【北极星电力网】从政策、市场、企业、技术...多维度解剖海上风电
2018年08月10日

  海上风电资源禀赋优越,预计未来三年市场空间达到1800亿。我国海上风能资源丰富,近海风能可供开发资源达到5亿千瓦。海上风场距离负荷中心较近,消纳能力强,风电发展逐渐向海上转移。2017年海上风电装机实现大幅增长,增速达到97%。根据规划,我国未来三年海上风电装机容量年复合增长率超过30%,重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设。以海上风电成本14000元/KW测算,2020年我国海上风电累计装机目标15.78GW,预计2018-2020年我国海上风电建设投资市场空间将达到1800亿元。

  电价政策倾向海上风电,项目投资进展快马加鞭。2018年1月1日实施新上网标杆电价,但维持海上风电上网标杆电价不变,近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元,潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元。此次电价调整逐步引导风电项目开发向非限电地区转移,并鼓励海上风电开发。2017-2018年,我国核准海上风电项目18个,总计5367MW;开工项目14个,总计3985MW。

  海上风电未来成本下行,经济竞争力显著提升。受益于风电的技术进步和规模扩大,风电机组价格、风电开发投资成本及运行维护成本呈现不断下降趋势。目前近海风电的投资是陆上风电的1.5-2倍,大约为14000-19000元/KW,预计2020、2030和2050年降至14000、12000和10000元/KW。目前近海风电的运行维护成本是陆上风电的1.5倍,未来有望持续降低。

  1. 海上风电资源丰富,高速发展打开市场空间

  1.1 风能资源储备丰富,海上风电前景广阔

  风力发电是可再生能源领域中技术最成熟、最具规模开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。风能开发和利用不受资源约束,环境影响小,可以大规模和可持续发展。全球的风能约为2.74×10^9MW,其中可利用的风能为2×10^7MW。在现有风电技术条件下,我国风能资源足够支撑10亿千瓦以上风电装机,风力发电将是未来能源和电力结构中的一个重要的组成部分。同时,发展风力发电对于解决能源危机、减缓气候变化、调整能源结构有着非常重要的意义。

  我国海上风能资源丰富,近海风能可供开发资源达到5亿千瓦。我国海岸线辽阔,海上风能资源丰富,主要集中在东南沿海地区。我国东南沿海及附近岛屿的有效风能密度为200-300瓦/平方米以上,全年大于或等于3米/秒的时数约为7000多小时,大于或等于6米/秒的时数约为4000小时。根据发改委能源研究所发布的《中国风电发展路线图2050》报告,中国水深5-50米海域,100米高度的海上风能资源开放量为5亿千瓦,总面积为39.4万平方千米。

  

  不同省份的海上风力资源和地质条件差异明显。我国风能资源最丰富的区域出现在台湾海峡,由该区域向南、北两侧大致呈递减趋势。具体而言,江苏、山东等长江以北属于典型的低风速、无台风风险市场,需求大叶轮机组,河北、辽宁等更北部海域还要考虑海冰的影响;广东、浙江等属于典型的低风速、有台风风险市场,需求的是大叶轮抗台风机组;福建、粤东部分区域、台湾海峡等属于典型的高风速、有台风风险市场,需求的是更大容量抗台风机组。

  

  利用风能资源发展风电,为实现非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标提供重要支撑。在国家相关部门重视和多重政策的支持下,风电已成为我国第三大电源,从补充能源进入替代能源的发展阶段。《风电发展“十三五”规划》指出,“十三五”期间风电建设总投资将达到7000亿元以上,到2020年底,风电年发电量要确保达到4200亿千瓦时,约占全国总发电量的6%。增加可再生能源在一次能源消费结构中的比例,并以最终和清洁煤电价匹配为发展目标。

  1.2 风电发展向非限电地区转移,海上风电优势显著

  陆上风电发展增速趋缓,弃风限电现象略有好转。2017年陆上风电新增装机18.50GW,相比较2016年22.78GW的新增装机量,同比下降18.79%,陆上风电发展增速有所放缓。2018年一季度,全国平均利用小时数592小时,同比增加124小时;全国弃风电量为91亿千瓦时,同比下降44亿千瓦时;弃风率为8.5%,同比下降7.9个百分点,与2017年相比弃风限电情况明显好转;但国家电网提出的目标是在2020年弃风率控制在5%以内。

  

  陆上风电发展受限使得海上风电成为风电发展新出路。陆上风电发展主要受限于弃风消纳问题,弃风现象严重主要在于系统调峰能力严重不足,新能源发电与送出工程建设进度不同步和体制机制的问题。新能源富集地区不同程度地存在跨省、跨区通道能力不足问题,已成为制约新能源消纳的刚性约束。而海上风场基本都建设在沿海100-200公里以内,距离负荷中心较近,减少电力传输损失,并且常年有风,所以很适合电负荷中心的需求。海上风电的发展,有望满足行业发展增量需求,成为风电发展新出路。

  海上风电利用小时数超陆上风电,发电量优势显著。陆上风电年均利用小时数为2200左右,海上风电根据资源条件不同,利用小时数一般也不同,但是平均利用小时数可以达到3000小时以上。相较于陆上风电,目前我国海上风电单机容量以2.5-5MW为主,高于陆上风电以2MW类型为主的单机容量。随着技术水平提高,单机规模持续扩大,更强更稳的风力以及更高的利用小时数,海上风电的发电优势将更加显著。

  海上风电能够为我国东南沿海省份提供有效的能源补充。海上风能资源主要处于东部沿海地区,以福建、浙江、山东、江苏和广东五个省份为主。东部沿海省市是国内经济最发达的地区,用电领先并处于电负荷中心,为大规模发展海上风电提供了足够的市场空间。同时,这些省市电力供应紧张,用电增长速度较快,随着火电装机量的进一步走弱,用电缺口将进一步扩大,海上风电可以作为目前常规使用能源的有效补充。2017年,海上风力资源所在的主要五个东南沿海省份(福建、浙江、山东、江苏和广东)总用电量为23502亿千瓦时,是西北地区的6.1倍左右,消纳能力强。

  

  1.3 海上风电全面启动,市场空间超千亿

  风电行业新增装机量短期下滑,长期看行业发展稳定向上。受2015年风电抢装带来的需求透支、红六省限装的影响,2016年与2017年风电行业新增装机需求量持续下滑。2017年全国新增风电并网装机容量19.66GW,较2016年的23.37GW,同比下降15.88%。不同于2010-2012年的风电行业,在平价上网日趋临近的大背景下,风机行业需求不存在大幅下滑的风险,长期看风电行业总体发展稳定。

  风电投资重心逐渐向非限电地区转移,海上风电有望受益。2017年三北地区新增装机占比呈小幅下滑,由2016年53%降为2017年51%。同时中东部及南方地区新增装机由2016年的47%增至2017年的49%。“三北”地区弃风限电严重,同时由于技术进步使低风速区域可利用率提升,风电投资重心逐渐向中东部地区转移。海上风能资源区多集中于非限电地区,海上风电有望直接受益。

  海上风电装机实现大幅度增长。根据中国风能协会的统计,2017年,我国海上风电新增装机(吊装量)319台,容量达到1160MW,比上年增长97%,海上风电装机增速有较明显的优势。海上风电累计装机量呈现爆发式增长,由2010年150MW增长至2017年的2790MW。海上风电新增装机占综合新增装机的比重迅速上升,由2010年的0.74%增长至2017年的5.90%,占比逐步提升。

  海上风电全面启动,发展前景广阔。2017年海上风电全面启动,海上风电装机规模持续扩大,2017年国内海上风电项目招标3.4GW,同比增长81%,占全国招标量的12.5%。根据国家《风电发展“十三五”规划》,到2020年全国海上风电开工建设规模达到10GW,力争累计并网容量达到5GW以上,重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设。

  我国未来四年海上风电装机容量年复合增长率超过75%。结合“十三五”海上风电发展目标,风能咨询机构MAKE预计,截至2020年中国海上风电累计装机容量将达到15.78GW(吊装量)。按照预计,未来3年海上风电累计装机容量复合增长率超过75%。

  以海上风电投资开发成本14000元/KW测算,结合2020年我国海上风电累计装机容量15.78GW的估计值,预计到2018-2020年我国海上风电建设投资市场空间约1800亿元。

  2. 全面解读海上风电产业链格局

  2.1 海上风电呈现与陆上风电相异的产业格局

  海上风电投资开发包括项目开发前期工作、风电场项目建设以及运营维护。前期包括海上风电规划、申请项目开发权、申请项目核准3个阶段。海上风电规划包括地址选择、实地勘察、项目环评及方案设计研究等。海上风电场则主要由一定规模的风电基础和输电系统构成,风电基础包括风电机组如叶片、风机、塔身和机组安装等部分,输电系统则由交流集电线路,海上升压站和无功补偿设备,海底电缆,陆上变电站和无功补偿设备组成,已建成海上风电场大部分采用高压交流输电系统(HVAC)。运营维护由风电整机厂商和运营商共同负责。

  海上风电产业异于陆上风电产业,区别于陆上风电发展。从本质上看,陆上风电是“机组+电网+一般性电力工程”;海上风电则是“风电项目+海洋工程”,海底光缆、海上桩基及海上装机如吊船、打桩船是海上风电项目重要组成部分。不同于陆上风电项目建设,海上风电的发展一定程度上借鉴海洋工程的技术,牵扯到海域功能的区分,航道,电缆的铺设,海上风机的设计、施工和安装,并网,环保,甚至国防安全等一系列问题。从设计、制造、安装、运维各个方面要提升到一个更高的高度,发展模式异于陆上风电。

  海上、陆上风电的成本构成比例差异显著,呈现不同的产业格局。由于涉及海洋工程,海上风电项目比陆上风电多了海上桩基及海底光缆,开发投资成本构成不同。海上风电机组基础、变电站工程、桩基、运输安装和输电线路费用较高,导致海上风电单位造价高于陆上风电;同时海上装机需要专业风电运输安装船以及吊船,海上风电安装成本显著高于陆上风电安装成本。

  国内海上风电暂时还处于探索发展阶段,国产海上风机大多是对陆上风机进行改装或升级,通过提升陆上风机容量,做一些防腐措施改造成海上风机。面对恶劣的海洋环境,风机可靠性会大打折扣,导致海上风电运维成本很高。由此导致海上、陆上风电的成本构成比例差异显著,海上风电风电机组成本占比为32%(含风塔),远低于陆上风电70%(含风塔),相反海上风电的运营、安装等成本占比则远高于陆上风电,产业格局相异。

  海上风电项目在硬件方面主要由风电机组、风塔及桩基、海底电缆三部分组成。在海上风电的总投资中,整机、风塔、海底光缆等设备投资约为50%,按照目前海上风电平均开发投资造价14000元/KW计算,2018-2020年面向整机制造商以及周边部件供应商如桩基、海底光缆等的海上风电市场近900亿元。

  海上风电产业链结构同陆上风电相似,主要分为运营、整机制造、零部件三环节。从产业链环节来看,海上风电和陆上风电没有明显区别,自下而上分为风电场运营、风电整机制造、风机零部件制造三个环节。目前海上风电运营商主要是五大集团及其下属能源公司,例如南方电网综合能源有限公司、华能、大唐、申能、国家电投、三峡、中核、中广核等;风电整机相对市场化,海上风电累计装机容量目前国内排名靠前的是金风科技、远景能源等,零部件环节由于技术门槛较低,涉及公司较多,主要以叶片、塔架、齿轮箱等生产商为主。

  2.2 海上风电的主要开发运营商为大型电力央企

  海上风电的主要开发运营商为大型电力央企。与陆上风电相比,海上风电的技术壁垒更高,开发商较为单一,国电集团、中广核、鲁能、申能、中水电、三峡新能源等传统电力风电企业占据海上风电主要份额。2016年,海上风电运营开发商前三的分别为国能投、中广核以及三峡新能源,累计装机容量分别为534.5MW、208MW、202MW;占比分别为33%、13%、12%。

  2.3 核心零部件和原材料是风电机组的关键部分

  风电机组在海上风电项目中成本占比最高,占单位总投资约32%。按照目前海上风电平均开发投资造价14000元/KW计算,2018-2020年对应市场空间为约为580亿元。风电机组主要由叶片、齿轮箱、发电机、电控系统、塔架等组成。涉及关键原材料有钢、铝、铜、混凝土、玻璃纤维、碳纤维、环氧树脂、永磁材料等,其中钢材、碳纤维复合材料和永磁材料有望得到更多关注。

  风机叶片是风力发电机组的关键核心部件之一,关注碳纤维复合材料。叶片设计、制造及运行状态的好坏直接影响到整机的性能和发电效率,对风电场运营成本影响重大。从零部件价值量的角度来看,叶片价值量极大,其成本约占风机总成本的22.2%,2018-2020年对应的市场空间约为130亿元。随着风电机组尺寸的增大及海上风电的发展,叶片将越来越长且拥有更高叶尖线速度(至120米/秒),未来风电机组叶片的大型化和轻质化将成为叶片发展主要方向。目前,风电叶片主要以玻璃纤维作为增强材料,但为满足风电机组叶片的大型化和轻质化要求,未来中国在风电叶片的生产中将更多使用碳纤维。按《中国风电发展路线图2050》规划, 2020年、2030年、2050年应用碳纤维的风电机组市场份额预计将达到22.16%、35.45%、61.70%。

  齿轮箱的可靠性对风机的寿命起着决定性的作用,尤其是海上大功率风电齿轮箱。风力发电机齿轮箱位于机舱内部,是目前兆瓦级风机传动链中的薄弱环节,属易过载和过早损坏率较高的部件,其成本占风机总成本约12.91%,2018-2020年对应的市场空间约80亿。

  发电机约占风力发电机组成本的6%左右,其核心部件为转子及支架、定子及支架、动定轴等。目前双馈式风力机组采用的发电机包括同步发电机和异步发电机。异步发电机较同步发电机而言,需要的维护较少,更适合海上风电场。相比双馈式发电机,直驱式风机的发电机为低速多级发电机,转数低,磁极数多,体积和重量均比双馈式风机要大。

  风机控制系统成本占风电系统总成本的15%左右,包括控制系统、偏航系统、制动系统、油冷系统、水冷系统、变频器、变桨系统、电池系统、安全链等。风机控制系统是综合性控制系统,用于监视电网、风况和机组的运行参数。对机组进行并网、脱网控制,以确保运行过程的安全性和可靠性。同时还要根据风速、风向的变化,对机组进行优化控制,以提高机组的运行效率和发电量。

  钢材、永磁材料等关键原材料影响风电产业的发展。钢材用量约占机组总重量的90%,钢材的供给需求及价格波动将直接影响风电成本。永磁材料是影响直驱风电机组的关键原材料,其需求将随着直驱风电机组市场规模的扩大而快速增加,这两类材料的供应应得更多关注。以目前中国已探明的稀土资源储量(约9030万吨)和产量增长趋势来判断,未来风电产业所需的永磁材料供应量充足。

  2.4 整机制造商市场份额集中,国内外技术水平逐步缩小

  风电制造商纷纷布局大兆瓦海上风电机组。随着海上风电装机需求增长,风电制造商积极布局海上风电,研发大兆瓦海上风电机组。5MW及以上风电机组已逐渐成为国内外主要风电厂商的发展重点,国外8MW机组已完成商业化应用,10MW机组也已经到实验样机阶段,其中维斯塔斯8MW风电机组、Enercon7.5MW风电机组、西门子7MW风电机组、通用电气6MW风电机组、歌美飒5MW风电机组等均得到了广泛应用。国内风机厂商如华锐风电6MW、联合动力6MW、金风科技6MW、东方 电气5.5MW、海装风电5MW等海上风电机组陆续下线安装,处于样机试验阶段。

  国内海上发电机组面临着技术缺乏有效验证、标准缺失等明显短板,与海外技术差距明显。我国海上风电机组容量以3MW-4MW为主,5MW-6MW风电机组多处于小批试验阶段,自主研发有所突破,但技术缺乏有效验证,核心技术仍依赖于海外成熟技术。同比之下,欧洲6 MW海上风电机组已形成产业化能力并批量安装,8.5 MW及9.5 MW海上风电机组进入样机试运行阶段,12MW的海上风电机组也已经开始进设计,与国外技术水平仍有较大的差距。

  国内海上风电机组受限于规模生产及技术水平,国产替代有望降低高成本。国内机组一般由陆上风电机组经过防腐等适应性改造后下海或是引进海外成熟技术,国内整机制造商并不掌握核心技术,尤其是大功率海上风电机组。由于无法实现国产化,受限于规模生产及技术水平,国内风电机组造价成本较高,为5000-8000元/KW。目前国内陆上风电机组由于完全国产化,使得造价成本全球最低,因此,只有针对中国海域海床条件和风资源特点,自主研制具有核心技术的国产化海上风电机组才是国内海上风电发展的出路。

  海上风电机组制造商数量较少,市场份额集中。截至2017年底,海上风电机组供应商共11家,其中累计装机容量达到150MW以上的机组制造商有远景能源、金风科技、华锐风电等,市场份额高度集中。2017年,中国海上风电新增装机319台,容量达到1160MW,同比增长89.8%,共有8家制造企业有新增吊装,主要有金风科技、远景能源和重庆海装。

  2.5 风电塔架及桩基技术含量高,行业具有较高毛利率

  风塔是风电产业链中风电机组的重要组成部分。风电机组是风电项目的核心部分,风塔成本约占风电整机总成本的20%左右,约占海上风电项目投资成本8%,为整套风机提供支撑力。其主要功能是支承风力发电机的机械部件,发电系统(重力负载),承受风轮的作用力和风作用在塔架上的力,具有足够的疲劳强度,能够承受风轮引起的振动载荷,包括起动和停机的周期性影响、突风变化、塔影效应等。除塔体外,其内部通常有爬梯、电缆、电缆梯、平台等结构。

  塔架的成本主要取决于其重量,而塔架的重量取决于风机的兆瓦级别以及桩基的类型。塔架一般是指风塔塔筒与基础段组成的整套塔架,目前风电机组的塔架高度普遍为60米至80米,未来大型风电机组的塔架高度将有可能继续增长,从而增加发电量收益。海上风机塔架的销售价格约为10000元/吨,一般占海上风电建设总成本的8%左右,相比陆上风机,海上风机需要安装管桩、导管架等底部支撑设施,单位钢结构用量更大,一般占海上风电建设总成本的14%左右,塔架和基导管架在在总建设成本中占比约22%,2018-2020年有对应400亿元的市场空间。

  海上风塔的技术要求更高。在海上风电设备中,风塔是承担风电机组及叶片产生的荷载,确保风电机组安全、稳定运转的重要部件。与陆上风塔相比,海上风塔需要经受海浪、潮汐、大温差等多种因素的考验,因此在生产过程中要考虑海上防腐等特殊技术要求;除此之外,海上风塔还具有单段长度较长、直径较大、重量较大的特点,技术要求较高。

  为承受海上强风载荷、海水腐蚀、海浪冲击等,海上风电机组基础结构远比陆上风电复杂。桩基是海上风电的重要组成部分,主要作用是固定风电机组,根据不同的海床条件、水深、风机和环境情况,海上风电场的基础结构(桩基)主要有有四种基本形式:陆地基础、单桩基础、基脚架基础和浮式基础。目前,海上风电项目开发所用的基础主要为单桩式和导管架式,但它们对水深有着严格的要求。浮式基础则可以突破这种限制,有望成为下一代海上风电基础的主力类型。

  2.6 海底电缆是海上风电项目开发重要环节

  海底电缆是海上风电与陆上风电较为主要的区别所在,海上风电投资占比约为5-7%。海上环境恶劣,对于海缆的制作工艺、运输安装、后期维护等提出很高要求。相较于陆上风电,海缆厂家相比于陆缆厂家可选性少,海缆施工难度较大,需要专业的敷缆单位来完成,后期维护费用较高。陆缆单公里费用约25~70万元,相较于陆上电缆,35kV海缆单公里费用在70~150万元(考虑不同截面),220kV海缆单公里费用在400万元,电缆投资增加较多,同时海缆投资规模同海上风电投资规模同比增加。

  海底线缆目前广泛运用的是海底光电复合缆,直接降低了项目的综合造价和投资,并间接地节约了海洋调查的工作量和后期路由维护工作。海底光电复合缆即在海底电力电缆中加入具有光通信功能及加强结构的光纤单元,使其具有电力传输和光纤信息传输的双重功能,完全可以取代同一线路敷设的海底电缆和光缆,节约了海洋路由资源,降低制造成本费用、海上施工费用和路岸登陆费用。我国近两年建设的近海试验风电场全部采用海底光电复合缆实现电力传输和远程控制。

  2.7 海上风电安装船及运维市场开启,发展前景广阔

  海上风电机组安装专用船的短缺是导致海上风电场开发成本高昂的关键因素之一。海上风电安装船是高度精密的海上设施,能将风机和基础安装设备运输至风电场址,并配备适合各种安装方法的起重设备和定位设备。早期的安装船舶都是借用或由其他海洋工程船舶改造而成,但随着风机的大型化,起重高度和起重能力的要求提高,海上风机安装的专用船舶需求增长。海上风电安装船的建造周期较长,需要2-3年时间,需要提前订购来满足预期的市场需求。目前,我国海上风电技术支撑相对薄弱,对海上风电机组的设计施工、研究试验不足,海上风电安装专用船舶短缺,这些因素直接导致海上风电开发成本过高。

  专用安装设备需求显现,发展前景驱动企业布局。随着海上风电全面提速,对专业船舶需求日益增长。国内船舶制造企业积极布局海上风电安装设备及平台。中船重工(重庆)海装风电设备公司投重金用于海上风电设备研制,其中重要一项就是要建造海上风电安装船;中船集团708所也自主研发,为南通海洋水建设计了我国首艘自升式海上风电安装船 “海洋38”号。龙源振华大力发展海上风电安装设备,目前拥有世界最大安装船“龙源振华三号”。此外,也有诸如江苏盛裕风电设备有限公司等民营企业提前布局,希望抢占海上风电安装的先机。

  大规模海上风电项目投运,海上运维市场开启。海上风电风险较大,机组故障率高,维修工作大,需要定期或不定期的对海上风机及升压平台进行养护,海上运维市场前景广阔。由于国内海上风电处于初步发展阶段,国内海上风电尚无长期运营经验和成本数据积累,海上运维市场尚处于起步阶段。根据目前国内已建成的海上风电场运维情况看,海上运维工作量是陆上的2-4倍,费用远超陆上风电。尽管海上运维门槛高、起步晚,但随着我国海上风电的发展,未来将形成陆上运维和海上运维市场的细分格局。

  3. 欧洲是全球海上风电的领头羊

  3.1 欧洲代表全球海上风电的发展方向

  欧洲是当前全球最大的海上风电行业市场。2017年,欧洲海上风电新增装机容量为3148MW,占全球海上风电新增装机容量72.6%,海上风电累计装机容量为15780MW,占全球海上风电累计装机容量83.9%。欧洲海上风电开发的主力国家有英国、德国、丹麦、荷兰、比利时等。其中英国是全球海上风电的第一大国,拥有海上风电项目31个,并网海上风电机组台数1753台,2017年新增装机容量1679MW,累计并网容量达6835MW。德国自2012年以后逐渐成为世界上重要的风电工程市场,其政府组织也明确提出必须在国内开展新能源转型工作,加大力度发展海上风电行业。截至2017年,德国拥有海上风电项目23个,并网海上风电机组台数1169台,累计并网容量5355MW。

  欧洲拥有世界一流的海上风电制造企业和领先的技术水平。截至2017年底,在欧洲累计并网的海上风电机组中,Siemens Gamesa占据了最大的份额,占并网容量63.29%,占并网台数63.80%,其次是MHI Vestas占并网容量18.35%,占并网台数22.13%。在欧洲的投标机组已经从6MW为主向7-8MW过渡。预计到2020年,试验机型将达到12-14MW的水平。风轮直径相应地从现在150-170米的水平增加到200米以上。对比中国市场现状,目前仍停留在4MW为主的时代。2017-2018年,5-7MW的装机正快速增长,到2020 年,中国海上新增装机或将进入 8-9MW为主的阶段。预计在2025年,中国海上风电市场也将迎来10MW时代。中国与欧洲存在约3年迭代期的差距。

  3.2 配额制推动英国海上风电发展

  英国政府强有力的海上风电政策支持体系是英国成为全球海上风电第一大国的重要原因。英国是全球海上风电的第一大国,在2017年海上风电新增装机容量达1679MW,占全球海上风电新增装机容量的38.7%,海上风电累计并网容量达6835MW,占全球海上风电累计容量的36.3%。英国海上风电产业的起步晚于丹麦及瑞典等国,通过出台一系列的政策大力支持海上风电的发展实现超越。

  可再生能源配额制是支撑英国海上风电发展的核心政策。英国从2002年起实施可再生能源配额制度,该制度本质上是一种强制配额制度,希望以市场分配手段降低成本,实现更有效率的可再生能源发展模式。电力生产企业利用可再生能源每生产1MWh的电量,就可以获得一定数额的“可再生能源义务证书”。电网企业可以通过提交这些证书来完成自己的义务,对于未完成的部分则必须按照规定的买断价支付一定款项。为了加大对海上风电的支持力度,2009年英国规定1MWh海上风电电量可以获得1.5个可再生能源义务证书,并在2010年又进一步提高至2个可再生能源义务证书,大大高于其他形式的可再生能源,有利于海上风电企业从可再生能源义务证书市场交易中获得更多补偿,为海上风电发展提供了巨大的支持。随着海上风电技术的进步,成本逐步下降,英国将1MWh海上风电可以得到可再生能源义务证书下降到1.8个。在可再生能源义务证书的价值构成中,主要包含两部分价值,一部分是买断价值(电网企业未完成部分),一部分是返还价值(政府补贴)。从2002-2017年,买断价值不断上升,而返还价值不断下降,体现了英国可再生能源证书市场化逐步完善。

  可再生能源配额制度向差价合约固定电价政策过渡方案和初步框架的出台进一步推动英国海上风电发展。2011年7月,英国发布了 《2011 电力系统改革白皮书》, 2012 年又颁布了 《能源法案草案》,着手改革可再生能源政策,提出了可再生能源配额制度向差价合约固定电价政策过渡方案和初步框架:从2014 起,高于5兆瓦的发电企业可以在可再生能源配额制度与差价合约固定电价政策之间进行选择;而2017年4月以后,对新上项目的实施将不再实行可再生能源配额制度政策;原有项目继续实施可再生能源配额制度至2037年,同时 2027-2037年的10年间,政府将以固定价格直接向发电企业收购可再生能源义务证书以减少价格和市场波动,确保企业获得可预期收益。根据已公布的数据,海上风电的合约电价处于较高水平, 2014—2019 年的合约电价分别为 155、155、150、140、140 英镑,仅低于潮汐能、波浪能的价格水平,这为海上风电的可持续发展奠定了基础。

  3.3 欧洲专利申请领先全球,中美迎头赶上

  欧洲和中国是海上风电技术的原创大国。在全球海上风电专利的首次申请上,欧洲和中国是该领域专利首次申请量最大的区域,专利申请数量分别为3121件和2435件,占全球总申请量的比例分别为37.8%和29.5%,表明欧洲与中国在海上风电领域原创技术的领先地位。中国海上风电相比较欧洲海上风电起步较晚,但中国海上风电专利申请量已经与欧洲较为接近,体现中国在海上风电领域发展速度较快。

  美国和中国是海上风电发展最大的发展目标国。从全球海上风电目标市场国专利申请上,美国和中国是海上风电领域重要的目标市场国,目标市场国专利申请量分别为995和951件,占全球总申请量的比例分别为31.25%和29.87%。而欧洲、日本和韩国作为目标市场国的专利申请数量分别为323件、520件和395件。美国的海上风电专利首次申请量远小于中国和欧洲,但在目标市场国专利申请量排名第一,体现了美国的海上风电是全球海上风电制造商未来将重点布局的市场。欧洲在海上风电专利首次申请量和作为目标市场国专利申请上的巨大差异,体现了欧洲是全球海上风电的技术优势区域,其技术成熟度较高,其他地区很难对之进行技术输入,企业在欧洲布局将面临来自本土的强烈竞争。

  中国在海上风电领域的专利申请数量最大,但技术在国际竞争中仍处劣势。从全球海上风电技术领域的专利申请数量上来看,中国、欧洲、美国、韩国和日本拥有的专利数分别为3937件、2686件、2104件、1078件和1047件,中国远超其他国家,排名第一。但从专利全球流向看,中国、欧洲、美国、韩国和日本流向其他区域的专利申请数量分别为71件、1585件、644件、72件和220件,体现中国在技术上仍存在明显的差距,在国际市场的竞争中,仍旧处于劣势。

  4. 从政策变化看海上风电全面提速

  4.1 风电标杆调整,引导海上风电开发

  首批海上风电特许权招标项目中标电价过低,迟迟未能启动。由于海上风电投资成本远高于陆上风电投资成本,约为2倍,意味着要使运营商有动力进行海上风电投资,必须要有比陆上风电更高的风电电价。2010年,首批海上风电特许权招标项目,规模达到1GW,由于中标电价过低,在0.7元/KWh甚至更低的条件下海上风电项目难以做到盈亏平衡,因此项目迟迟未能启动。通过借鉴陆上风电发展经验,海上风电标杆电价出台将大势所趋,并且电价水平很可能高于目前的招标价。

  标杆上网电价出台,电价标准从特许权招标向标杆电价转变。2014年6月5日,为促进海上风电产业健康发展,鼓励优先开发优质资源,国家发改委发布《关于海上风电上网电价政策的通知》,首次规定海上风电标杆电价。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。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。

  风电标杆电价调整,海上风电上网价格更具优势。2016年12月26日国家发改委发布《调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》,明确自2018年1月1日起,一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为0.40元/KWh、0.45元/KWh、0.49元/KWh、0.57元/KWh,比2016-2017年电价每千瓦时降低7分(-14.89%)、5分(-10.00%)、5分(-9.26%)、3分(-5.00%)。陆上风电上网电价进一步下调,海上风电上网标杆电价维持不变,近海风电项目标杆上网电价维持0.85元/KWh,潮间带风电项目标杆上网电价维持每0.75元/KWh。此次电价调整保持海上风电标杆电价不变,逐步引导风电项目向海上风电发展,海上风电价格优势显著。

  引入风电项目竞价机制,稳步推进平价上网进程,海上风电相对陆上风电更具有优势。2018年5月18日,国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》提出推行竞争方式配置风电项目。从2019年起,新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。在电价确定上,规定各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区标杆上网电价。海上风电标杆上网电价为近海0.85元/KWH、潮间带0.75元/KWH,相比较陆上风电标杆上网电价Ⅰ类资源区0.40元/KWH、Ⅱ类资源区0.45元/KWH、Ⅲ类资源区0.49元/KWH,有较明显的优势。截至2017年底,海上风电新增装机渗透率仅为5.90%,市场发展空间依旧较大。并且由于海上风电开发壁垒较高,国电集团、中广核、三峡新能源和鲁能四大海上风电开发商市场份额之和远超50%,竞争格局较为清晰。在风电项目施行竞价机制的背景下,海上风电相对陆上风电更具有优势。

  4.2 受益政策规划驱动,从项目示范到全面加速发展

  我国海上风电发展与政策相关,主要分为环境营造、萌芽示范、快速发展、全面加速发展4个阶段。

  1995-2008年中国海上风电处于环境营造阶段,海上风电还未正式起步。在此阶段,国家专门针对海上风电的政策较少,但是大量适用于海上风电的可再生能源领域政策,为后续海上风电发展起到推动作用。2007年11月,我国第一个海上风电试验项目——中海油渤海湾钻井平台试验机组(1.5MW)建成运行,标志着我国海上风电发展取得“零的突破”,但该项目利用石油平台作为海中风机基础,且接入孤立的海上平台电网,对于海上风电的并网技术参考价值不大。

  2009-2013年为萌芽示范期,海上风电政策相继出台。2010年07月06日,总投资23.65亿元的我国第一、亚洲第一个海上风电场——上海东海大桥10万千瓦海上风电场示范工程并网发电,标志着我国基本掌握了海上风电的工程建设技术,为今后大规模发展海上风电积累了经验。2010年,江苏滨海、射阳、东台、大丰4个特许权项目(1000MW)招标。同时,2009年哥本哈根气候变化会议后,新能源成为全世界关注的焦点,国家对可再生能源重视程度的提高,海上风电政策相继出台。

  在相关政策的大力推动下,萌芽示范期我国海上风电场建设取得突破性进展。截至2013年年底,我国已完成的海上风电项目共有17个,此阶段海上风电项目以示范项目为主。在此阶段,我国海上风电累计新增装机量达到450MW,实现0到1的突破;有三个项目进入投运阶段,分别为上海东海大桥海上风电示范项目、江苏如东潮间带示范风电场、江苏如东潮间带增容。虽然此阶段项目装机量大多较小,但积累了大量经验,为后面海上风电快速发展打下良好基础。

  2014-2016年海上风电进入快速发展期,海上风电政策导向逐步明确。2014年被业界称为“海上风电元年”,经历了爆发式增长,新增装机量达230MW,同比增长283%;2015-2016年进入快速发展阶段,海上风电年新增装机量分别为360MW、590MW,增长率分别为57%、64%。根据2014年8月能源局公布的《海上风电开发建设方案(2014-2016)》,共计纳入项目44个,总容量10530MW。列入开发建设方案的项目视同列入核准计划,应在有效期(2年)内核准。2014-2016年期间,已建成投运9个海上风电项目,共计约1005MW。同时在此阶段海上风电政策导向逐步明确,政策逐渐由风电政策细分至海上风电政策。

  十三五开局投资加速,海上风电全面启动。2016年-2017年,我国建成3个海上风电项目,共计602MW。2017年国内海上风电项目招标3.4GW,较2016年同期增长了81%,占全国招标量的12.5%。2017-2018年,我国核准海上风电项目18个,总计5367MW;开工项目14个,总计3985MW。其中,2017年开工项目达到2385MW,超过我国现有海上风电装机规模,标志我国海上风电投资进入加速阶段。同时,海上风电上网电价稳定不变将进一步推动我国海上风电步入发展快车道,装机招标全面启动。

  海上风电发展规划逐步明确,各地积极调整海上风电布局。根据国家《风电发展“十三五”规划》,到2020年,全国海上风电开工建设规模达到10GW,力争累计并网容量达到5GW以上,重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设。随着海上风电的发展,各地也都相应的调整了海上风电布局。预计到2020年,江苏将开工建设16GW,主要区域包括如东、东台、大丰、射阳、滨海等;2018年4月23日,广东省发改委发布《广东省海上风电发展规划(2017-2030年)(修编)》,明确了广东省海上风电建设装机目标:到2020年底,开工建设海上风电装机容量1200万千瓦以上,其中建成投产200万千瓦以上,到2030年底,建成投产海上风电装机容量约3000万千瓦;浙江、福建、山东、上海、河北、海南等也对海上风电规模做出调整。经调整,目前确定的规划总容量超过78GW。

  4.3 平价上网在即,风电发展迈向市场化

  资金缺口逐渐扩大,财政补贴制约行业长期发展。目前,国家对风能、光伏等可再生能源实行可再生能源补贴政策,高标杆上网电价的部分由可再生能源发展基金予以补贴。随着风电、光伏装机规模的持续扩大,补贴缺口持续扩大,按照每千瓦时1.9分钱的可再生能源附加标准,预计2017年累计资金缺口将超过1000亿元。短期内实行补贴政策有利于风电行业的快速发展、促进技术进步,但长久以来财政补贴将有害行业长期发展。

  积极落实风电政策,逐步摆脱风电补贴。2017年10月16日,能源局表示政府的目标是在2020-2022年风电先于光伏发展实现不依赖补贴发展,逐步摆脱风电补贴。在退出风电补贴政策方面,基本的思路是分类型、分领域、分区域逐步退出。率先使部分资源优越的陆地风电摆脱对补贴的依赖,集中式陆地风电将是最先退出补贴的领域,其次才会涉及到海上风电以及分散式风电。

  可再生能源配额考核和绿色证书交易机制将是未来能源转型的有效市场化措施。可再生能源电力配额考核制度及配套的绿色电力证书交易机制是国际上普遍采用的可再生能源产业扶持政策,配额制可以有效解决补贴标准和退出的问题,绿色电力证书交易有效缓解财政缺口,引导价格走向市场化。目前,绿色电力证书已于2017年7月1日正式开展认购工作。2017年4月, 2020全国各省可再生能源配额制出台;2017年11月,发改委、能源局正式印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,特别提到“《可再生能源电力配额及考核办法》另行发布”。2018年3月国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》,配额制有望于2018年正式出台。目前,绿证制度主要是面对成本较低的新能源项目,主要是陆上风电项目。由于海上风电初始投资大、建设周期长、投资风险较高,执行绿证交易可能给项目收益带来一定波动风险,目前海上风电没有纳入绿证核发对象,但实行绿证将是走向市场化的必然趋势。

  政策推动风电项目的竞争配置,有望加快平价上网进程。2018年5月24日,国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》,提出尚未配置到项目的年度新增集中式陆上风电和未确定投资主体的海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价,各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区标杆上网电价。该举措有望促进风电项目建设规划的透明化,有效降低风电的非技术类成本,加快推进风电项目的平价上网进程。

  5. 从成本下降看海上风电发展加速

  5.1 技术进步带动海上风电成本下降

  成本预期比较明确,拥有成本下行潜力。由于海上风电机组、施工运行成本较高,同时受限于技术水平、海洋环境、规模生产,海上风电具有较高的度电成本,高成本成为制约其发展的重要因素。但从全球范围发展趋势来看,在当前可再生能源发电技术中,风电的技术进步和成本预期比较明确。目前全球陆上风电场平均度电成本约为70美分 /KWh(约为0.53元/KWh),陆上风电度电成本逐渐接近当地常规发电成本(例如火电)。海上风电度电成本远高于陆上成本,但成本逐年持续稳定下降,2017年上半年全球海上风电的度电成本(加权平均)约为124美元/MWh。参考海外经验,因采用更大功率的海上风机、机组技术提高、规模生产及项目竞价,欧洲海上风电度电成本正逼近其他成熟的发电技术,例如丹麦Vattenfall Vindkraft A/S海上风电项目度电成本约为0.37元/KWh,为未来中国海上风电发展提供标杆。

  风电机组价格、风电开发投资及运行维护成本的降低将相应地拉低风电度电成本。目前,国内海上风电机组厂商缺少核心竞争力,依赖于海外技术、核心零部件,大容量机组仍然处于试验挂机阶段,根据国内陆上风电机组成本下降及海外海上风电机组发展经验,实现海上风电机组规模化、国产化会降低机组成本,从而降低风电投资成本。同时随着技术提高,机组大型化普及,将持续降低海上风电营运过程中的损耗,降低运营维护成本,风电度电成本将整体下行。

  受益于风电的技术进步和规模扩大,风电机组价格、风电开发投资成本呈现不断下降趋势。随着风电的技术进步和规模扩大,即使考虑到今后钢材和铜等原材料上涨和风机技术标准提高带来的成本上升,风电机组价格仍有一定下降空间。风电机组成本占风电开发投资成本比重较大,海上风电机组占比约为30-50%,属于核心部件,由于风电机组成本下降,风电开发投资成本也随之下降。目前近海风电的投资是陆上风电的2倍,大约为14000元/KW-19000元/KW,预计2020、2030和2050年降至14000元/KW、12000元/KW和10000元/KW。

  未来近海风电的运行维护成本将迅速下降。风电场的运行和维护成本包括服务、备件、保险、管理和其他费用等,是风电成本的一个重要组成部分。目前的各风电企业之间的运行成本差别较大,海上风电的单位度电运行成本要高于陆上风电运行成本,约为1.5倍。目前普遍认为,中国陆地风电运行成本占风电成本的25%左右,约0.1元/KWh。假定未来陆地风电运行维护成本维持在0.1元/KWh,根据《中国风电发展路线图2050》,未来近海风电的运行维护成本则将与陆上风电持平,甚至略低于陆上风电,预计2020和2030年海上风电近海运行维护成本分别为0.15元/KWh和0.1元/KWh。

  5.2 技术进步叠加成本下降,海上风电投资收益前景可观

  结合我国海上风能资源状况,海上风电投资收益前景可观。我国拥有发展海上风电的天然优势,海岸线长达1.8万公里,可利用海域面积300多万平方公里,海上风能资源丰富。在近海70m高度年平均风功率密度可达 300w/m2以上,大于6m/s风速的累计小时数可达4000小时,其中台湾海峡和东海南部风能资源最为丰富,风功率密度超过500 w/m2,大于6m/s风速的累计小时数可达5000小时。基于成本测算的主要假设条件,海上风电项目的内部收益率可达到23.24%,度电成本为0.38元/KWh。虽然度电成本依旧高于煤电标杆电价,还不能实现平价上网,但整体项目具备较高的经济性。

  技术进步叠加成本下降,海上风电内部收益率有较大的提升空间。根据内部收益率的敏感性分析,固定EPC成本,利用小时数越高,内部收益率越高;同样,固定利用小时数,EPC成本越低,内部收益率越高。当EPC成本为16元/W,利用小时数从2400增长至3600,海上风电场内部收益率从11.86%提升到29.48%。当利用小时数固定为3200,EPC成本从18元/W降至14元/W,海上风电的内部收益率从16.21%提升到28.17%。

  技术进步叠加成本下降,未来海上风电实现平价上网可期。根据度电成本的敏感性分析,固定EPC成本,利用小时数越高,度电成本越低;同样,固定利用小时数,EPC成本越低,度电成本越低。当EPC成本为16元/W,利用小时数从2400增长至3600,海上风电场度电成本从0.51元/KWh降低到0.34元/KWh。当利用小时数固定为3200,EPC成本从18元/W降至14元/W,海上风电的度电成本从0.45元/KWh降低到0.35元/KWh。随着单机功率的增大与叶片直径的加长,海上风电将逐步达到经济规模化发展,未来实现平价上网可期。

  6. 从运营商布局看海上风电加速发展

  6.1 从三峡集团看运营商战略布局

  三峡集团是世界最大的水电开发企业和我国最大的清洁能源集团。1993年9月27日,为建设三峡工程、开发治理长江,经国务院批准,中国长江三峡工程开发总公司正式成立,2009年9月27日更名为中国长江三峡集团公司(以下简称三峡集团或集团)。三峡集团战略定位为以大型水电开发与运营为主的清洁能源集团,主营业务包括水电工程建设与管理、电力生产、国际投资与工程承包、风电和太阳能等新能源开发、水资源综合开发与利用、相关专业技术咨询服务等方面。经过20多年的持续快速发展,三峡集团已经成为世界最大的水电开发企业和我国最大的清洁能源集团之一。

  成立三峡新能源布局风电产业,立足福建、辐射两端、布局全球战略,实现“跟跑者”到“引领者”的跨越。中国三峡新能源有限公司,是三峡集团的全资子公司,前身为中国水利投资集团公司,2015年6月,正式改制为中国三峡新能源有限公司。三峡新能源为三峡集团打造“风光三峡”和“海上风电引领者”战略的实施平台,主要从事国内风电和太阳能等新能源开发,在海上风电领域积极布局,立足福建、辐射两端、布局全球,实现“跟跑者”到“引领者”的跨越。

  打造国际化海上风电产业园,通过样机试验风场的建设,带动产业链发展。三峡集团以实现我国海上风电主要装备国产化、大型化和福建化的目的建设福建三峡海上风电产业园,带动我国海上风电装备制造业水平和创新能力迈上新台阶。未来产业园将引进风机、叶片、钢结构制造和生产配套厂,达产后年产风电机组总容量150万千瓦以上,将成为国际化的百亿级风电产业园,为福建乃至全国海上风电开发提供高质量的风电机组。项目自2016年11月5日正式开工,现已完成地基处理与场地回填。

  成立中铁福船、福建新能,推动产业链上下联合,打造海上风电开发新模式。三峡集团与福船集团、中铁大桥局共同组建了中铁福船海洋工程公司,主要从事海上风电工程施工、救援,海洋工程设备安装建造、维修、租赁等。三峡集团还与福船投资、永福工程、一帆新能源等闽企合资成立福建新能海上风电研发中心有限公司,开展福建海域环境、施工技术和海上风电运维等方面研究。同时,福建省正配合三峡集团共同建设福建海上风电研发、检测、认证等三个中心,立足自主创新,带动设备制造、施工安装等海上风电产业链发展和技术进步,提高海上风电技术及成本的竞争力,打造海上风电开发新模式,推动中国海上风电装备“走出去”。

  中标德国稳达和海英国Moray上风电项目,三峡集团海上风电“走出去、引进来”。2016年6月2日,三峡集团通过国际竞标,以6.3亿欧元成功中标德国稳达28.8万千瓦海上风电项目80%股权,成为我国第一家控股已投运的境外海上风电项目的企业。此次中标,一方面能够通过与海上风电产业发达国家、企业的高端平台合作,引入世界一流的经验、技术和标准;另一方面,有助于三峡集团加快在欧美发达国家新能源市场的业务布局,带动国内海上风电产业链走向世界。2017年9月11日,中国长江三峡集团公司和葡萄牙电力公司联合投标的950MW英国Moray海上风电项目成功中标。此次成功中标,是标志着三峡集团成功进入全球最大的海上风电市场,成为中国第一家中标欧洲大型海上风电项目电价补贴的企业,也是首个投资全球近百万千瓦级海上风电项目的中国企业。

  6.2 从三峡集团看海上风电项目发展

  江苏响水20万千瓦海上风电项目——国内一次性建成单体最大海上风电场。2016年10月,三峡集团投资建设的首个海上风电项目江苏响水20万千瓦海上风电项目,全部成功并网发电。江苏响水海上风电项目是我国第一个近海海上风电项目,位于江苏省盐城市响水县灌东盐场、三圩盐场外海域,风电场离岸距离约10公里,沿海岸线方向长约13.4公里,涉海面积34.7平方公里,场区水深8-12米,项目总装机容量202MW,其中包括37台西门子4MW风电机组和18台金风科技3MW风电机组,它创造了亚洲首座220千伏海上升压站、国内首条220千伏三芯海缆等多项第一,采用了国内最全面的基础型形式,实现了全球首次整体吊装,为国内海上风电建设积累了宝贵经验。

  福清兴化湾海上风电项目一期,是中国首个采用国内外最先进的5MW级以上大功率机组的试验风场。2015年9月三峡集团与福建能源集团共同出资设立海峡发电公司,承担福清兴化湾、莆田平海湾、长乐外海、漳州六鳌等海上风电项目开发建设。样机试验风场为福清兴化湾30万千瓦海上风电场一期工程,投资总额约18亿元,是全球首个国际化大功率海上风电试验场,安装包括太原重工、重庆海装、金风科技和美国通用电气、西门子等8家国内外知名风机厂商的14台5MW以上大容量风电机组。未来三峡集团将通过此试验场为规模开发福建海上风电遴选出质量可靠、性能最优、技术先进的海上风电机组,并引入产业园制造生产。目前首批海上风电机组已经并网投产。

  浙江岱山2#海上风电场项目,标志着三峡集团正式进军浙江海上风电市场。2016年8月,三峡集团旗下的三峡新能源与浙江省舟山市岱山县签署《浙江省岱山县2#海上风电项目投资协议书》,项目总投资59亿元,总装机32万千瓦。该项目标志着三峡集团正式进军浙江海上风电领域,同时也为坚定不移实施海上风电引领战略,加快推进海上风电布局起到积极推动作用。

  昌邑市、滨州市海上风电项目稳步推动山东海上风电开发,带动产业规模化发展。2016年8月和10月,公司分别和昌邑市、滨州市签署了昌邑市风电项目、滨州市海上风电项目合作协议。昌邑市风电项目包括1000MW海上风电、120MW陆上风电等新能源项目,项目总投资约180亿元。项目地为渤海湾风力资源最丰富区域之一,周围配套设施完善,风电产业发展潜力巨大。滨州市开发项目包括海上及潮间带风电、陆上风电以及光伏发电项目合计130万千瓦,投资额达到160亿元,通过规模化开发引导和带动能源装备先进制造业发展,构筑可持续发展的新能源产业。

  大连庄河的30万千瓦海上风电项目,是我国北方地区目前最大的海上风电项目。庄河海上风电项目位于辽宁省大连市庄河海域,项目场址南北长8.6公里,东西7.7公里,场址中心距离岸线约22.5公里,涉海面积约47.7平方公里,场区水深15-25米。项目总装机容量为30万千瓦,总投资51.4亿元,建设总装机容量300MW,包括73台3-5MW的大功率风电机组和相应的海上升压站、海缆线路及海上集电线路等附属设施。项目于2016年12月取得核准,首期200MW将采用金风科技的海上风电机组,已于2017年4月开工建设。项目计划于2018年6月首批机组进行并网发电,2019年全部机组投产发电。

  三峡江苏大丰30万千瓦海上风电项目,是目前国内核准在建的离岸距离最远的海上风电场,也是国内首次商业化大规模安装大容量风电机组的项目。大丰海上风电场总装机容量30万千瓦,单机容量为金风科技3-5MW的大功率海上风电机组,离岸距离45公里。项目计划采用带法兰超大直径单桩技术,建成国内最大直径的风电单桩基础,敷设国内最长的220千伏交流海缆。项目建成投产后,年上网电量约7.97亿千瓦时,可满足50万户家庭一年的用电量。该项目的建设,标志着中国三峡集团在坚定不移实施“海上风电引领者”战略,对我国海上风电远海领域的海缆制造、敷设施工、升压站设计以及运行维护模式方面起到技术引领作用。

  阳西沙扒30万千瓦海上风电项目,是三峡集团在广东首个海上风电项目。三峡阳西沙扒海上风电项目是三峡集团实施海上风电引领战略,推进广东区域发展的第一个项目,由三峡新能源阳江发电有限公司投资建设,建设地点为阳西县沙扒镇海域,项目总装机容量300MW,拟安装55台单机容量为5.5MW的风力发电机组,总投资约54亿元。2017年11月19日上午,三峡集团阳西沙扒30万千瓦海上风电项目正式开工。

  南澳洋东海上风电项目进一步掌握广东省海上风电资源,为大力发展广东省海上风电业务打下坚实的基础。三峡新能源汕头发电有限公司在广东省南澳洋东部海域开发建设汕头市南澳洋东海上风电项目,场址中心距南澳岛约15km,场址面积约为51km2,风电场拟安装单机容量5.5MW 的风力发电机组55台,总装机容量302.5MW,投资金额60亿元。2017年9月22日完成测风塔平台安装。

  6.3 管中窥豹看海上风电发展趋势

  海上风电发展呈现从南到北、集中连片的规模化发展趋势。从三峡海上风电投资来看,海上风电集中连片开发初具规模。从江苏响水200MW海上风电项目成功建成并网到福建福清兴化湾样机海上试验风场一期即将完成吊装并网发电,再到江苏大丰300MW海上风电项目与大连庄河300MW海上风电项目正式开工建设,海上风电项目从南到北,涵盖风能资源高质量地区。

  海上风电发展加速,运营商项目投资规模逐步扩大。从三峡海上风电项目来看,项目单机容量有小到大,大容量机组需求逐步上升。海上风电项目规模扩大,项目投资额由20亿元逐步增长至180亿元;运营商初步开发、应用深海风力资源,海上风电逐步走向深海领域。海上风电项目投资进程加速,运营商在在沿海省市重点区域加快开展海上风电项目投资,光三峡集团2016年-2017年就投资、建设了9个项目,在1.7万公里的海岸线上储备优质海上风电资源,同时加大技术研发投入,填补多项海上风电技术空白。

  中国海上风电需要走向海外,通过并购与合作去形成完整的海上风电技术规范体系。中国海上风电产业虽然开发势头强、动作快,但是相比较于已经有25年发展历史的欧洲海上风电还存在较大的差距。从三峡集团海上风电发展战略来看,中国企业需要走向海外,通过并购与合作,引入世界一流的经验、技术和标准(如勘测技术标准,运维标准,施工标准等),形成完整的海上风电技术标准规范体系。

  7. 海上风电朝着规模化、大功率化方向发展

  7.1 整机制造商积极布局大功率风电机组

  随着风电技术和海上风电的发展,风电机组的整体趋势是单机容量的大型化和多样化。风电机组机型多元,目前风电行业主流机型是3MW以下机组,主要应用于陆上风电。3MW以上机组多应用于海上风电,10MW以上机组则应用于深海领域。目前海上风电机组均基于陆上风电机组改造,截止至2017年,在我国所有吊装的海上风电机组中,单机容量为4MW机组最多,累计装机容量达到152.8万千瓦,占海上装机容量的55%,其次是2.5MW装机容量,占比为14%。随着海上风电的发展,3-8MW将逐渐取代3MW以下风电机组成为市场主流的风电机组。预计2020年前,海上风电的主流机型为4MW-7MW,小批量7MW-10MW机组将进入海上风电场;2021-2030年,10MW-15MW机组将成为海上风电的主流机型,小批量16MW-20MW机组将进入海上风电场。

  受益于政策驱动,国内外整机制造商积极布局大功率风电机组。按规划“十三五”期间,对于5MW级别的海上风电机组要实现批量推广,大力研制8-10MW海上风电机组。5MW及以上风电机组已逐渐成为国内外主要风电厂商的发展重点,国外8MW机组已完成商业化应用,10MW机组也已经到实验样机阶段,其中MH维斯塔斯8MW风电机组、Enercon7.5MW风电机组、西门子7MW风电机组、通用电气6MW风电机组、歌美飒5MW风电机组等均得到了广泛应用; 金风科技、中国海装、联合动力等国内主流整机商都在积极布局5 MW及以上容量的海上风电机组。国内风机厂商如华锐风电6MW、联合动力6MW、金风科技6MW、东方电气5.5MW、海装风电5MW等海上风电机组陆续下线安装,处于样机试验阶段。

  大容量风电机组降低整体建设成本,投资优势明显。由于海上施工条件恶劣,单台机组的基础施工和吊装费用远远大于陆上机组的施工费用,大容量机组虽然在单机基础施工及吊装上的投资较高,但由于数量少,在降低风电场总投资上具有明显优势。以10万千瓦的风电场为例,采用5MW机组相比4MW机组,可减少5个机位点,降低整体建设成本,减少可能的故障输入点数量,避免对整个风电场的影响。同时减少了机组间的尾流等影响,有利于提高发电效益,降低运营、维护成本。

  7.2 海上风电项目规模扩大,进军深海领域

  海上风电项目规模扩大,未来逐步开发深海领域。目前海上风电已经进入规模化开发的时代,近海项目离岸越来越远,同时对大容量海上风电机组的需求与日俱增,新建项目多采用3MW-5MW的风电机组。随着大容量海上风电技术发展,大功率机组尤其是10MW风电机组有望规模生产出成熟机组,机组的利用效率可获得大幅提升,经济性优势愈加明显。海上风电开发将日益走向深海,预计到2025年,海上风电平台的水深将超过60米,离岸距离最大将超过100千米。随着规模越来越大的海上风电项目,大型化和轻质化将成为叶片发展主要方向,大直径单桩等海上施工技术开始进入大规模应用的阶段。

  国内大型风电施工船的发展将助力海上风电领域向深海拓展。目前国内已经有8艘大型风电施工船,中交第三航务工程局的“三航风范”号、龙源振华壹号、龙源振华贰号、龙源振华三号、普丰托本号、海洋风电38、华电1001号以及华尔辰号。其中龙源振华三号,船长100.8 米,型宽43.2 米,型深8.4米,起重能力达2000吨,为全球最大,在此之前,全球自升式风电安装平台的最大起重能力为1500吨;该平台的双钩、单钩起重能力能达到1500吨,可实现大兆瓦海上风机基础的空中翻身;平台上的起重机起升高度达120米,在目前全球自升式风电安装平台中,拥有最高的吊高高度。最大作业水深达到50米,开创国内之最,是我国海上风电作业从浅海走向近海的关键利器。

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