推动海上风电标准体系完善

“目前，我国多家整机商推出了大型海上风电机组，单机容量在3兆瓦至6兆瓦之间。我国部件商已能够生产部分核心零部件，如叶片、发电机、变流器等。安装设备基本能够满足目前需要，但未来还需随着产业规模的增大继续进行投入。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩接受记者采访时表示，目前海上风电规模化应用条件初具，但还有海上机组技术与可靠性、海上风电场设计、海上风电工程等多个方面需要进一步完善。

记者：目前我国海上风电发展情况如何?

秦海岩：通过“十二五”时期海上风电的开发，不仅增进了业内对于海上风能资源特性和开发的理解，相关技术也有了长足的进步。随着企业对研发投入的加大，机组研制、施工技术基本成型，相关装备趋于成套化，技术路线也逐步统一。截至2015年底，我国已安装的海上风电项目装机容量共计1014.68兆瓦，2015年海上风电新增装机100台，容量360.5兆瓦，同比增长58.4%。

目前，“十三五”规划尚未公布，但综合国家能源局此前释放出的信息可以看出，“十三五”时期，全国海上风电开工建设规模预计为1000万千瓦，累计投产并网达到500万千瓦。除了继续大力发展江苏、浙江、广东等省份的海上风电之外，还将继续优化产业布局，进一步探索开发上海、天津、海南等省份的资源。同时，将不断推动设备制造、建设施工、运行维护等方面的技术创新以及标准体系的完善。

记者：您认为目前制约我国海上风电规模发展的瓶颈在哪些方面?

秦海岩：我国海上风电发展存在的瓶颈一是政策环境有待进一步改善。目前，由于牵涉到多个部门，海域征迁等方面的协调难度还很大，环评和核准周期被大大拉长。此外，与海上风电诸多环节相关的国家或行业标准也不完善，甚至是空白状态，需要进一步完善。二是设备研发能力滞后，技术创新动力不足。目前，国内的海上风电机组和安装船等设备主要还是依赖进口，国产化程度较低。考虑到海上风电项目开发风险较高，企业在海上风电设备研发方面还缺少积极性。三是成本依然居高不下。目前，我国近海风电项目的投资仍是陆上风电的2倍，在16000元/千瓦左右。在目前的电价水平下，海上风电项目的盈利空间有限，对投资者缺乏吸引力。四是管理水平有待提高。国内的海上风电开发、设备制造、施工、运维等企业基本都是从陆上风电起家，缺少对海洋特性的深刻认识以及海上项目施工建设的经验，对海上风电项目的开发、施工以及运维等依然沿用陆上风电的管理办法，难以真正适应海上风电发展的需要。

与陆上风电项目相比，在海上风电项目中，设备面对的是高湿度、高盐分干湿交替、浸渍等强腐蚀环境，而运维又受到气候条件的强烈影响，这就要求必须提高技术以及整个风电场运行的可靠性。因此，有必要加强对海洋特性、海上风电设备制造以及风电场施工建设等方面的基础性技术研究。同时，还要做到有针对性的运维，即通过综合运用大数据、云计算等技术，开发出规范化的平台，推动运维向智能化、预防性的方向发展。此外，鉴于当前国内专业的运维人员还较为稀缺，人才培养也是提高运维质量不可或缺的一个环节。

记者：您认为目前我国海上大型风机在可靠性和运维方面还有哪些改进之处?

秦海岩：目前我国一些整机商已经推出了海上风电样机，这些样机采用了不同的技术路线，随着对样机运行情况的进一步了解与改善，海上风电机组技术将逐步成熟，可靠性将进一步提高，发电能力也将进一步增强，从而为大规模发展海上风电提供保障。

目前海上风电运维在质保期内的，整机设备制造商一般负责整机设备的运维工作，开发商负责其他方面的运维工作。海上风电建设标准还需进一步完善，经受长期运行考验的海上风电机组选择范围还不是很大，出质保期项目的经验还有待积累。