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宏伟的装机量目标能否实现，资源保证和电网接纳能力是前提，成本是关键。但目前降本挑战无处不在。除非技术性成本外，技术性降本通道也日益收窄。与光伏行业摩尔定律式降本不同，风电行业面临刚性的原材料成本、技术短期内难以颠覆的现状，风电降本难度越来越大。
再过两个月，中国风电产业将迎来一个具有里程碑意义的时间节点——陆上风电全面实现平价上网。
过去10年乃至20年，平价一直是中国风电产业追求的目标。数年期盼，一朝梦圆。由此，风电产业走到一个换挡变道的十字路口。
然而，要成为更具竞争力的能源品种，平价只是起点，低价才是方向。平价之后，驱动产业高速发展的不再是补贴，规模化的新增装机量将如何保证？而没有规模化装机，进一步降本和实现低价则成为无源之水。中国风电产业必须破解这一方程式。
1、10年增3倍，装机将进入“倍增”阶段
10月14日， 在“2020北京国际风能大会暨展览会”上，来自全球400余家风能企业一致提出了践行国家碳排放目标的风电发展路线图，正式签署并发布了《风能北京宣言》：倡议“十四五”期间，保证风电年均新增装机5000万千瓦以上；2025年后，中国风电年均新增装机容量不低于6000万千瓦；到2030年至少达到8亿千瓦装机，到2060年至少达到30亿千瓦装机。
根据国家能源局的数据，截至今年6月底，全国风电累计装机为2.17亿千瓦，这意味着未来10年，风电装机量至少要增加3倍。
中央财经大学绿色金融国际研究院研究员洪睿晨认为，要实现我国提出的2060年碳中和目标，必须从排放端和减排端双向着手。从中国目前的碳排放结构看，能源和交通领域是碳排放大户，未来必须大幅削减化石能源的使用，作为化石能源的替代，风电等可再生能源必将进入加速“倍增”阶段。
而按照我国到2030年能源消费总量控制在60亿吨标准煤预测，非化石能源占一次能源消费每提高1个百分点，需增加1900亿千瓦时可再生能源发电量，这至少需要6亿千瓦风电装机的支撑。
不论是6亿千瓦还是8亿千瓦，宏伟的装机量目标能否实现，资源保证和电网接纳能力是前提，成本是关键。
据测算，我国仅“三北”地区风能资源技术可开发量就超过40亿千瓦、中东南部风能资源技术可开发量近10亿千瓦，然而，已开发风能资源不足其5%。
“我国风电、太阳能技术开发量没有天花板。”国家气候中心高级工程师王阳表示，“目前，陆上140米以上的高度的风电技术开发总量大于50亿千瓦，陆上光伏发电技术开发量约为456亿千瓦，我国风电太阳能资源禀赋足以支撑中国电力系统转型。”
根据国家气候中心的研究，到2050年，如果风电装机25亿千瓦，光伏装机26.7亿千瓦，按照全国小时级别的风光发电和需求侧电力电量互动平衡，不需储能和需求侧响应，仅靠风、光就可以提供全国67%的电力电量需求。
2、累计降本40%，但平价只是新的起点
9月30日，青豫特高压直流工程配套的300万千瓦光伏和200万千瓦风电全面并网，这是我国一次性建成投产的最大新能源项目，其中，风电上网电价为0.39元/千瓦时，已很接近青海当地0.3247元/千瓦时燃煤标杆上网电价。值得注意的是，这一项目风资源条件并不出色，平均风速仅为5米/秒出头。
正在推进建设的内蒙古乌兰察布600万千瓦风电项目，其上网电价约为0.2元/千瓦时，已低于蒙西地区0.2829元/千瓦时的燃煤标杆上网电价。
纵观近10年风电行业发展，技术成本快速下降。从2010年到2019年，陆上风电和海上风电项目的加权平均成本已分别下降了约39%和29%。放眼未来，风电要与光伏一起成为能源世界的主导力量，平价只是起点。
据金风科技总裁曹志刚估算，按照静态数据，当前在“三北”区域，按单位千瓦造价6000元、4000发电小时计算，度电成本可降至约0.16元/千瓦时，维持8%的收益率，上网电价约为0.175元；在中东南部区域，按单位千瓦造价8000元、2500发电小时计算，度电成本可降至约0.34元/千瓦时，维持8%的收益率，上网电价约为0.37元/千瓦时。
与此相对照的是，全国各省燃煤标杆上网电价当前大多处于0.25—0.45元/千瓦时的区间，整体而言，陆上风电上网电价基本可以与煤电持平。
平价之后，竞价上网将成趋势。风电将直接面对其他能源品种的竞争，无论设定多么宏大的装机目标，只有价格具有竞争力才能把装机目标变为现实。除了持续降本、实现低价，风电别无选择。
按照远景科技集团的最新预测，未来3年内，风电的度电成本还将下降约40%。到2023年，风电在中国“三北”高风速地区的度电成本将降至0.1元/千瓦时。
不过，在海上风电领域压力更加突出，据测算，若海上风电从目前补贴电价进入平价，意味着风电机组成本要下降至少30%，风电场BOP（指风电场中除风机及其配件外所有的基础建设、材料、设备的采购和安装工程成本）同步下降30%。
3、挑战无处不在，持续降本路径待寻
装机量目标和降价目标都已明确，但降本挑战无处不在。
记者近日在西北某省采访时发现，某整机商在当地投资的风电整机厂产能处于近乎闲置的状态，大批工人被调往千里之外的生产基地，支援南方工厂，冲刺年底交付。产能一松一紧之间，折射出生产产能布局的不合理，其背后则是地方政府“资源换产业”的惯性和由此带来的行业非技术性成本上升。
除了非技术性成本外，技术性降本通道也日益收窄。与光伏行业摩尔定律式降本不同，面临刚性的原材料成本、技术短期内难以颠覆的现状，风电降本难度越来越大。平价之后，风电降本之路到底怎么走？
“技术创新没有终点，即使短期内无法出现颠覆性创新，微创新也要持续。”上海电气风电集团董事长金孝龙认为，技术创新是降本的必然之路。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长任育之表示，未来需要加大风电主轴承、叶片材料等关键零部件制造技术“补短板”力度，着力推动降低风电成本，特别是要降低海上风电成本，切实提高风电市场竞争力，推动构建适应风电大规模发展的产业体系和制造能力。
中车株洲电力机车研究所有限公司风电事业部副总经理陈长春表示，风机在现有技术路线下还存在一些功能冗余、重复的问题，如果整机厂和部件商能深度协同，把风机做得更小、更轻，成本仍有可挖掘的下降空间。这需要从整个全产业链以及全生命周期去考虑协同降本。
“整个产业链协调发展是关键。在主机设计时，引入供应商参与主机设计，可以提升零部件的匹配性，优化整个供应链成本。”舍弗勒大中华区工业事业部总裁王贵轩表示。
三一集团副总经理彭旭说：“降低风电全生命周期度电成本，不仅需要降低后期运维成本，还需要降低前端开发设计成本。不能单纯压人工成本、压供应商成本，而是要通过数字化等新技术赋能，实现基于成本的设计、基于质量的设计，这可以使得前端的研发成本得到最大程度优化，帮助产业链各环节获得合理利润，助力全行业降本增效。”
来源：东方风力发电网
