掌握其核心技术，未来运维、优化均受制于外方，改进升级的可能性极低，解决办法只能持续引进。这不但不利于企业自身的发展，不利于国产装备制造能力的提高，更关键的是，短期来看压制了国内行业的发展，长期来看不具备核心竞争力，企业发展前景受限。这对于需要保障产品二十多年安全稳定运行的海上风电行业来讲，是不负责的。
三是全新研制，这类产品受产品研制的客观规律影响，大多处于样机验证阶段，除了海装5MW两台样机长期可利用率能超过95%以外，其余样机暂时达不到商业化运行的要求。
中国能源报：除了容量大小的差别外，国内整机商生产的海上风机和西门子、三菱-维斯塔斯等跨国公司制造的海上风机有哪些差距？在设计和制造环节各有哪些体现？
张海亚：概括而言，差别体现在一个方面，差距体现在两方面。
差别主要在于市场需求不同，整机设计理念有所差别。国际上海上风电成功机型均来自欧洲。在海上风电装机量最多的西北欧，受到信风带和季风带的联合作用，风速高，年平均风速可达到10米/秒，按照IEC规范，为I类风场。因此，欧洲整机商设计的海上风电机组单位千瓦扫风面积不需要太大，即可达到3000小时甚至4000小时的年满发利用小时数，满足项目开发的投资回报率。中国沿海主要以长江口为分界。长江口以南，受到台风的威胁，要求风机能够承受较高的极限风速，一般按I类风区设计。长江口以北，年平均风速普遍低于7.5米/秒，需要满足Ⅲ类风场投资回报率的风机。
差距主要在于设计验证和持续改进两方面。随着风电机组风轮直径逐渐增大，风电机组使用区域逐渐远离人烟，原有理论基础对产品研制的指导性越来越小。欧洲的做法是打造公共的全工况模拟试验台和试验风场进行产品测试。由于该平台对于单个企业而言投资巨大，利用率低，因此目前国内没有相关的试验机构或平台。海装拟结合国家海上风力发电工程中心建设和行业未来发展，打造相关的试验验证平台，并逐步建设为国家级公共资源。同时，海装还将加大资源和资本的合作模式创新，积极打造风场级试验示范基地，加快机组成熟的步伐。
中国能源报：除了海上风机制造外，国内在海上风电工程安装、海上风电场设计等方面，需要进行哪些提升？
张海亚：海装主业是海上风机的研发和制造，正在尝试涉足海上风电工程安装和海上风电场的设计，对此不敢妄自评论。
结合对国外调研的情况来看，由于海上施工窗口期很短，欧洲的海上风电机组安装均采用了预安装的方式，尽可能多的将工作在陆地上完成。同时，海上风电工程趋向于一体化施工，以整机商为平台，综合吊装公司、电气安装公司、调试公司、运维公司、运维船舶运营公司、直升机运营公司等单位，为业主提供一站式服务，从而更好的把控项目质量，控制项目风险，提高业主的收益率。另外从需求的角度来看，建议海上风电工程安装和海上风电场设计能够把握未来风电机组发展的趋势，结合趋势做一些准备，例如考虑大容量、长叶片机组的施工安装，风电场设计等。
海上风电不会重蹈陆上风电覆辙
中国能源报：保持额定输出功率不变，增大风轮直径的方式，是否代表了海上风机的发展趋势？
张海亚：举个例子：假设陆地项目盈亏点的年满发利用小时数为2000小时，电价为0.61元，单位千瓦建设静态总投资为9000元，那么其投资回报系数为：9000÷（2000×0.61）=7.38。
目前海上风电单位千瓦静态总投资约为18000元，电价为0.85元，按类比计算
18000÷（海上风电年满发利用小时数×0.85）=7.38 。那么海上风电年满发利用小时数不能低于2869。
目前，国内绝大多数已设计的海上风电机组理论值远低于上述目标。因此，在一段时间内，保持额定输出功率不变，增大风轮直径的方式依然是海上风电机组的主要前进方向。
中国能源报：从制造商的角度而言，如何帮助海上风电最大程度降低运维成本？
张海亚：海上运维的成本主要影响因素是机组的故障率，尽可能得降低机组的故障率可以大幅降低海上风电的运维成本。通过零部件加速老化试验、可靠性筛选等手段都可以有效降低零部件及整机出厂的潜在故障率。
当达到一定程度后，故障率的降低就会是一个缓慢的过程，那么在这种情况下，整机商通过对运维过程进行策划、组织和调度，梳理机组的故障机理，开展失效机制研究并较为准确的分析和预测机组可能出现的故障，做到从事后维护变为预防性维护，结合有效的气象预测和精准快速的故障处理能力可以极大地减少非计划停机的时间，从而降低故障损失。
中国能源报：我国陆上风电在快速发展期曾经出现过产能过剩、质量隐患等各种问题，如何未雨绸缪，防范海上风电快速启动后也出现类似的问题？
张海亚：工业是一个国家的基础，积累是一个缓慢的过程。陆上风电快速发展期曾经出现的问题，主要在于部分企业忽视工业积累的客观规律，急功近利而导致的。风电行业经过十余年的发展和沉淀，目前涉足海上风电的企业都具备了一定的底蕴和实力，能够在“十三五”期间参与到实际项目当中的更是屈指可数。加之开发商在选择合作伙伴上更加理性和审慎，因此，我认为海上风电不会重蹈陆上风电的覆辙。
