海上风电——现状与展望.docx

海上风电理顺节奏再出发核心提示 目前海上风电市场随着电价的确立正式拉开帷幕，虽然政府和相关机构持乐观态度，但海上风电开发难度比陆上更大，涉及的层面更广，成本也更高，对机组的要求也相对增加，国内主要的投资商、风电机组整机供应商是否对展开海上风电市场的竞争最好了充分的准备？我国海上风电技术可开发量很大，5-25米水深，50米高度，可开发的海上风电技术容量约为2亿千瓦，5-50米水深，70米高度海上风电可开发量约为5亿千瓦。但是考虑到通航、军事、海洋环保以及其他特殊用海的问题，真正可开发的量还是有限的。目前我国规划了三大海上风电建设基地，分别是江苏、广东和山东千瓦千瓦级海上风电基地，还在辽宁、河北、上海、浙江、福建、海南等地规划了百万千瓦级海上风电基地，以陆上风电规划和建设速度为参照，海上风电开发规模大概不会超过1亿千瓦，不包括深海风电。“十二五”规划提出，到2015年投入运行海上风电装机容量500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。但是，由于海上风电上网电价一直不明朗，加之海上风电涉及海洋部门、渔业、能源、国防等多个部门，风电场规划与海洋功能区划、海岸线开发规划、国防用海规划等协调难度大，海上风电进展缓慢，也出现了很多对海上风电的质疑。国家发改委近日正式下发关于海上风电上网电价政策的通知，明确了国内海上风电的标杆电价：2017年以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元(含税)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元(含税)。电价的确定对于风电行业而言应是利好消息，尤其是非招标海上风电项目的并网销售工作将更容易开展，企业、投资者兴建海上风电项目的积极性也会更高。 第一批特许权招标项目的困惑国家第一批海上风电特许权项目招标中，滨海近海风电场30万千瓦时项目等4个项目均在江苏省，总规模达100万千瓦。江苏省是海上风能资源丰富的地区，2020年目标为1000万千瓦，其中陆上300万千瓦，在潮间带和近海700万千瓦，年风电上网电量可达200亿千瓦时。自2010年10月公布首轮海上风电特许权中标结果之后，将近两年过去了，首批的4个项目均未完工。水利水电规划设计总院副总工程师易跃春介绍，第一批海上风电特许权招标项目已考虑了港口、码头、航道等因素，做了充分的前期排查工作。但在实施推进过程中，随着国家新一轮滩涂围垦计划的出台，海上风电项目服从大的规划调整，包括特许权项目在内均对场址进行了复核、调整。上海电气与山东鲁能中标了国家能源局招标的东台项目，但后来海洋部门称该区块是自然保护区，上海电气副总经理刘琦曾表示“有关部门要求我们需要从原地往深海推进10公里。这就涉及到海事局、海洋局、军事，海底电缆，渔民等等问题。手续得重新走一遍，非常复杂。据我了解，当年第一批的4个项目，地址都变更了。现在要全面启动缺乏基础，缺乏国家相关的主管部门的协调、配合，以及法律法规支撑。”另一家海上风电生产企业华锐风电也直言，风电场址的变更对其产生了不小的影响。根据华锐风电提供的数据，华锐在首轮招标中，中标滨海和射阳两个共计600MW的近海项目，其余两家风电机组制造企业分别中标大丰和东台各200MW潮间带项目。除了政府部门缺乏协调规划，风电运营商在海上风电一期特许招标中投出的超低电价也饱受业界诟病。在开发成本远高于陆地成本的情况下，一期投标的最低电价已接近陆上风电的标杆电价。第一批海上风电特许权项目中标的4个项目的投标价普遍低于0.8元/千瓦时，平均分别为0.7779元/千瓦时、0.7070元/千瓦时、0.6881元/千瓦时和0.6882元/千瓦时，均远低于上海东海大桥海上风电项目最终确定的上网电价0.978元/千瓦时。实际上这一价格已经接近了陆上风电的价格，但是海上风电的投资成本却是陆上风电成本的2倍左右。在第一轮投标中，大唐新能源股份有限公司的滨海近海30万KW项目的中标电价为每千瓦时0.7370元；中国电力投资有限公司联合体的射阳近海30万KW项目为每千瓦时0.7047元；山东鲁能集团的东台潮间带20万KW项目为每千瓦时0.6235元；龙源电力的大丰潮间带20万KW项目为每千瓦时0.6396元。而现实是，海上风电开发难度远大于陆上风电，其发电技术落后陆上风力发电10年左右，成本也要高两三倍。据参与评标的一位人士透露，当时招标采用的不是最低价者中标，而是各家投标价格的加权平均价，再下浮10%，谁最接近这个价格谁中标。（附第一批海上风电特许权招标中标电价）第一批海上风电特许权招标中标电价1.东台项目：用海面积缩减由于东台潮间带风电场20万千瓦项目用海选址与江苏沿海滩涂围垦范围和盐城珍禽自然保护区有重叠，东台项目调整了用海位置。自中标以来，鲁能公司积极开展项目核准所需的各项可研报告。但国家海洋局在召开用海平面布置方案审查会时，指出东台项目用海选址与江苏沿海滩涂围垦范围和盐城珍禽自然保护区有重叠，并退回了该项目的海域使用申请。鲁能公司随即向江苏省发改委能源局递交了尽快确定该项目海域使用的报告。江苏省能源局、海洋与渔业局召开会议提出场址调整初步框架方案，目前华东勘测设计院正按照初步框架方案，在东台海域进行项目用海地形勘测。该项目的原场址位于潮间带地形，距海岸线21公里，初步确定的新场址据海岸线至少32公里，属于近海地形，这将大幅增加风电机组的基础投资。而且随着用海位置的调整，已经完成的海域使用论证报告、海缆路由调查、通航安全评估报告、环境影响评价报告等都要推倒重来，地震安全评价报告、可行性研究报告、风电机组基础专题报告等也需根据前期工作成果进行补充和完善。2.大丰项目：盈利压力巨大2013年11月26日龙源大丰200兆瓦海上风电特许权项目举行开工仪式，龙源大丰200兆瓦海上风电特许权项目位于江苏大丰市外侧的东沙沙洲北部海域，总装机容量为200兆瓦。项目场址呈四边形，东西向长约16公里，南北向长约6.3公里，风电场中心距离海堤约30公里。这个海上风电项目年上网电量为52560万千瓦时，项目的集控中心、运维码头等前期工程已动工建设。在海域使用问题上，该项目面临着和东台特许权项目同样的困境，即风电场与江苏围垦区规划、江苏省上报的珍禽保护区局部有重叠。应国家海洋局要求龙源电力与江苏相关部门协商调整了用海方案。这引起了项目执行与规划衔接等一系列问题，在架空线、电缆铺设等方面势必要增加成本。事实上，项目执行成本的压力不仅来源于用海方案调整引起的成本增加，海上特许权中标电价过低是另一个重要因素。以海上风电场建设配套的220千伏海上升压平台为例，国内没有相关的建设经验，同时国内海缆生产厂家也没有220千伏海缆生产经验，而国外产品价格昂贵，远高于特许权电价承受能力。在2010年国家海上特许权投标中，各开发商为了获得海上风电开发先机，在评标打分规则影响下，中标电价低于预期值，接近于江苏陆地风电电价。与2010年投标时相比，外部条件发生了很大变化，尤其是原材料大幅涨价，融资成本明显增加，给开发商带来了很大的压力。3.射阳项目：海域征用困难江苏射阳海上风电场30 万千瓦风电特许权项目位于射阳北区H4#风电场，离岸距离36km，为近海风电场，规划海域面积150km2。工程拟安装100 台单机容量3.0MW 的风电机组，装机容量300MW，风电机组转轮直径113.3m，轮毂高度90m。风电场配套设置一座220kV 海上升压站及一座陆上集控中心，集控中心布置在海堤内侧。工程建设总工期约为42 个月，工程静态总投资约52.5亿元，工程动态总投资约54.7 亿元人民币。海域征用困难似乎是每一个海上风电特许权项目都绕不过的问题。由于射阳项目220千伏海缆登陆点处于国家自然保护区试验区内，按环保要求，保护区内的线路不能架空，只能采取地埋方式。由于海上风电属于新兴产业，海洋相关职能部门在以往的海洋功能区划中没有考虑海上风电使用需求，导致项目用海报批程序反复、漫长。此外，中电投还做了大量调研工作来确定海上技术施工方案。根据可研报告，本项目风电机组基础形式选用单桩结构；安装方式以分体安装作为首选，整体安装作为备选；220千伏海上升压站和海缆路由优化将借鉴国外经验；码头初步定为在射阳港新建码头或直接利用华锐风电设备出运码头以满足分体吊装的方案要求；就项目所需的3兆瓦离岸型风电机组，除了对质量可靠性的要求外，还要求齿轮箱、变桨轴承等关键零部件采用本土设备；塔筒将采用物理防护和电化学防护等措施作为防腐手段。4.滨海项目：应变经验缺乏江苏滨海海上风电场30万千瓦风电特许权项目位于滨海县废黄河口至扁担港口之间的近海海域，中心位置离海岸线直线距离约21千米，规划海域面积约150平方千米。工程拟安装100台单机容量3兆瓦的风力发电机组，总装机容量300兆瓦，均采用华锐风电研发生产的3兆瓦风电机组。预计工程建设总工期约为36个月，工程静态总投资约50.2亿元，工程动态总投资约52.4亿元。2013年8月15日，获得江苏省发展和改革委员会核准批复。滨海项目风电机组基础施工选择三桩导管架结构，风电机组运输安装采用改进整体吊装方案。滨海特许权项目的海洋地质情况差，表面淤泥及淤积质黏土较厚，与国外已建成的海上风电地质情况相比差异较大，海上风电机组基础结构施工难以完全套用国外成型的单桩结构。而且该项目所处海域的海洋表面承载力差，风电机组吊装无法完全采用国外成熟的分体吊装方案。值得一提的是，220千伏海上升压站的设计安装在国内尚属于首次，大唐新能源通过与国外有经验的海上升压站设备厂家的交流探讨，拟对该项目的海上升压站实施整体吊装，在陆地完成钢结构和所有部件安装调整。而海底电缆的施工还需要对国内现有船舶设备进行改造更新。“此外，我们也正在对海上防腐、消防冷却等进行技术论证。”该项目负责人补充说。然而，这看似顺利的进展也遇到了难题，该项目面临着海域使用面积减小的尴尬。根据滨海特许权项目海域使用评审意见，原计划安装100台风电机组的用海面积缩小了1/3，造成单机可利用率降低，也大大影响了风电的发电量和安全运行。大唐新能源眼下急需在用海面积缩小的情况下确保项目的收益率。 幻想中的“千亿蛋糕”海上风电在全国风电总量中所占的地位是怎样的呢？从总的规模来说，2013年底全国风电装机总量是7716万千瓦，海上风电装机容量是38.9万千瓦，海上风电占全国总容量的千分之五。从发电量来说，海上风电的发电量在全国占比也只能比千分之五多一点。因此从比例上来看，纯粹从规模上来说海上风电的贡献是比较小的，但是从产业来讲，海上风电设备的单机容量基本上是3MW、4MW、5MW、6MW等大容量的水平，代表了当今风电机组制造业的最前沿。从勘察、安装、运行等方面来说也是当今风电行业发展水平的最前沿，在产业链中确实属于起步阶段。中国农机工业协会风能设备分会理事长杨校生表示：“海上风电原来制定“十二五”目标的时候还是比较乐观的，当时陆上风电已经进入高速发展时期，十二五完成万千瓦海上风电，好像问题不大。但是海上风电开发比陆上难度要大的多，比预计的难。首先设备上存在问题，国产海上风电机组的实试验时间不够，规模安装运行存在风险，进口设备价格又太高。其次海上风电工程上相关的经验不多，我国海岸线全长超过3.2万公里公里，近海水下地形、地质类型较多，海底情况复杂多变，海上风电工程造价可能相差很大，需要一个摸索和优化过程。再就是我国海上风力资源的研究分析和海上台风、浮冰等气象灾害的应对方法还不完善，另外从经济上来说上网电价迟迟没有确定，也为海上风电建设推进增加了不确定性。因此，海上风电发展目前还在起步初期，各方还是持谨慎态度的，观望气氛浓厚，发展速度比预想的慢。，目前看来，十二五期间要达到既定规划目标是很困难的。”目前有一种说法，海上风电即将开启千亿市场，这个算法是按照500万千瓦的装机容量，每千瓦两万元的成本计算，得到1000亿的数据。但是这个千亿蛋糕是否能够按照人们的设想顺利的实现，恐怕没那么简单。实际上，从目前的行业发展现状来看，虽然规划目标是2015年达到500万千瓦的海上风电装机，但是目前的进度远到不到。海上风电的“千亿蛋糕”只是理论上存在，真正能够拿下这个市场，可能还需要更长时间的努力。 对海上风电准备不足 致使发展速度迟缓我国对海上风电的规划目标是到2015年投入运行海上风电装机容量500万千瓦，目前海上风电发展速度比较缓慢，装机总量达到38.9万千瓦，与500万千瓦的差距比较大，按照目前的发展程度在到2015年很难完成这个目标，造成这个局面的原因是多方面的。就此，水利水电按规划设计总院副总工程师易跃春表示，首先海上风电开发存在一定的难度，我们对海上风电的认识是一个逐步加深的过程。通过这几年的陆上风电的快速发展，从小到大、从无到有，到现在成为世界第一的风电大国，对风电机组的制造、使用、安装都取得了一定的成绩，行业发展达到了一定的水平。在陆上风电取得了上述成就的基础上，对海上风电进行规划时，也进行了相应的设想，对海上风电的发展速度也给予了较好的希望。但是实际建设过程中，不论是风电机组的制造，还是海上风电场的施工安装，以及前期的投入，相对于陆上风电来说都存在较多问题，工作难度等级更高。其次，陆上风电已经形成了一套比较完善的管理办法和相关的技术标准，但是对海上风电来说，由于涉及一些新的部门和管理的要求，造成整个开发建设周期比较长。比如做一个陆上风电场，从测风到可研到建设2-3年可以完成，而海上风电场开发来说，目前完成海洋、海事、环评等前期专题研究工作就需要两年多时间，加上前期的测风、海洋水文观测的工作，前期工作需要三年多的时间。所以对于海上风电管理的认识和梳理海上风电管理流程也是一个新的挑战。因此，由于海上风电前期没有积累，加上前期准备的时间，完成2015年规划目标的时间周期就被延长。第三个不可回避的问题，就是海上风电的电价。陆上风电的电价是经过从特许权招标逐渐回归市场引导、逐渐回归理性的过程。随着产业的成熟，陆上风电除了弃风限电的影响，大部分风电能够带来较好的盈利，各方反应速度、投资决策、开发建设都比较快。海上风电第一期特许权招标开始时，市场反应积极性也比较高，上网电价竞争也比较激烈。后来由于电价迟迟没有确定，造成大的投资开发企业担心风险，投资决策难下，因此虽然前期工作做了很多，但是实质性的开发建设动工的比较少。 电价政策解读国家发改委于今年6月19日公布的关于海上风电上网电价政策的通知（下称通知）。通知规定，对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税，下同），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。通知同时指出，鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价。通过特许权招标确定业主的海上风电项目，其上网电价按照中标价格执行，但不得高于以上规定的同类项目上网电价水平。对于2017年及以后投运的海上风电项目上网电价，将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情况研究制定。此次公布的价格虽然并不能覆盖企业层面的成本支出，但使已经投产、正在兴建的海上风电项目有据可依，项目规划、设计、施工、运营将更加顺畅，民营资本进入海上风电的动力也相对增加。不过，对于这次公布上网电价市场反应不是很热烈，在这个电价环境下，要达到海上风电项目保证充分的盈利从而吸引更多的投资，对于风资源的稳定性和设备发电效率等方面的要求就相应变的更严格。另外电价政策具体落实到实际实施还需要进一步解读和实施细则的支撑，监管政策的制定也需要时间，仅仅期待一个上网电价的发布推动整个海上风电的发展进程题恐不太现实。国泰君安研究报告指出，按潮间带15000元/千瓦的投资成本和2800-3200利用小时反推，0.7元0.9元/千瓦时的标杆电价将使海上风电运营的内部收益率与陆上风电相近，具备启动的经济性。对于大多数企业而言，0.75元/千瓦时、0.85元/千瓦时的电价缺乏吸引力。海上风电前期工程与后期运维成本太高，除了福建等风能资源较好的地区，其他项目或面临盈利压力。作为参照标准，福建省海上风电资源相对较好，目前的电价水平对福建省来说有一定经济性。如果靠这个电价盈利对福建地区都比较难的话，别的区域难度就更大了。长期关注风电开发气候研究的国家气候中心研究员张秀芝指出，除了福建沿海年平均风速可达到8.5米/秒甚至10米/秒外，中国大多数区域的海上风资源并非很丰富。对于浙江、江苏、广东等风资源在7.5米/秒以下又受台风影响较大的区域，这个电价盈利空间有限。当然有一些地方政府会出台鼓励海上风电开发的补贴政策，则成为了重要的补充。上海日前就出台了上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法（下称办法）。办法称，对风电项目根据上网电价对项目投资主给予奖励，陆上风电补贴0.1元/千瓦时，海上风电补贴0.2元/千瓦时。奖励时间为连续5年，单个项目的年度奖励金额不超过5000万元。这也是目前唯一出台的海上风电地方补贴政策。2014到2016年将是大规模海上风电成本与电价水平的实际摸索阶段，这意味着到2017年会有一个更加客观合理的电价政策。 2015年、2016年是至关重要的两年按照目前的海上风电开发进度，2015年海上风电装机容量不会超过300万千瓦。虽然规模上没有达到预期，但是通过这几年的海上风电开发进程，海上风电的电价政策已经出来，管理流程得到完善，风电机组设备制造水平也提高了。这就给在“十三五”期间海上风电实现大的进展打下了基础。以陆上风电为例，从2003年以来，对陆上风电的规划目标逐年递增，2015年的发展目标从500万千瓦上调到了1亿千瓦，而且这个目标在2015年实现是没有问题的。所以行业发展是一个积累的过程，由于有前期的积累，促进相关的政策适时的出台，从而促进行业规模和水平的显著提升。反观海上风电的发展历程，最初是在陆上风电的基础上，通过从零开始的摸索制定相关的目标，完全没有积累。在提出2015年实现500万千瓦海上风电目标的时候对海上风电开发利用的很多问题是没有概念的，所以“十二五”期间的海上风电是一个起步阶段，对于政策、管理、技术等基础问题的摸索和完善才是最重要的。通过建设一批示范项目，从设备制造、建设运行、政策环境、管理环境各个环境都完善起来，为下一步大规模的发展奠定一个好的基础。如果这个基础没有做好，即使2015年完成了规划目标，也不利于未来的海上风电开展。前期起步和示范阶段的周期直接决定未来的海上风电发展速度。目前在海上风电电价出台的前提下，如果到2015、2016年海上风电能够建设300万-400万的规模，形成科学有效的管理办法，设备制造水平能够满足建设需求，同时形成相对比较理性的电价，有可能引起海上风电爆发式的增长。如果这个阶段没有处理好，那探索阶段的周期还会延长。 必须越过的槛即使电价政策迈出了阶段性的一步，海上风电的大发展还需要越过另外一道至关重要的门槛，即海上风电机组设备制造水平的提升。从成本占比来看，陆上风电有60%70%的成本来自风电机组，但是海上风电在欧洲大概只有17%的成本由风电机组产生，前期基础建设和后期运维占据了海上风电开发成本的大部分，国内海上风电机组所占成本可能达到25%。而这一比例仍有提升空间，国内海上风电的主设备占比将达到30%40%。目前出台的上网电价并没有很大的利润空间，确保机组本身质量的可靠性就成了风电场全生命周期成本控制的关键所在。而目前国内海上风电机组的制造水平，显然还不能够支撑行业的快速发展。目前陆上风电机组市场基本被国内厂家瓜分，国产风电机组的研发制造水平已经成熟，也出现了能够适应不同风况和环境要求的各种类型的机组，但是在海上风电机组的研发制造中，由于经验的缺乏，一切都还在摸索的阶段，相应的机组质量问题也需要一步步克服。江苏海上龙源风力发电有限公司副总经理高宏飙曾说过：“现在为止（江苏）如东用了10个厂家13种机型。这里面传统说法就是给国内厂家提供这么一个平台，作为试验样机安装。但带来一个很大的问题，现在厂家基本上都趴下了。我开玩笑说，我们给你们提供一个平台让你们表演，表演出什么结果呢？很多在舞台上面歪掉了，还有好几家从舞台上面掉下来了。”他所说的，正是国产风电机组的稳定性与可靠性问题。海上机组的质量可靠性如果出现问题，后期运维的投入将会是天文数字。陆上风电机组故障维修或更换最多动用到吊车，一天或两天的时间，花费不超过50万，但是如果在海上要更换一个重要部件，就需要大型海上施工船，现在的价格水平是起板价15天，15天施工周期，起板价就是1500万。据称东海大桥一期项目，一台机组出现故障，更换费用除去机组本身，施工费用、租船费用总共将近2000万。 把风电机组安装到海上设备厂商都准备好了吗？欧洲是海上风电发展最成功的地区,特别是英国。英国海上风电发展得益于皇家财产局对海洋资源的支持和差异化的ROC政策,值得我国借鉴。全球供应海上风电机组的企业中，西门子是最受推崇的。西门子占据了欧洲海上风机60%的市场份额,主要装机产品是3.6MW鼠笼式异步风机,新的D6平台产品走大容量(6MW)直驱永磁路线。另外维斯塔斯也宣布了研发10MW大型风电机组的计划。国内整机企业中已经有金风科技、华锐风电、联合动力、湘电股份和海装风电等厂家具备了5MW及以上大型风电机组的研发制造能力。金风科技金风科技公司6MW风电机组目前已经完成测试，并已进入吊装阶段，吊装地点位于江苏大丰。金风科技6MW风电机组继续采用直驱永磁的技术路线，叶轮直径超过150米，主要应用于海上风电。这家目前全国最大的风电整机制造商，原计划于2011年完成6MW直驱永磁风力发电机组的总体设计和零部件的详细设计，2012年6月完成样机的吊装。2013年撤销南京金风后，回收的资金约2690万元用于6MW直驱永磁机组研制专案。联合动力2013年1月4日，由国电联合动力技术(连云港)有限公司自主设计研发的6MW海上风力发电机组在山东潍坊风电场顺利并网发电。此次并网发电的6兆瓦机组是目前国内单机功率最大的风力发电机组。在技术上，该机组采用紧凑结构形式，有效减轻了机组的整体重量。同时，该机型还具有独自变桨功能的控制系统，这种系统可以有效降低大兆瓦风机承受的不均匀载荷，从而更好地适应电网要求。此外，该机组相配套的66.5米长风电叶片也由国电联合动力技术(连云港)有限公司自主研发。华锐风电华锐风电近年来始终坚持“两海”战略，即海上风电开发和海外市场的拓展。截至2013年年末，华锐风电海