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“為在2021年底前完成全部機組併網，我國海上風電正處於熱火朝天的‘搶裝’。但國內海上風電施工船隻存量嚴重不足，按照當前施工進度，大部分海上風電項目很難按時併網。”中國可再生能源學會風能專業委員會祕書長秦海巖在日前舉辦的國際海上風電高層技術論壇上說。
隨著我國海上風電電價政策最終落地，2018年獲得核准的海上風電項目若能夠在2021年底前完成全部機組併網，將能夠獲得核准時的上網電價，也就是每千瓦時0.85元。為獲得高補貼電價，我國在建海上風電項目規模已超1000萬千瓦。
然而，原本並不成熟的海上風電產業鏈卻引發了業內擔憂，薄弱的產業鏈體系或將難以支撐海上風電項目建設需要。“搶裝”掀起的大浪最終是否能夠平穩落地？
（文丨本報實習記者 李麗旻）
海上風電吊裝能力嚴重不足
今年5月，國家發改委下發《關於完善風電上網電價政策的通知》稱，對於2018年底前核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成併網，執行核准時的上網電價，2022年及以後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
有數據顯示，2018年11-12月全國多個省份突擊核准了大量風電項目，其中廣東、江蘇、福建、浙江等沿海省份最為突出。這幾個省份2018年底批覆核准的海上風電項目總量超過25吉瓦，而這些核准未建項目預計將成為未來兩年的裝機主力。
然而，就目前情況來看，有限的海上施工資源正嚴重製約著企業的“搶裝”能力。
據記者瞭解，海上風電項目建設通常包括基礎設施建設、海上運輸及施工吊裝等環節，而硬件設施則包括整機、風塔、海纜等，各個環節需緊密配合，缺一不可。
秦海巖指出，我國海上風電施工吊裝能力嚴重不足。“由於海上作業窗口期較小，即使是理想情況下，我國每年海上施工吊裝能力也只有400萬千瓦，遠小於目前需求量。”他同時認為，廣東海域因地質條件複雜，打樁難度較大，按照目前的施工水平，項目推進難度大。
部分配套部件遭遇產能制約
彭博新能源財經風電分析師汪子越指出，目前海上風電供應鏈上也存在一定的風險因素，葉片、主軸承及海纜等相關零部件均有可能受到產能制約。
據瞭解，在海上風電的總投資中，整機、風塔、海底光纜等設備投資約為50%，其中風機成本約佔整體成本的33%左右，而葉片等核心部件、鋼材等主要原材料則是風機制造的主要成本來源。
隨著大功率機組逐漸成為我國海上風電技術發展趨勢，葉片的尺寸也越來越大。方正證券發佈的葉片行業研究報告顯示，由於大葉片製造難度相對更大，研發時間相對更長，生產、庫存也需要更大空間，目前大葉片產能短期內將難以跟上市場需求。數據顯示，中材葉片作為葉片行業的龍頭企業，2016年該公司葉片總產能為8.35GW，但2018年該公司年報仍顯示其葉片總產能為8.35GW。
與此同時，也有業內人士指出，海上風電的“大躍進”也將大幅帶動海纜等供應鏈相關產業發展，2019年應用於海上風電領域的海纜市場需求同比增長幅度將達到53.7%，但要形成規模、滿足龐大的市場需求仍需一定時間。
產業鏈協同有待增強
上海電氣風電集團有限公司風電工程技術研究中心主任劉琦認為，我國海上風電產業鏈仍不完善，整體可靠性不高、主要部件國產化配套能力不足以及產業鏈上協同性欠缺是目前我國海上風電產業鏈面臨的主要問題。
在供應鏈存在潛在風險的背景下，秦海巖認為，對海上風電開發商來說，現在參與競價也不失為一個可行的選擇。“現在海上風電競價項目電價上限是0.8元，希望開發商能夠根據項目實際情況，多方考慮，慎重決策，如果無法在時限內完成全部項目併網，參與競價，仍可以拿到一個不錯的電價。”
另外，汪子越提醒，部分整機廠商及上游供應商對此輪搶裝應持有較謹慎的態度，要通過合理發展來避免產能過剩與產品質量問題。“目前已開工項目要在2021年底前實現併網仍有可能，但對開發商、供應鏈以及施工單位間的配合提出了較高的要求。”
End
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出品 | 中國能源報（ID：cnenergy）
責編 | 盧奇秀
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隨著我國海上風電電價政策最終落地，2018年獲得核准的海上風電項目若能夠在2021年底前完成全部機組併網，將能夠獲得核准時的上網電價，也就是每千瓦時0.85元。為獲得高補貼電價，我國在建海上風電項目規模已超1000萬千瓦。
然而，原本並不成熟的海上風電產業鏈卻引發了業內擔憂，薄弱的產業鏈體系或將難以支撐海上風電項目建設需要。“搶裝”掀起的大浪最終是否能夠平穩落地？
（文丨本報實習記者 李麗旻）
海上風電吊裝能力嚴重不足
今年5月，國家發改委下發《關於完善風電上網電價政策的通知》稱，對於2018年底前核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成併網，執行核准時的上網電價，2022年及以後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
有數據顯示，2018年11-12月全國多個省份突擊核准了大量風電項目，其中廣東、江蘇、福建、浙江等沿海省份最為突出。這幾個省份2018年底批覆核准的海上風電項目總量超過25吉瓦，而這些核准未建項目預計將成為未來兩年的裝機主力。
然而，就目前情況來看，有限的海上施工資源正嚴重製約著企業的“搶裝”能力。
據記者瞭解，海上風電項目建設通常包括基礎設施建設、海上運輸及施工吊裝等環節，而硬件設施則包括整機、風塔、海纜等，各個環節需緊密配合，缺一不可。
秦海巖指出，我國海上風電施工吊裝能力嚴重不足。“由於海上作業窗口期較小，即使是理想情況下，我國每年海上施工吊裝能力也只有400萬千瓦，遠小於目前需求量。”他同時認為，廣東海域因地質條件複雜，打樁難度較大，按照目前的施工水平，項目推進難度大。
部分配套部件遭遇產能制約
彭博新能源財經風電分析師汪子越指出，目前海上風電供應鏈上也存在一定的風險因素，葉片、主軸承及海纜等相關零部件均有可能受到產能制約。
據瞭解，在海上風電的總投資中，整機、風塔、海底光纜等設備投資約為50%，其中風機成本約佔整體成本的33%左右，而葉片等核心部件、鋼材等主要原材料則是風機制造的主要成本來源。
隨著大功率機組逐漸成為我國海上風電技術發展趨勢，葉片的尺寸也越來越大。方正證券發佈的葉片行業研究報告顯示，由於大葉片製造難度相對更大，研發時間相對更長，生產、庫存也需要更大空間，目前大葉片產能短期內將難以跟上市場需求。數據顯示，中材葉片作為葉片行業的龍頭企業，2016年該公司葉片總產能為8.35GW，但2018年該公司年報仍顯示其葉片總產能為8.35GW。
與此同時，也有業內人士指出，海上風電的“大躍進”也將大幅帶動海纜等供應鏈相關產業發展，2019年應用於海上風電領域的海纜市場需求同比增長幅度將達到53.7%，但要形成規模、滿足龐大的市場需求仍需一定時間。
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上海電氣風電集團有限公司風電工程技術研究中心主任劉琦認為，我國海上風電產業鏈仍不完善，整體可靠性不高、主要部件國產化配套能力不足以及產業鏈上協同性欠缺是目前我國海上風電產業鏈面臨的主要問題。
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隨著我國海上風電電價政策最終落地，2018年獲得核准的海上風電項目若能夠在2021年底前完成全部機組併網，將能夠獲得核准時的上網電價，也就是每千瓦時0.85元。為獲得高補貼電價，我國在建海上風電項目規模已超1000萬千瓦。
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海上風電吊裝能力嚴重不足
今年5月，國家發改委下發《關於完善風電上網電價政策的通知》稱，對於2018年底前核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成併網，執行核准時的上網電價，2022年及以後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。
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在供應鏈存在潛在風險的背景下，秦海巖認為，對海上風電開發商來說，現在參與競價也不失為一個可行的選擇。“現在海上風電競價項目電價上限是0.8元，希望開發商能夠根據項目實際情況，多方考慮，慎重決策，如果無法在時限內完成全部項目併網，參與競價，仍可以拿到一個不錯的電價。”
另外，汪子越提醒，部分整機廠商及上游供應商對此輪搶裝應持有較謹慎的態度，要通過合理發展來避免產能過剩與產品質量問題。“目前已開工項目要在2021年底前實現併網仍有可能，但對開發商、供應鏈以及施工單位間的配合提出了較高的要求。”
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隨著大功率機組逐漸成為我國海上風電技術發展趨勢，葉片的尺寸也越來越大。方正證券發佈的葉片行業研究報告顯示，由於大葉片製造難度相對更大，研發時間相對更長，生產、庫存也需要更大空間，目前大葉片產能短期內將難以跟上市場需求。數據顯示，中材葉片作為葉片行業的龍頭企業，2016年該公司葉片總產能為8.35GW，但2018年該公司年報仍顯示其葉片總產能為8.35GW。
與此同時，也有業內人士指出，海上風電的“大躍進”也將大幅帶動海纜等供應鏈相關產業發展，2019年應用於海上風電領域的海纜市場需求同比增長幅度將達到53.7%，但要形成規模、滿足龐大的市場需求仍需一定時間。
產業鏈協同有待增強
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在供應鏈存在潛在風險的背景下，秦海巖認為，對海上風電開發商來說，現在參與競價也不失為一個可行的選擇。“現在海上風電競價項目電價上限是0.8元，希望開發商能夠根據項目實際情況，多方考慮，慎重決策，如果無法在時限內完成全部項目併網，參與競價，仍可以拿到一個不錯的電價。”
另外，汪子越提醒，部分整機廠商及上游供應商對此輪搶裝應持有較謹慎的態度，要通過合理發展來避免產能過剩與產品質量問題。“目前已開工項目要在2021年底前實現併網仍有可能，但對開發商、供應鏈以及施工單位間的配合提出了較高的要求。”
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