“十五五”中国海上风电度电成本展望_赵靓.pdf

市场|Market34 风能 Wind Energy 本刊|赵靓“十五五”中国海上风电度电成本展望2022 年,中国海上风电开发继续引领全球。据中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）发布的数据,2022 年中国海上风电新增吊装容量 516 万千瓦,约占全球的 54%；累计吊装容量 3051 万千瓦,同比增长超过 20%。这样的成绩来之不易。2022 年,中国海上风电已全面进入无国家补贴发展阶段,不仅要大规模发展,更需高质量开发,只有在满足收益要求下仍可以实现平价的项目,才可能进入开发环节。为推动更多海上风电项目实现平价开发,整个中国风电产业链都在积极降本。据 CWEA统计,当前中国海上风电项目的平均度电成本已经下降到 0.33 元/千瓦时左右。另据报道,目前水深小于 35m,登陆距离小于 70km 的浅、近海风电场,只要基础不需嵌岩,已基本能够实现平价上网。“十四五期间,海上风电项目基本以省管近浅海海域为主。经多年积累,中国已基本掌握近浅海风电开发技术,形成了完备的产业链条,确保未来 23 年规划开发的海上风电项目基本能够实现平价。”一位专注于深远海风电技术研究的专家向风能介绍：“但进入十五五,海上风电开发布局将发生较大变化,可能对风电开发成本的持续下降趋势产生一定影响。”有分析认为,水深 3060m、离岸距离30130km 的海上风电项目,将成为“十五五”期间的主流。据 CWEA 统计,“十四五”期间,中国沿海省份海上风电规划容量约 5000 万千瓦。由此推算,预计到 2025 年中国海上风电累计装机容量将达到 0.8 亿 1 亿千瓦,到 2030 年达到 1.8 亿 2 亿千瓦。因此,“十五五”期间,中国海上风电新增装机总规模约在 1 亿千瓦,其中很大比例的项目将位于深远海海域。此前有专业机构曾分析指出,深远海虽然风能资源条件相对较好,但设计、设施、运输、施工、运维成本远高于近海海上风电,在现有政策与技术条件下,经济性不足。早在十多年前的国际海上风电市场,这样的影响就曾出现过。国际可再生能源署（IRENA）发布的数据显示,2000 年全球海上风电项目的平均建设成本约为 2685 美元/千瓦（约合人民币 18405.94 元/千瓦）。随着大量深远海项目的开发,平均建设成本大幅提高,至 2008 年一度高达 5712 美元/千瓦。Market|市场2023年第02期 35 那么,未来影响中国深远海海上风电度电成本走向的具体因素有哪些？据调研分析,有利因素主要包括六方面。增大规模提效降本通过提升单体项目规模,可提高项目开发效率,摊薄投资成本。例如,风电场规模化开发的主流开发容量,如果能从 30 万千瓦提升到 50 万千瓦,进一步增至 100 万千瓦,会有效摊薄单位千瓦投资成本。国外海上风电开发同样符合这一趋势。IRENA 的统计显示,20102020 年全球海上风电项目的平均装机容量从 13.6 万千瓦提高至 30.4 万千瓦,增加了 124%。2021 年,全球海上风电项目的平均装机容量为 26.2 万千瓦。2020 年后,已有部分项目的单体容量超过了 100 万千瓦。输电技术水平提升随着海上升压站及柔性直流输电等长距离输电技术的发展进步,深远海全直流型风电场正成为发展方向。全直流风电场的发电规模将达到 40 万 100 万千瓦,采用 3060kV 的汇流电压和 320kV 左右的输电电压。有机构分析,随着时间推移,海缆市场的潜力将吸引更多企业跨过技术门槛,打破现有市场格局,通过更激烈的竞争降低海缆价格。电压等级的进一步提升,以及柔性高压直流电缆都是深远海项目工程降本的重要方向。据 CWEA 专家预测,到 2030 年海缆总体成本将下降 15%20%。机组大型化降低造价在一定容量项目中采用更大单机容量的机表1“十四五”期间中国各沿海省份海上风电规划容量省份“十四五”开发目标/万千瓦“十四五”新增装机容量/万千瓦文件广东18001664.2广东省能源发展“十四五”规划江苏1500818.4江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划山东800798.5山东省能源发展“十四五”规划浙江490.7450浙江省可再生能源发展“十四五”规划福建511.6410福建省“十四五”能源发展专项规划辽宁405362.5辽宁省“十四五”海洋经济发展规划广西300300广西可再生能源发展“十四五”规划上海221.7180上海市能源发展“十四五”规划海南120120海南省海洋经济发展“十四五”规划（20212025 年）河北300-天津11.70天津市可再生能源发展“十四五”规划总计 6000 5000-来源：CWEA；未出规划省份的装机容量通过调研预估得来市场|Market36 风能 Wind Energy 组,所需安装的设备数量更少,进而减少所需塔筒、基础的数量,在降低单位千瓦造价同时提升整机发电量。投运后,由于机组数量更少,项目单位千瓦运维成本也能得到更好控制。这是目前海上风电通过大型化持续降本的核心逻辑。业内普遍认为,后续整机大型化趋势仍将持续。有专家预测,如果整机商在未来深远海市场中无法推出 12MW 以上产品,就会失去竞争优势。这道市场门槛同样被另一项专业预测所验证。据某整机商市场人员预测,到“十五五”初期,长江口以北批量装机单机容量可达到12MW 及以上,长江以南则可达到 20MW 级别,在主机成本进一步降低的同时,可节约 25%的机位点和基础。CWEA 专家预计,到 2030 年整机（含塔筒）价格可下降 30%35%。工程能力持续增强据了解,海上风电机组安装费用主要包括人工、材料和施工船机等。其中,影响最大的为船机设备费用。由于大型船机设备的制造周期较长,2025 年以前新投运的大型吊装船数量有限,预计这段时间吊装价格回落空间有限,在 10%左右。以目前最大单机容量的 18MW 机型为例,受制于海上风电机组吊装对吊高和桩腿长度的技术要求,2022 年国内满足要求的安装平台仅有 1 艘,2023 年将有 3 艘新一代升式风电安装平台服役,未来 5 年预计将有 1020 艘具备该级别机组吊装能力的风电安装平台投运。随着“十五五”期间施工船机的大量投运,整机与其基础的吊装、打桩费用,以及海缆敷设费用将进一步下降。据 CWEA 专家分析,20252030 年这部分费用将下降 25%35%。基础技术实现优化目前,全球主流的深远海风电机组基础技图1 到2030年海上风电降本空间构成（来源：CWEA；本图以粤东海域为例）Market|市场2023年第02期 37 术路线主要分为固定式与漂浮式。到“十五五”期间,根据海上风电项目客观条件,需要选择不同的基础类型。“例如,浙江、江苏、山东、辽宁的海床相对平坦,更适合采用导管架方案配套大容量风电机组为优选方案。福建、广东、海南的深远海海域更适合采用漂浮式基础,从而推动漂浮式基础批量化应用。”上述深远海风电技术专家认为。对于固定式基础,整机商与设计院都积极开展“机组-支撑结构一体化设计”,以降低支撑结构的原材料用量。CWEA 专家预计,随着该技术的推广,到 2030 年可缩减 15%20%投资成本。对于漂浮式基础,目前仍处样机研究阶段。据一位了解万宁漂浮式海上风电 100万千瓦试验项目的企业负责人介绍,此前国内安装的两台样机在 3800040000 元/千瓦,而该项目的降本总目标是达到 20000 元/千瓦以下,计划于 2027 年实现。运维成本逐步降低伴随着海上风电开发规模的逐步增大,越来越多的主体正进入海上项目运维领域,这主要包括业主下属运维单位、整机商服务团队和第三方运维服务供应商。更多的主体必然产生一定的市场竞争,在一定程度上会降低运维成本。此外,除项目规模化开发与机组大型化所附带的运维成本间接下降外,大量专业运维船舶的投入,以及海上风电场大数据运维平台、故障预警诊断技术的广泛应用,也将一定程度降低运维成本。据 CWEA 专家预测,到 2025年海上风电运维成本可下降 15%左右,到2030 年可达到 40%。除上述有利因素外,影响“十五五”深远海风电降本趋势的制约因素也不容忽视：一方面,到 2025 年后,中国海上风电新增装机规模仍将落后于陆上风电,叠加大型化机组的快速迭代,导致零部件规模化效益不足,机组成本难以实现更大幅度的下降。另一方面,专业风电运输与施工船舶的开发周期长、造价高,海工降本的动力不足,单位千瓦工程成本在“十五五”前后下降不够显著。“此外,2030 年中国将实现碳达峰,可能出现的抢装现象会扰乱正常的降本规律。”上述整机商市场人员预测。但总体而言,制约因素不足以抵消有利因素,到“十五五”末期以前,海上风电成本仍将持续保持下降。综合上述因素,CWEA 通过科学分析,对“十四五”和“十五五”期间中国海上风电度电成本的走势,根据不同海域进行了预测。预计从 2022 年年底到 2030 年,中国海上风电度电成本将整体降低 19%23%,从目前的0.33 元/千瓦时下降至 0.25 元/千瓦时左右。其中,粤西、海南周边海域度电成本净值下降最多,达 0.08 元/千瓦时,其他海域皆为 0.07元/千瓦时。表2 到2025年和2030年中国各海域海上风电度电成本预测海域风能资源条件/（m/s）当前/（元/千瓦时）到2025年/（元/千瓦时）到2030年/（元/千瓦时）山东周边6.87.60.330.290.26江苏周边7.480.320.270.25福建、粤东周边8.29.50.310.270.24粤西、海南周边7.580.340.30.26来源：CWEA