我国海上风电发展制约性因素分析

张婷

（中国船舶重工集团公司第714研究所，北京 100092）

0 引言

随着全球能源消费的增长和能源结构的不断调整，加强可再生能源的开发利用、提高可再生能源在能源消费总量中的比重已成为全球各国实施能源战略可持续发展的重要途径，同时，这也是各国应对环境问题的必由之路。长远而言，可再生能源将逐步从补充能源转变为主流能源。2012年7月，国家发改委印发了《可再生能源发展“十二五”规划》（简称《规划》）[1]。《规划》提出，到2015年我国可再生能源年利用量将相当于4.78亿吨标准煤，其中商品化可再生能源占能源消费的比重将达到9.5%以上。

在可再生能源领域，风电的产业化基础较好，一直扮演着重要的角色。根据《规划》，我国到2015年将实现累计并网运行风电100GW，海上风电将达到5GW。2012年7月，国家能源局印发《风电发展“十二五”规划》[2]，这也为我国“十二五”期间风电产业发展提供了基本依据。

随着我国风电产业由追求数量转向追求质量，由中国制造转向中国创造，由风电大国转向风电强国，我国也开始将发展海上风电作为一条重要的战略路径。但是由于发展时间短、技术不成熟、成本较高、缺乏总体规划等因素，我国海上风电发展绝不可能简单照搬陆上风电的发展思路，必须统筹规划、合理布局，实现健康、可持续发展。

1 我国海上风电比重依旧较小

从2009年至今，我国海上风电保持了快速增长，2010年更是取得了实质性进展，建成了我国第一个海上风电场项目——上海东海大桥海上风电场项目。2011年，我国海上风电新增装机容量达到99.3MW，位列全球第三；累计装机容量达到222.3MW，位列全球第四。但相比陆上风电，我国海上风电发展历程短，装机容量小，海上风电在我国整个风电市场中的占比很小，仅约为0.4%，而英国占比为29%1.数据来源：世界风能协会2012年发布的《2011年全球风能产业发展报告》。 2.数据来源：中船重工714所经济研究中心。。因此，我国海上风电所占比例与欧洲主要海上风电大国之间的差距还较大。[3]

2 我国海上风电项目进展缓慢

随着2010年10月我国第一批海上特许权项目招标结果的出炉，第二轮特许权项目招标也蓄势待发。但截至目前，首期海上风电中标的4个项目均未开工建设。其中，山东鲁能集团的潮间带项目由于最终的海域使用较原规划往深海推进了15km，成本大大提升；江苏大丰300MW的近海风电项目由于面临穿越8km珍稀动物保护区的问题，令审批过程进一步延长。同时，首轮海上风电项目最低中标价为0.6253元/kWh时，价格接近陆上风电。此前，业界认为海上风电的合理价格应该在0.9元/kWh以上。因此，中标价格极低、项目规划建设变动大、海域功能划分不明等成为制约我国首轮海上风电中标项目难以进入实质建设阶段的主要壁垒。另外，第二轮海上风电项目招标也未能如期而至。

被业界认为是开启我国海上风电时代大门的第二轮招标的延缓，导致我国海上风电项目难以开启规模化发展，其中有几个方面重要原因。一是提高了技术要求，极大地增加了施工、维修成本。虽然海上风电项目招标让企业纷纷摩拳擦掌、跃跃欲试，但是参与中标的企业大多是抱着“圈地”的想法，一旦拿下项目进入开工建设便出现了困难；二是海上风电作为资金密集型产业，需要大量资金和电价政策的支持，但目前国家还没有专门的上网电价补贴措施，使海上风电高昂的成本难以得到补偿；三是作为一种间歇性电源，大规模发展风电对电网的要求较高。而当前我国电网结构还相对薄弱，建设进度远落后于风电装机速度。虽然，我国海上风能资源集中分布在东南部沿海地区，距离电力负荷中心较近，但是，电网建设与风电规模化发展的不协调使风电发展遭遇并网难题，这方面难度甚至远高于陆上风电。

3 海上风电发展受制于高成本

海上风电居高不下的成本是影响我国海上风电项目进展缓慢的重要原因之一。海上风电投资成本主要包括风电设备、机组安装费用、机组维护费用、基础设施、海底传输和工程管理等方面。海上风电与陆上风电成本构成对比如图1所示。本文下面将取其中重要的几个方面做成本对比分析。

3.1 海上风电机组

从占据风电场建设总成本的比例而言，风电机组占据陆地风电场建设总成本的65%左右，而这一比例在海上风电场建设中仅为33%。据欧洲海上风电投资统计数据显示，海上风电投资成本一般在每千瓦1700欧元至2000欧元之间，是陆上风电的2倍左右，每千瓦时电的成本在0.08欧元至0.1欧元之间。

海上风电机组带来的成本增加主要有两方面原因：一方面，海上风电机组从设计上需要考虑冰冻、台风、腐蚀等特殊的海上环境因素，提高了技术难度，增加了制造成本；另一方面，海上风电的大型化趋势虽然加快，但是我国大功率海上风电机组目前还处于样机试验阶段，已经建好的海上机组还没有长期的海上运行经验，不具备规划化生产的条件，故障率难以评估。这些均推高了海上风电的投资成本。

3.2 基础设施

为承受海上的强风载荷、海水腐蚀、波浪冲击以及应对复杂海床等因素，在海上风电的投资成本中，基础设施建设和风电机组安装过程远比陆上风电复杂，技术难度也更大，从而加大了总投资费用。海上基础施工费用一般会占到风电场总投资的24%左右，较陆上风电高出10%以上。

据欧洲海上风电运营的经验来看，海上风电投资成本的高低主要取决于离岸距离和水深。一般而言，水深20m和离岸20km是海上风电场投资成本变化的分界值。水深越深、离岸越远，海床结构和海上环境就越复杂，从而提高了施工难度，加大了成本。

3.3 海上风电场运营

海上风电场开发分为建设期和运营期。一般建设期为2年左右，运营期通常在20年以上。海上风电场的运营成本主要由财务费用和折旧费用构成，这两项占比为85%，而陆上风电这一占比为77%。

同时，在风电场运营期间，海上风电场的设备维修保养难度也高于陆上，维修费用从陆上风电的5%提高到8%。巡检人员必须采用特制的交通工具，计划维修的时间，还要根据风电场场址所处的气候条件，选择风电场风速较小的季节等。因此，风电机组故障率高将极大增加海上风电场项目的财务风险。

海上风电机组的可靠性、易维护性是决定海上风电场运行成败的关键因素。对我国而言，由于目前对风电机组质量没有强有力的第三方监管部门，加之我国海上机组缺乏长期的运行经验，一旦故障频发，将极大地增加维修、维护成本。

4 海上标杆上网电价亟须出台

上网电价是开发商获得收益的主要来源，而目前我国海上风电的标杆上网电价尚未出台。海上风电上网电价采取的是一事一议的特许权招标方式，这使海上风电开发收益较低。同时，在特许权招标过程中，企业为中标盲目压价，几乎也丧失收益空间。这些均是导致我国海上风电项目进展缓慢的重要因素。

以我国东海大桥项目为例，总投资23.65亿元的东海大桥海上风电场，34台3MW机组已经全部实现并网发电，上网电价为0.9745元/kWh。而东海大桥项目成本为23000元/kW，是7000元/kW至8000元/kW的陆上风电成本的3倍，但其电价只是陆上风电电价的一倍。据我国可再生能源业内专家估计，海上风电的电价水平至少要达到1.2元以上才能赢利。德国目前开发海上风电场的平均电价是0.15欧元，也远高于东海大桥项目的上网电价。

因此，如果不提高电价，又没有国家足额补贴，项目赢利将难以实现。但是，如果提高电价，那么海上风电更难以与常规火力发电相竞争，难走上规模化的发展道路。

5 海上风电支持政策和行业标准尚需建立和完善

据欧洲海上风电场的建设经验，从示范工程建设到大规模开发一般为2年左右的时间，但是由于政策力度的不同，各国发展速度差异不同。丹麦作为最早开发海上风电的国家，由于政策支持力度不够，近5年来海上风电新增装机明显回落。英国、德国受国家补贴政策的支持，近年来海上风电场运营十分活跃，2011年英国和德国的海上风电新增装机容量位居全球第一和第二。目前，海上风电在我国还处于发展的初级阶段，虽然国家规划中已明确提出海上风电将成为未来我国风电产业的重要方向，但是尚未出台实质性的财政、税收等支持政策。[4]

从世界范围来看，尚未形成一套独立的海上风电机组设计方法和标准。通过许可证方式的技术引进没法得到关键技术，大规模开发海上风电必须要得到技术的支撑。在我国风电原有的200多项技术标准中，涉及海上风电的只有24项。并且，目前国内现有的风电行业标准很多都从国外引进，并不太适合我国的风能资源条件和产业发展实际情况。因此，为稳妥推动风电产业的可持续发展，一方面要强调标准制定的“本土化”特征，另一方面应加快海上风电场建设、运营维护及并网方面的标准制定工作，不断完善在项目投资、电力购买、财政等方面的产业发展政策，并保证政策的连续性。

此外，业内认为，我国海上风电的发展必须建立在国家统筹规划的基础上，中央和各地区能源、海洋主管部门结合起来对我国适合进行海上风电开发的沿海和滩涂地区进行精确规划、统筹协调，避免与环境问题和军事用海等其他海洋利用方面产生矛盾，以便加快我国海上风电的规模化、高效利用步伐。

6 结语

2012年6月，2012年上海国际海上风电及风电产业链大会指出，从应对气候变化、保障能源安全和改善能源结构的角度出发，我国需要大力发展风电事业。在我国风电事业转型之际，海上风电已经进入了发展关键时期。[5]“十二五”期间，我国将建设两个千万千瓦级海上及沿海风电基地，潮间带和近海风电也将进入加速发展、规模化开发阶段。在发展前景一片大好的形势下，我国海上风电发展的道路仍然艰辛，还需要在环境、政策、体制机制、技术投入等方面投入更多的力量，以解决实际问题，突破瓶颈，提升实力，实现国家能源战略的可持续发展。

[1]国家能源局.可再生能源发展“十二五”规划（发改能源[2012]1207号）[R].2012.

[2]国家能源局.风电发展“十二五”规划（国能新能[2012]195号）[R].2012.

[3]世界风能协会.2011年全球风能产业发展报告[R].2012.

[4]欧洲风能协会.2012年上半年欧洲海上风电发展报告[J]风能.2012(8):32-35.

[5]李俊峰,蔡丰波，等.中国风电发展报告2012[M].北京：中国环境科学出版社，2012.