從1986年我國建成第一個風電場，到2021年全國風電累計裝機3.28億千瓦，中國風電裝機量連續12年位列世界第一，發展以風電為代表的新能源是實現“雙碳”目標的重要方式，進入平價時代，風電企業如何應對風機價格屢創新低、新能源生產與消納錯位、風電整機交付周期減半等挑戰，順利實現能源轉型？

遠景能源高級副總裁田慶軍在接受澎湃新聞（www.usamodel.cn）記者專訪時表示，風機大型化拉低了單位千瓦造價，提升了中國風電競爭力；深遠海是中國東南部沿海省份的“大戈壁、大荒漠”，國家應給予政策加快海上風電開發；中東南部低風速風電建議未來結合源網荷儲項目開發，不再區分集中式和分散式。

風機大型化拉低單位千瓦造價

從2021年底2000元/kW下探至近期的1400元/kW，風電主機價格屢探新低。

3月15日，深圳能源集團發布深能蘇尼特左旗500MW特高壓風電項目預中標價格，第一候選人中車山東風電有限公司投標價格降至1408元/kW。該項目要求招標設備風機容量不低于6MW。

田慶軍解釋，風機大型化拉低了單位千瓦造價，帶來高發電量和度電成本降低，能夠降低建設成本，對沖未來20年、甚至25年電價不確定性帶來的風險。此前，新能源發電主要是按計劃模式發展，行政審批、核價都是按照固定投資回收成本，開發商收益模式清晰。但隨著新能源即將全面參與電力市場，未來電價的不確定、發電小時數的不確定，過去風電投資的商業邏輯和財務模型被顛覆。

對于“風機價格接連下探”，田慶軍表示要辯證的看，一方面企業之間可以通過“打硬仗”倒逼整個行業快速創新，在合理利潤區間把行業規模做的更大、發展更快，實現整個行業的優勝劣汰。另一方面是警惕部分企業受“價格戰”沖擊，研發投入難以持續，技術創新、產品質量、交付周期或受影響。

能源咨詢公司伍德麥肯茲（Wood Mackenzie）表示，未來海上風電項目不再享受國家財政補貼，開發商內部收益率預期將從8%-10%下調至6%以下。

過去高電價、高補貼支撐著投資收益率，可以“忽視”部分項目風機質量差、發電能力不足、技術水平不高，運維成本高等造成的收益風險，但進入平價時代，微利的運營模式還需建立在機組的高可靠性上。

出海正當時

此前，國內風機企業的主戰場一直聚焦在國內，行業研究機構彭博新能源財經數據顯示，中國風電整機市場中本土企業市場份額占比達98%。田慶軍表示，全球前十大風機制造商中有六家是中國企業，但全部加起來海外市場占有率不足10%。

中國風電機組出口起于2007年，首次由華儀風能向智利出口了3臺780kW的風電機組。據風能專委會統計，2020年我國出口風機334臺，容量1188MW。

2021年開始，我國風電企業出口步伐加快，出口供貨量遠超往年，開辟了東南亞、歐洲、拉美等國家的風電市場。以遠景能源為例，截至2021年底，遠景能源智能風機海外累計裝機近2GW。

中國風電市場起步晚，但發展快，在國內經歷多年“厲兵秣馬”后，田慶軍表示，中國風電“兵強馬壯”，出海正當時。

逐鹿海外市場，我國風電企業將面臨更嚴苛的挑戰。田慶軍建議，必須掌握核心技術，包括關鍵零部件自研技術；必須有全球供應鏈系統，與海外零部件供應商能夠進行深度合作；要做產業鏈布局，本地化解決海外產業問題，包括國際化認證、國際法律法規的融入等。

海上風電是重中之重

作為實現“雙碳”目標的主力軍之一，海上風電市場需求強勁。國家能源局數據顯示，2021年中國海上風電裝機規模已經躍居世界第一。從資源稟賦來看，中國擁有超過1.8萬公里的海岸線，海上風能資源豐富，可用海域面積達300萬平方公里，且集中在中東部及南部等能源負荷中心區。

同時，從風能儲量數據上來說，我國深遠海地區風能儲量是近海的三倍以上，深遠海風電的開發具有非常大的潛力。

“海上風電是未來整個中國風電發展的重中之重”，田慶軍表示，借鑒三北（東北、華北、西北）地區4.55億千瓦風光大基地經驗、特高壓通道建設經驗，國家應給予政策，對國管區域海上資源進行統一規劃、系統開發，把海上風電空間做大。

“陸上風電大型化以后，EPC價格、度電成本下降了一倍。目前三北地區的風光電成本已在0.2元/度以下，到2023年將實現0.1元/度”，田慶軍強調，只要市場空間在，借鑒陸上風電建設經驗，一定可以將海上風電的度電成本降下來。

但需注意的是，相比陸上風電，海上風電成本構成更多元，降本涉及的環節更復雜。數據顯示，在海上風電成本構成中，風機葉片、傳動系統以及塔筒分別占比為6%、18%、8%，安裝成本為20%，海上電力設施以及海上風電基座等成本占比25%，其余還包括前期勘察、工程維護管理、保險等費用。

面對平價時代超過50%的上網電價降幅，發展海上風電，不僅需要國家規模化開發，還需要整機廠商持續投入研發創新，進行全產業鏈降本。

需求定義生產

隨著近年來以風電為代表的新能源發展速度越來越快、規模越來越大，新能源生產與消納之間的錯位問題越發嚴重。

我國風資源“西富東貧”，與電力消費“東多西少”呈逆向分布，以“三北”地區為例，風資源豐富，但就地消納的電量有限，主要通過電網輸送到用電負荷中心。疊加近年來，全國用電量年均增長5%，期內新能源裝機量年均增長達30%以上，現有電力系統無法支撐新能源的快速增長。

“需求定義生產，綠電消納能力決定新能源開發規模和進度，”田慶軍表示，要想風電行業能夠持續增速發展，必須解決好消納問題。

建設零碳產業園是實現就近消納的一種有效途徑，田慶軍說，新型電力系統需要電網和儲能支撐，新型儲能、抽水蓄能、氫能等各有千秋，缺一不可，要因地制宜、互相補充，構建立體的儲能系統。

近年來，全國已有十多個省份陸續發布了新能源強制配備儲能的要求，各省配備儲能的要求包括儲能占比達10%以上，連續儲能時長達2到3小時等。

中電聯發布的《電力行業碳達峰碳中和發展路徑研究》顯示，由于新能源屬于低能量密度電源，導致電源和儲能設施年度投資水平大幅上升。據測算，相比2020年，2025年、2030年、2035年發電成本將分別提高14.6%、24.0%、46.6%。

對此，田慶軍表示，在整個投資收益里，儲能的建設成本遠遠低于儲能在市場上通過交易獲得價值創造的敏感系數。他說，發展儲能的關鍵在于通過電力市場發現儲能的價值，讓儲能參與到電力現貨市場交易中，通過供需關系的波動，賺取電價差值，發揮儲能價值，鼓勵發展獨立儲能、共享儲能。