集约高效开发利用，降低海上风电成本——对海上风电平价时代项目建设的思考

文 | 张星波

中国海上风电在“十三五”期间实现了快速发展，新增装机容量连年大幅递增。至2019 年年底，海上风电累计装机已达到593 万千瓦，预计到2020 年年底装机容量还将会有较大幅度的增加，并将毫无悬念地超过“十三五”规划确定的“到2020 年建成500 万千瓦”的目标，我国近海风电已进入规模化发展阶段。

为拿到0.85 元/千瓦时的上网电价，自2019 年开始，广东、江苏、浙江、福建等沿海省份大量的核准项目纷纷开工建设，形成了所谓的海上风电“抢装潮”，给海上风电整个产业链带来了巨大压力，整机、海缆、基础钢结构以及关键施工船机设备等，出现供不应求的局面，带来的直接结果就是大型浮吊租金，法兰、整机配套的轴承及叶片等的采购价都出现不同程度的上涨。在这种情况下，海上风电单位千瓦建设成本不但没有随着规模扩大而降低，反倒有所增加，显然有悖于行业发展的预期。

海上风电在2021 年后取消中央财政补贴的政策已经基本明朗，虽然各地区“省补”政策尚未出台，但海上风电平价上网已是大势所趋，有效降低海上风电开发建设成本，成为摆在全行业面前的重大任务。本文从海上风电承包商的角度，对海上风电市场目前存在的问题进行梳理并对海上风电如何实现降本增效提出一些建议。

我国海上风电平价上网面临的挑战

粗略统计到目前为止，国内投入海上风电施工的自升式平台已近30座，至2020 年年底，国内投运的自升式平台预计将达38 座左右，大型液压打桩锤38 台套，可用于海上风电施工的各型海上起重船、打桩船70 余艘，且总体基础施工和风电机组吊装能力基本匹配。按照目前海上风电施工的平均效率并考虑各因素的影响，以每座自升式平台每年吊装30 台风电机组、机组平均容量为5 兆瓦计，每年装机规模可达500 万～600 万千瓦。从此数据来看，已有船机设备应该可以支撑国内海上风电成规模开发建设。但由于国内各海域施工条件差异较大，这些船机设备对各海域的适用性也有很大差别，实际情况可能并非如此。

江苏省是我国最早开始海上风电规模开发建设的省份，也是目前我国海上风电并网容量最大的省份，预计至2020 年年底并网容量将超过500万千瓦。经过“十三五”期间的发展，江苏省形成了从整机、海缆生产到塔筒、基础钢结构、海上升压站制造等完整的产业链，江苏海域绝大部分项目适合单桩基础、分体式风电机组吊装的技术方案，这套技术方案非常成熟，施工效率高、安全可靠，国内现有的船机设备基本都适用于江苏海上风电施工作业，因此，江苏省又是目前国内海上风电产业链支撑最强、技术方案相对成熟的省份，尤其是基础桩、导管架、塔筒的生产厂家大部分集中在该省，形成了庞大的产能。“抢装潮”过后，如果开工规模缩小，产能将会出现一定的过剩，项目开发成本也随之会有一定程度的下降。但不利因素是，江苏海域近海风能资源已基本开发殆尽，待开发的风电场离岸距离已经达到60～80 公里，甚至更远，不仅投资会有所增加，随着水深的增加也会降低施工效率。另外，江苏地区风能资源条件相对较差，标杆上网电价相对较低，短期内平价上网压力较大。

福建海域风能资源相对较好，但该海域气象水文条件较江苏恶劣，而且易受台风袭扰，施工窗口期短，作业难度大，尤其是福建沿海地质条件复杂，很大一部分风电机组基础需要进行嵌岩钻孔—不仅施工难度大、效率低，而且同样的风电机组，嵌岩基础的造价甚至达到江苏地区单桩基础造价的两倍甚至更多。短期来看，福建海域海上风电降低开发成本非常困难，但由于风能资源好，发电量高，即使没有补贴，有些开发条件较好的风电场仍具有一定的投资收益。

广东省是目前国内规划装机容量最大的省份，该海域风能资源虽不如福建，但好于江苏，且标杆上网电价相对其他省份高出约10%。但该海域风电场水深基本都在30 米以上，气象水文条件恶劣，而且易受台风袭扰，施工窗口期短，尤其是该海域浪涌较大，非常不利于海上作业。因施工难度大、效率低，对作业船只稳定性要求很高，目前国内适用于广东海上风电施工的大型起重船屈指可数。该海域风电产业链供给产能不足，导致风电项目施工成本居高不下，甚至近两年呈递增的趋势。广东到2019 年年底建成的海上风电并网容量尚不足20万千瓦，后续虽将开发建成大批海上风电项目，但依照目前的开发模式，大幅度降低开发成本是十分困难的。

上述三省是国内海上风电在建和规划容量规模较大的省份，其他区域如山东、浙江、广西、辽宁、上海、河北、天津、海南等，虽然具有一定的规划容量，但开工规模都不如上述三个省份。值得一提的是，由于山东海域开发条件与江苏接近，在当地已有的产业链基础上，借助江苏地区产业链支持，将更有利于控制建设成本。

对我国实现海上风电平价的几点建议

“抢装潮”过后，开工规模明显下降将会是大概率发生的情况。如果上网电价补贴退坡，开发商在保障投资收益率的情况下，所能做的只有压低建设成本。这些压缩的成本会传导到整机、海缆、基础结构、施工等整个产业链，如果仅依靠市场竞争压低价格，依照目前的情况，将会导致产业链很多环节出现亏损。事实上，即使按照广东区域目前较高的施工成本测算，施工单位在项目上出现亏损的情况仍不在少数，国内整机制造商在海上风电市场实现盈利的也为数不多。如果不能有效地降低成本，开发商的投资收益率得不到保障，会影响其投资热情，使市场规模进一步缩减，对行业发展是十分不利的。因此，降低成本是今后海上风电开发建设面临的关键问题。

开发商投资海上风电基本按照8%的年投资收益率进行考核，由于国内沿海各地区风能资源和建设成本不同，按照0.85 元/千瓦时的电价和目前的建设成本，实际上有些已建成的风电场普遍收益较好，甚至有的达到20%以上的超预期收益，这也是形成“抢装潮”的动因。也就是说，在有些地区，0.85元/千瓦时的上网电价本身存在一定的下行空间。经过粗略计算，如果适当降低投资考核收益率，比如降到5%左右，风电场的总开发成本在目前基础上降低15%～30%，应该可以实现平价上网。但实现这个降幅需要一定的时间，各省级政府应该给予一定的过渡期支持。

任何行业实现成本降低和健康发展都需要依靠合理的规划、技术进步和一定的市场规模。欧洲发展海上风电比我国早了近20 年，他们的一些做法很值得借鉴。总体来看，我国在建设规划的合理性、施工装备的专业化和效率等方面与发达地区相比还存在一些差距，希望今后在以下几个方面能够有所进步和提高：

一、整机技术进步是降低成本的关键

风电机组是海上风电最为核心的设备，其性能和可靠性在很大程度上决定了风电场的投资收益。电价固定后，发电量就成为影响投资收益最敏感的因素，因此风电机组的技术进步也成为降低海上风电成本的核心和关键所在。其主要体现在提高风能利用效率、降低基础造价、更易于安装和维护、运行更加稳定可靠、运行维护更加智能化。这些都是赋予整机供应商的任务和使命（这里仅仅提出问题，不展开论述）。

二、规划解决海上风电集约送出问题

到目前为止，不论是200MW，还是500MW 的海上风电场，都是各自规划送出路由，自建海上升压站，既谈不上集约，更谈不上经济。随着离岸距离越来越远，采用高压柔性直流送出已成必然。如果仍然按照各自为政的做法，会因重复投资造成浪费，并进一步增加成本。按照“专业的人干专业的事”的原则，电网系统掌握着国内最先进的高压柔性输送技术和产业链，建议送出环节由电网投资建设，并收取一定的投资收益。

三、依托母港，建造高效的海上施工作业船只

所谓母港，是指海上风电开发建设和运行维护所依托的专业港口，具有制造、物流、存储、组装、海上出运等功能。随着风电场离岸越来越远，水越来越深，海上作业更加困难，要保障作业效率，除需要更加大型、高效的施工船外，在海上风电场集中连片开发的区域，比如广东，建设海上施工所依托的母港尤其必要。从欧洲的实践来看，母港可在最大程度上减少海上作业的工作量，减少船机等待时间，大大提高海上作业效率。母港的作用不仅体现在建设阶段，对今后的运维保障也是十分有利的。同时，母港的建设也可吸引投资并培育当地的产业链，可显著带动当地产业发展，为地方经济发展做出贡献。

由于缺乏母港依托，国内目前虽然建造了数量众多的自升式平台，但普遍不具备自行运输风电机组部件和基础构件的功能。海上作业时需要运输船配合，在海况较差的区域如广东和福建海域，自升式平台与运输船之间的配合作业受海况影响较大，严重影响作业效率，也存在一定的安全风险。而欧洲的自升式平台依托母港支持，靠港一次可以自行搭载5～8 台套风电机组部件或基础构件，不需要运输船配合，海上作业受风浪影响小，可实现很高的作业效率。根据对比利时DEME 公司的调研，其风电安装船按照上述作业方式，效率是国内自升式平台作业的4～5 倍。目前广东地区的单桩施工，几乎动用了全部国内已有的大型起重船，而且需要大型运输驳船和其他辅助船机配合，这些船机虽然造价昂贵，但对海上风电施工来讲针对性不强，施工效率并不理想。如果在广东地区采用欧洲的技术方案，简单按投入产出比来计算，施工成本至少可降低一半。此外，由于海上作业受风浪影响小，工期和施工安全变得更加可控。

四、重视漂浮式海上风电基础的研发应用

随着离岸越来越远，水深越来越深，采用固定桩基础的施工难度越来越大，适用的船机设备会更少，如果建造新的更大的施工船舶，投资会更大，成本也会进一步抬高。因此，将来漂浮式基础的应用会成为必然。目前欧洲已经建成商业化的漂浮式风电场，漂浮式基础已经具备了技术上的可行性，关键在于经济性—不仅与技术方案本身有关，也与产业链的投入及产能密切相关。漂浮式基础在国内应用的优势在于，其生产制造与造船业吻合度较高，利用国内已有的庞大造船业产能，容易形成生产规模，现有的产能即可满足一部分海上风电的需求。应该根据国内海域的实际情况加大漂浮式基础相关技术的研究，使其早日实现商业化应用，降低海上风电建设成本。

五、因地制宜发展适合不同海域的技术方案

我国海上风电规模开发建设始于江苏，目前海上风电技术装备也基本上是基于江苏的需求筹划建造的，如用于风电机组分体式吊装的自升式平台及用于单桩基础施工的起重船等。实践证明，这些装备在江苏海域实现了比较高的施工效率，成本也较低，对江苏及以北海域的适用性是比较好的。但这套方案在广东和福建等海域，则适用性较差。比如，福建海域地质情况比较复杂，嵌岩作业十分困难，应该开发单桩复合筒组合、复合筒型导管架、锚固钢筋混凝土等基础型式，尽量避免或者减少嵌岩作业，提高效率，降低成本。中国海域辽阔，不同地域情况不同，应因地制宜发展适用于不同地域的技术方案。

六、发挥好政府的规划、引领、协调、支持作用

这些年来，有些地方政府本着以资源换产业投资的原则招商引资，由于缺乏统一规划，造成了海上风电投资的碎片化，甚至导致一些低效产能的重复投资。要实现海上风电开发建设的集约高效，开发成本的降低，涉及规划、投资、产业融合和协同、产业链配套、政策及资金支持等很多方面。需要政府规划、协调项目所在地一级政府、企业之间，以及企业和政府之间投资合作，稳定投资预期，做好关键设施装备的政策和资金支持以及产业链配套服务。

以海上风电施工装备为例，近几年国内企业建造、购置了大量的自升式平台、起重船、打桩锤，但由于缺乏统一的规划指导和相互合作，以及市场预期的不确定性，这些装备趋于同质化、碎片化，与欧洲等地区存在技术代差。设备分散在各个承包商手里，资源整合和使用效率也较低。实际上，海上风电的发展对施工装备的性能要求变化是非常快的，一旦这些设备的适用性出现问题，容易造成闲置浪费和恶性竞争，影响设备的投资收益，进而影响下一代设备的投资。

对于沿海地区而言，多产业融合发展可以提高海洋资源利用效率，如果规划利用得当，通过增加投资收益，能够分摊海上风电建设成本。因此，政府要尽快拿出跨行业融合的具体实施方案，配套出台相关政策和规范。

结语

中国是制造业大国，有着完整的工业体系，海上风电虽然较欧洲起步晚，但近几年取得了迅猛发展。只要立足于中国国情，注意学习吸收国外先进的技术和做法，加强自主创新能力建设，把取消补贴作为进一步激发国内企业创新、降本潜能的政策机遇，相信一定能走出一条有中国特色的海上风电健康发展之路，最终实现海上风电平价上网的目标，为国家绿色可再生能源发展做出应有的贡献。