正像參與海上風電的人們實際感受的那樣，中國的海上風場項目在變得炙手可熱，而這條產業(yè)鏈上的生意共享者們，也沒有誰不喜歡這份熱度。
　　
　　但必須要注意的是，在行業(yè)肆意熱捧大兆瓦機型的氛圍中，一旦選用了不適合實際風況或不成熟的機型，不但會讓海上風場項目的經濟性大打折扣，而且裝機規(guī)模越大，造成的傷害也就越嚴重，這一點吃過苦頭的朋友最懂。
　　
　　在較大程度上講，海上風場項目的經濟性是由風機對項目的適合度決定的，也就是說，只有最適合海上實際風況的機型才最具經濟性。這就不難理解為什么歐洲不斷有6MW、7MW、8MW海上機型樣機出產或供需交易的信息——歐洲正在不斷地實踐、驗證大兆瓦機型與海域風況的適合度，但在中國，除了福建海域的風資源接近歐洲9.5m/s的平均風速外，其它海域的平均風速還不及8m/s，不少海域的風資源甚至低于7m/s。這種風資源條件，決定了歐洲的海上大兆瓦機型在中國的大多數(shù)海域不具有好的經濟性，除非機型出現(xiàn)顛覆性技術，否則它們難以成為中國海上風場的主流機型。
　　
　　風機選型的本質在于機型與風況的適合度。按照風速的高低，中國的海上風況可以劃分為三大板塊：第一是以江蘇為代表的上海、浙江杭州灣、山東、河北、遼寧、廣西等海域，其平均風速為6.8m/s-7.8m/s，50年一遇10分鐘最大風速為35m/s-40m/s；第二是以浙江為代表的廣東、海南海域，其平均風速為7.0m/s-8.0m/s，50年一遇10分鐘最大風速為46m/s-55m/s；第三是福建海域，其平均風速為9.0m/s-10.0m/s，50年一遇10分鐘最大風速為46 m/s -50m/s。
　　
　　那么，中國的海上風電究竟需要配置什么級別的機型？
　　
　　對于開發(fā)商而言，最關心的問題是如何以最小的投資獲得最大的發(fā)電量，以實現(xiàn)度電成本最優(yōu)。但由于投資中包含了很多不確定性因素，有些開發(fā)商就將目光聚焦到風機、風場配套設施費用這些初始投資和發(fā)電量上。
　　
　　眾所周知，不同機型其初始投資和發(fā)電量存在巨大的差異，這也正是開發(fā)商機型選擇最頭疼的問題。事實上，當風機的額定功率和葉輪直徑確定后，根據現(xiàn)階段的技術成熟度及規(guī)?；潭?，該機型的理論等效滿發(fā)小時數(shù)以及風場配套費用就確定了，而風機價格則取決于主機廠的市場策略。因此，我們不妨以中國典型的低風速海域7.5m/s風速作為機型的輸入風速，通過計算來分析適合中國低風速海域的機型。
　　
　　這要先看理論等效滿發(fā)小時數(shù)。當下，中國海上風電電價政策仍屬于指導性固定電價，因此度電成本最低并非開發(fā)商選擇機型的唯一因素。鑒于現(xiàn)金流的需求，風機的滿發(fā)小時數(shù)就必須在某個門檻值以上，盡管這在一定程度上直接決定了風機的價格，但主機廠仍要為其產品價格在市場上的競爭優(yōu)勢而盡心盡力?？梢詷芬姷氖?，基于當前的技術水平以及中國典型的低風速海域7.5m/s的平均風速，理論滿發(fā)小時數(shù)在2600h～3300h這一區(qū)間，可以讓開發(fā)商的收益得到保障。
　　
　　值得關注的是，在目前的中國海上風電市場，4.0MW、4.5MW、5.0MW和6.0MW這四個級別的機型最為活躍，通過理論模型計算，可以得到一系列機型的理論等效滿發(fā)小時數(shù)，如圖1所呈現(xiàn)的那樣。 　　
　　圖1顯示了中國除福建以外的海域，不同機型在7.5m/s平均風速下的理論滿發(fā)小時數(shù)。請注意的是，只有額定功率在4000kW至5000kW左右的機型，對不同的葉輪直徑具有較好的普適性。當額定功率在6000kW以上時，葉輪直徑須在160m以上，才能基本滿足中國低風速海域的市場發(fā)電量需求。
　　
　　然而，由于葉片技術的限制，當前160m以上的葉片供應鏈尚不成熟，即使在全球范圍內，160m以上葉片的應用業(yè)績也寥寥無幾。據統(tǒng)計，目前中國量產超過500套的葉輪，其最長直徑不超過121m，盡管接近150m直徑的葉輪可以有樂觀的預期，但也非常具有挑戰(zhàn)性。值得注意的是，由于中國集約用海的限制，額定功率在4000kW以下的機型已處于被淘汰的邊緣，而4500kW級別的機型因其優(yōu)良的經濟性優(yōu)勢正成為中國海上低風速風電市場的“新寵”。
　　
　　在滿足發(fā)電量要求之后，不同機型面向開發(fā)商的度電成本便是考量海上風場項目經濟性的另一個重要指標，它反映了既定發(fā)電量下的初始投資水平。眾所周知，對于低風速海域，當額定功率固定以后，如果增加葉輪直徑不需要改變風機的拓撲結構，直徑越大的葉輪越能持續(xù)降低機型的度電成本，問題在于哪種組合才更有競爭力。
　　
　　對比4.2MW-136、4.5MW-145和6.0MW-160機型面向開發(fā)商的度電成本，我們會發(fā)現(xiàn)較優(yōu)水平的機型。需要說明的是，根據當下中國海上風場項目的實際運行數(shù)據，以及符合市場實際的海上風機千瓦成本及項目配套費用，我們做出了以下關鍵假設（見表1）。
　　 　　
　　通過度電成本公式計算可得到典型機型的度電成本指標。這些可以從圖2所呈現(xiàn)的度電成本與機型形成的對應關系中看清楚：4.5MW與145m葉輪組合的機型，面向開發(fā)商的度電成本具有較優(yōu)的水平。 　　 　　
　　到此，可以得出一個基本的結論：在占據中國海域絕大多數(shù)的低風速海域，基于當前海上風場配套設施造價和用海面積的限制，額定功率在4500kW左右、葉輪直徑145m以上的機型，是最適合中國海上風場的主流機型，并且具有成熟的供應鏈和海工體系支撐。而盲目攀比、追逐更大兆瓦的海上機型，則意味著難以企及的更大葉輪直徑、尚未成熟和未經驗證的大葉片等關鍵部件產業(yè)鏈，這很可能導致預期收益與未來現(xiàn)實的失衡----這并非危言聳聽。（聲明：本文僅代表作者觀點，不代表中國風電新聞網立場）