从1986年我国建成第一个风电场，到2021年全国风电累计装机3.28亿千瓦，中国风电装机量连续12年位列世界第一，发展以风电为代表的新能源是实现“双碳”目标的重要方式，进入平价时代，风电企业如何应对风机价格屡创新低、新能源生产与消纳错位、风电整机交付周期减半等挑战，顺利实现能源转型？
远景能源高级副总裁田庆军在接受澎湃新闻（www.thepaper.cn）记者专访时表示，风机大型化拉低了单位千瓦造价，提升了中国风电竞争力；深远海是中国东南部沿海省份的“大戈壁、大荒漠”，国家应给予政策加快海上风电开发；中东南部低风速风电建议未来结合源网荷储项目开发，不再区分集中式和分散式。
风机大型化拉低单位千瓦造价从2021年底2000元/kW下探至近期的1400元/kW，风电主机价格屡探新低。
3月15日，深圳能源集团发布深能苏尼特左旗500MW特高压风电项目预中标价格，第一候选人中车山东风电有限公司投标价格降至1408元/kW。该项目要求招标设备风机容量不低于6MW。
田庆军解释，风机大型化拉低了单位千瓦造价，带来高发电量和度电成本降低，能够降低建设成本，对冲未来20年、甚至25年电价不确定性带来的风险。此前，新能源发电主要是按计划模式发展，行政审批、核价都是按照固定投资回收成本，开发商收益模式清晰。但随着新能源即将全面参与电力市场，未来电价的不确定、发电小时数的不确定，过去风电投资的商业逻辑和财务模型被颠覆。
对于“风机价格接连下探”，田庆军表示要辩证的看，一方面企业之间可以通过“打硬仗”倒逼整个行业快速创新，在合理利润区间把行业规模做的更大、发展更快，实现整个行业的优胜劣汰。另一方面是警惕部分企业受“价格战”冲击，研发投入难以持续，技术创新、产品质量、交付周期或受影响。
能源咨询公司伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）表示，未来海上风电项目不再享受国家财政补贴，开发商内部收益率预期将从8%-10%下调至6%以下。
过去高电价、高补贴支撑着投资收益率，可以“忽视”部分项目风机质量差、发电能力不足、技术水平不高，运维成本高等造成的收益风险，但进入平价时代，微利的运营模式还需建立在机组的高可靠性上。
出海正当时此前，国内风机企业的主战场一直聚焦在国内，行业研究机构彭博新能源财经数据显示，中国风电整机市场中本土企业市场份额占比达98%。田庆军表示，全球前十大风机制造商中有六家是中国企业，但全部加起来海外市场占有率不足10%。
中国风电机组出口起于2007年，首次由华仪风能向智利出口了3台780kW的风电机组。据风能专委会统计，2020年我国出口风机334台，容量1188MW。
2021年开始，我国风电企业出口步伐加快，出口供货量远超往年，开辟了东南亚、欧洲、拉美等国家的风电市场。以远景能源为例，截至2021年底，远景能源智能风机海外累计装机近2GW。
中国风电市场起步晚，但发展快，在国内经历多年“厉兵秣马”后，田庆军表示，中国风电“兵强马壮”，出海正当时。
逐鹿海外市场，我国风电企业将面临更严苛的挑战。田庆军建议，必须掌握核心技术，包括关键零部件自研技术；必须有全球供应链系统，与海外零部件供应商能够进行深度合作；要做产业链布局，本地化解决海外产业问题，包括国际化认证、国际法律法规的融入等。
海上风电是重中之重作为实现“双碳”目标的主力军之一，海上风电市场需求强劲。国家能源局数据显示，2021年中国海上风电装机规模已经跃居世界第一。从资源禀赋来看，中国拥有超过1.8万公里的海岸线，海上风能资源丰富，可用海域面积达300万平方公里，且集中在中东部及南部等能源负荷中心区。
同时，从风能储量数据上来说，我国深远海地区风能储量是近海的三倍以上，深远海风电的开发具有非常大的潜力。
“海上风电是未来整个中国风电发展的重中之重”，田庆军表示，借鉴三北（东北、华北、西北）地区4.55亿千瓦风光大基地经验、特高压通道建设经验，国家应给予政策，对国管区域海上资源进行统一规划、系统开发，把海上风电空间做大。
“陆上风电大型化以后，EPC价格、度电成本下降了一倍。目前三北地区的风光电成本已在0.2元/度以下，到2023年将实现0.1元/度”，田庆军强调，只要市场空间在，借鉴陆上风电建设经验，一定可以将海上风电的度电成本降下来。
但需注意的是，相比陆上风电，海上风电成本构成更多元，降本涉及的环节更复杂。数据显示，在海上风电成本构成中，风机叶片、传动系统以及塔筒分别占比为6%、18%、8%，安装成本为20%，海上电力设施以及海上风电基座等成本占比25%，其余还包括前期勘察、工程维护管理、保险等费用。
面对平价时代超过50%的上网电价降幅，发展海上风电，不仅需要国家规模化开发，还需要整机厂商持续投入研发创新，进行全产业链降本。
需求定义生产随着近年来以风电为代表的新能源发展速度越来越快、规模越来越大，新能源生产与消纳之间的错位问题越发严重。
我国风资源“西富东贫”，与电力消费“东多西少”呈逆向分布，以“三北”地区为例，风资源丰富，但就地消纳的电量有限，主要通过电网输送到用电负荷中心。叠加近年来，全国用电量年均增长5%，期内新能源装机量年均增长达30%以上，现有电力系统无法支撑新能源的快速增长。
“需求定义生产，绿电消纳能力决定新能源开发规模和进度，”田庆军表示，要想风电行业能够持续增速发展，必须解决好消纳问题。
建设零碳产业园是实现就近消纳的一种有效途径，田庆军说，新型电力系统需要电网和储能支撑，新型储能、抽水蓄能、氢能等各有千秋，缺一不可，要因地制宜、互相补充，构建立体的储能系统。
近年来，全国已有十多个省份陆续发布了新能源强制配备储能的要求，各省配备储能的要求包括储能占比达10%以上，连续储能时长达2到3小时等。
中电联发布的《电力行业碳达峰碳中和发展路径研究》显示，由于新能源属于低能量密度电源，导致电源和储能设施年度投资水平大幅上升。据测算，相比2020年，2025年、2030年、2035年发电成本将分别提高14.6%、24.0%、46.6%。
对此，田庆军表示，在整个投资收益里，储能的建设成本远远低于储能在市场上通过交易获得价值创造的敏感系数。他说，发展储能的关键在于通过电力市场发现储能的价值，让储能参与到电力现货市场交易中，通过供需关系的波动，赚取电价差值，发挥储能价值，鼓励发展独立储能、共享储能。
