| 产品展厅 |
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| 海上风力发电再起风云 |
本网发布日期：2011/7/18 |
北极星风力发电网讯:相比“微利润”的陆上风电，在投入成本更大、对风机质量要求更高、风险更大的海上风电项目上，众多风电运营企业能否获利，目前还是未知数。
本报记者 刘丹随着海上风电第二批招标准备工作的启动，业内人士再一次嗅到了“风起云涌”的气味。6月召开的一次海上风电会议上，国家能源局为中国海上风电定下的目标为，2015年建成海上风电500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。为了完成上述目标，能源局决定于今年下半年启动第二批海上风电特许权项目的招标准备工作，预计明年上半年完成招标，总建设规模在150万~200万千瓦之间。跟第一批特许权项目相比，这次招标不仅规模翻番，而且覆盖范围更广，将从江苏延伸至河北、山东、浙江甚至广东等地区。
海上争风
第二批招标启动在即，设备商开始摩拳擦掌，跃跃欲试。在去年第一批海上风电特许权项目招标中，作为整机供应商，新疆金风科技股份有限公司(以下简称“金风科技”)获得江苏大丰20万千瓦项目。“第二轮招标至少不能低于首期，这是金风的目标。”在金风科技于6月30日举行的媒体沟通会上，金风科技总工程师崔新维的表态颇为保守。崔新维同时透露，金风科技首台6兆瓦直驱永磁海上风电机组样机将于明年上半年并网发电，2014年实现量产。同时金风科技已经作好了迎接50万甚至百万千瓦海上风电场挑战的准备。在风机整机制造上，机组大型化是一个重要发展趋势。“大型化将是海上风电机组的发展趋势。通过增加单机容量，可以提升机组在风电场建设中的成本占比，有效降低海上风电场的总建设成本。”崔新维解释说，“理论上说，与陆上风电相比，相同单机容量的海上风电成本高出40%以上，而目前已经示范的案例表明，这个数字还要更高。风电机组大型化势在必行，6兆瓦机组将是未来海上风电的主流机型。”据崔新维透露，金风科技将在“十三五”期间推出10兆瓦级样机。“目前金风推出的6兆瓦风机应用的依然是直驱永磁技术。”崔新维说，“金风始终坚持的直驱永磁技术路径是符合未来技术发展趋势的。”而在此之前，国内最大的风电设备制造商华锐风电高调宣布，国内首台6兆瓦风电机组在江苏盐城综合产业基地正式出产。华锐风电表示，这台风机由其自主研发，公司拥有完全自主知识产权，可以广泛应用于陆地、海上、潮间带各种环境和不同风资源条件的风场。在海上风电场，大功率的风机不仅可节约建筑成本，且更加适应海上环境。据了解，国电联合动力、上海电气、华仪电气等主要设备厂商也纷纷瞄准6兆瓦大功率风电机组研发。维斯塔斯、西门子、GE等国外各大整机商都在进行6兆瓦机产品的布局。而根据相关研究显示，到2020年6兆瓦级产品的应用将占海上风机市场的50%。风电机组“6.0兆瓦”时代正加速开启，而热情高涨的整机商要想在特许权项目招标中再下一城，要面对的是更加激烈的竞争形势。“海上风电是风电技术的制高点，金风科技在技术路径上拥有先天优势，我们不可能放弃对制高点的争夺。”崔新维说。
出海“晕船”
风电企业摩拳擦掌的背后，是海上风电广阔的市场。中国拥有着漫长的海岸线，中国气象局风能资源详查初步成果显示，中国海域5~25米水深、50米高度风电可装机容量约2亿千瓦;5~50米水深、70米高度风电可装机容量约5亿千瓦。与陆地风电相比，海上风电未来将可以就近供应沿海城市，并网难题和长距离输送的技术问题或将更容易解决。由于风资源具有持续稳定、发电量大等特点，海上风电被中国寄予厚望。不过与欧洲企业近20年的海上风电运行经验相比，中国才刚刚起步。中国自2007年起步以来，已建成海上风电装机14.25万千瓦，初步具备了海上风电设计、施工及设备制造的能力。“根据规划，到2020年建成海上风电3000万千瓦，几乎是未来几年风电市场的15%。”在崔新维看来，海上风电是风电技术的制高点，是企业必须要攻下的高地，而随着海上风电资源的进一步开发和技术的不断提升，海上风电或成为因并网受限而陷入低谷的风电行业转折点。然而，风电出海并非一件容易的事。与陆地风电基地相比，海上风电面临的首要难题是高额的成本。据崔新维介绍，一般而言，陆上与海上风电场在成本比例方面差异较大。“陆上方面：风机成本占64%、基础占16%、电网连接占11%，其他为9%;而在海上，风机成本约为45%、基础占25%、电网连接占21%、安装占7%，其他为2%。”他透露，在不考虑海上风电场运行期间的维护费用与可能发电量损失的情况下，相同容量的海上风电场建设成本要高40%以上。“主要是涉及到海上的打桩、安装船的费用，海底电缆的铺设、海上变电站的建设，这些与陆上风电相比都是额外的。”崔新维说。除了成本高昂，海上风电面临的较大风险对风电机组质量提出了更高的要求。在6月举行的2011年上海国际海上风电及风电产业链大会上，中国最大的风电运营商龙源电力总经理谢长军对国内风机质量的抱怨已然公开化。“你(华锐风电)要是暴露了太多的质量问题，我没法买你的设备。但是我上次跟老韩(华锐风电董事长兼总裁韩俊良)说了，没办法，我只能买你的啊，因为海上有些机型别人没有，但是如果别人有，我就不买你的了。”谢长军给国内最大的风机制造商提出了“友好的建议”。面对海上风电与陆上风电的施工、运行、管理差异，以及国内风机制造企业的质量问题，谢长军调侃地说道，“龙源做陆上风电还是很生龙活虎的，做海上现在有点晕船”。
外资风电“扳回一城”
在龙源电力的海外风电设备供应商名单上，西门子第一次被纳入其中。就在谢长军公开抱怨华锐风机的质量“不稳定”的同时，他透露，西门子将为江苏如东海上示范项目提供21台功率为2.3兆瓦的风力发电机组。项目业主方为江苏海上龙源风力发电有限公司，即龙源电力集团股份有限公司的子公司。来势汹汹的国外同行，让中国本土风机制造商倍感压力。作为西门子在中国赢得的第一份海上风电订单，该装机容量为50MW的项目是西门子在可再生能源领域的重大突破。项目预计2011年底投入商业运营。合同供货范围涵盖了5年维护服务协议。“这标志着我们在帮助中国实现可持续发展的进程中又建立了一个新的里程碑。”西门子(中国)有限公司总裁兼首席执行官程美玮表示。在2.3兆瓦机组上，面对金风科技与西门子两大设备制造商，龙源选择了后者。“我们的风机没有成为首选，龙源还是选择了西门子的风机，对我们还是有压力的。”对此，崔新维坦言。对于中国的设备商们来说，确实感到压力了。“今年以来明显感觉到国外企业的订单多了起来。”一位业内人士告诉记者，他解释，一是因为国外的风机便宜了，再就是“开发商也明白了，国外设备高的那部分售价，很快就能通过较高的稳定性补回来”。“西门子已在欧洲水域安装了600多台风力发电机组，总装机容量超过180万千瓦，是海上风电市场当之无愧的领军者。同时我们也清楚地看到中国沿海用电负荷中心周围的浅海区域海上风电机会。”西门子风电业务部门首席执行官邵杰仕说。西门子此举被视为外资制造商在中国海上风电市场上“扳回一城”的成功案例。
在陆上风电领域，外资设备制造商表现平平。2005年发改委出台一项规定风电设备国产化率要达到70%以上。政策护航下，本土风电企业高歌猛进。2004年，国外风机厂商还占到了中国几乎80%的市场，而在6年之后，中国本土企业的市场份额却已反超到了60%以上，而华锐风电、金风科技等三家就达到55%。维斯塔斯也仅能位列其后，而GE、西门子、歌美飒等巨头更是被甩出一线阵营。然而，在经历了5年的草莽时代之后，中国风电开始进入精英阶段，面对刚刚开启的海上风电蓝图，这或许意味着，以西门子为代表的外资风电企业可能迎来翻身机会。“这份订单是西门子进入中国快速发展的风电市场的重要一步。”邵杰仕补充道。中国陆上风电总装机容量已经超过44GW，在过去的3年中增长率超过73%，已经成为全球最大的风电市场。作为西门子全球化战略的组成部分，2010年西门子在英国、德国、美国和中国先后成立了海上风电部门。2010年11月，西门子在上海落成其第一家叶片制造厂。
2011年春天，机舱厂也在上海投入运营。业内人士坦承，中国的风电企业在海上风电领域与维斯塔斯、西门子等国际一流企业还是有距离的。“西门子的产品确实是好东西，但如果价格能低点就更好了。”这几乎代表了绝大多数风电业主多年来的真实心态。这种情况在近两年逐步出现改观。中国风能市场或开始告别纯粹的规模为王时代，电场业主开始审视质量、技术和电场实际运营成本。而在此时，中国制造的风机经过5年使用也开始频繁出现质量问题，甚至有的风叶被风吹断，有的风机一年维修次数达到十几次。尽管价格比外资风机便宜约20%，但“后患”也开始逐渐让业主转变心态。特别是进入海上风电领域中，对设备可靠性的要求被提高至前所未有的高度。崔新维告诉《科学时报》，海上风电技术门槛很高，与陆上风电相比海上风电需要极高的稳定性，“一旦大部件出问题，就需要几个月的时间才能修复”。“可靠性是最重要的。”崔新维说，“我们会把可靠性放在第一位。为了可靠性可以在经济性上做一些牺牲。”“一台风机的寿命往往在20年以上，对于风机价格，我们更加重视一台风机在全生命周期所能给业主带来的收益，我们的目标是为了业主争取更长远的经济利益。”崔新维说。
价格挤压利润空间
虽然海上风电制造在中国起步时间并不长，但是价格战同样残酷。“现在风电企业主体众多，打价格战，我们成本压力很大。不过对于未来，我们并非一味地追求大装机容量，而是要注意整个产品的各个环节，注意技术质量可靠性。必须考虑到长期运行的安全与可靠性。”金风科技战略及全球发展总监周彤的表态略显轻松。给设备制造商带来压力的，还有不断被挤压的利润空间陆上风电的低价投标现象也蔓延到了海上项目。提起第一次海上风电特许权项目招标，多数参与企业仍心有余悸。去年海上风电特许权项目最终的中标价格结果是：滨海30万千瓦的风电项目的中标价为0.737元/千瓦时;射阳30万千瓦的风电项目的中标价为0.7047元/千瓦时;大丰20万千瓦风电项目的中标价为0.6396元/千瓦时;东台20万千瓦风电项目的中标价为0.6235元/千瓦时。当时众多专家对于这一价格能否在长期实现赢利表示怀疑。高投入的海上风电并非能够带来高回报。
“这个潮间带的投资，造价在每千瓦1.5万元 ，发电量可以折算成2400~2500小时。目前国家能源局给的电价0.65元左右，股本回报率在12%左右。想赚大钱，就别做海上风电，没有钱的也不要做，海上是很危险的。我劝民营企业就不要尝试海上风电了。民营企业以赢利为第一目的，而目前海上项目是挣不到太多的钱的。只有像国企，大型企业，去尝试海上风电。”谢长军曾在公开场合作出这样的表述。相比“微利润”的陆上风电，在投入成本更大，对风机质量要求更高，风险更大的海上风电项目上，众多风电运营企业能否获利，目前还是未知数。相比2010年，目前油价上涨导致施工成本增加，加息也导致企业财务成本大幅增加。“去年中标电价已经触底，针对这种市场情况，第二批项目竞标应该回归理性。”周彤呼吁，风电企业不应该通过恶性竞争来压低价格，从而吞噬整个行业的利润。周彤说：“如果电价压得很低，上下游产业每个环节都会受到挤压，也就意味着大容量海上风机产业在刚刚起步、还需要大量投入的时候就要面临造价上的压力，很有可能会直接影响产品的可靠性。”“其实就算价格压得再低，中国肯定也是有企业愿意上马的，但是这对整个海上风电行业的健康发展没有好处。应该在技术成熟后，再考虑价格竞争的问题。”周彤说。
来自：科学时报
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