我国海上风电发展现状研究及平价发展建议

2021-12-08蒋海波刘长栋

煤质技术 2021年6期

蒋海波，刘长栋

(国家能源集团技术经济研究院，北京 102211)

0 引言

推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系和以新能源为主体的新型电力体系，是实现我国双碳战略目标的必由之路。2020年我国以风电、太阳能发电为代表的新能源新增装机合计接近1.2亿kW，约占全国当年新增装机的62.8%；其中，海上风电装机累计装机容量累计899万kW，远超“十三五”规划目标的500万kW。目前，沿海各省基于消纳考量和风资源优势陆续将海上风电作为“十四五”期间新能源发展的重要方向，因此海上风电是我国大力发展可再生能源的必然选择[1-3]。

海上风电作为1种重要的清洁能源，技术先进、易于规模化、发展潜力大，但我国海上风电发展存在资源禀赋相对一般、建设条件差和窗口期短、投资造价高、运维水平低等问题。在国补退出后，项目经济性将大幅下降，海上风电距离实现平价上网存在一定距离。结合我国海上风电的发展历程，以下通过技术和经济性分析其发展优势与面临的挑战，探寻我国海上风电平价高质量发展的政策建议。

1 海上风电发展历程及现状

2020年全球海上风电总装机已达3 530万kW[4]，发展趋势呈现以下特点：① 机组容量大型化，单机容量已达到10 MW以上，叶轮直径已达到200 m以上；② 远海化，离岸距离50 km以上；③ 深海化，水深已达30 m以上。2018年以来我国连续3年海上风电年新增装机容量居世界首位；截止2021年6月，累计装机容量约达1 113.4万kW[5]，预计年底可超过英国跃居全球第1位。目前，我国“十四五”海上风电装机容量尚未公布，根据广东、江苏、浙江等省规划情况，预计我国“十四五”期间将规划新增 3 000万～4 000万kW海上风电。

我国海上风电的快速发展得益于国家政策和补贴大力扶持[6-7]，按上网电价划分，可将我国海上风电政策划分为试点、特许权招标、标杆电价、竞争性配置和平价5个阶段，其发展阶段的政策与电价及特点分析详见表1。其中，标杆电价阶段我国核准的海上风电项目数和容量最多，期间项目上网电价为0.85元/(kW·h)，内地沿海11省市的基准电价为0.3644～0.453元/(kW·h)，各省所需补贴额为0.397～0.485 6元/(kW·h)，补贴强度高达46.7%～57.1%。

表1 我国海上风电发展阶段的政策与电价及特点分析Table 1 Policy,price and characteristic analysis of development stage of offshore wind power in China

受2020年1月财政部、发改委和能源局联合发文明确2021年年底国补退出海上风电的影响，海上风电出现抢装潮：2020年新增装机300万kW左右，约占全球新增容量的近一半，预计今年新增容量约900万kW。对于在建项目，如未能获得补贴资格，其经济性将出现大幅下降；对于新建项目，目前仅广东省出台了少量省补政策，导致目前投资观望情绪增加，大量扩建的安装船、海缆、风机等产能面临订单迅速下跌的可能，预计2022年起新建项目将出现2年左右空窗期，将对整个行业和产业链均将带来较大冲击，产业亟需政策稳定[8-10]。

2 我国发展海上风电的优劣势分析

2.1 发展海上风电的优势

(1)沿海地区能源结构转型的必需。我国能源供应和能源需求呈逆向分布,供给上多种资源包括煤炭、水资源、风能、太阳能呈现“西富东贫、北多南少”的特点，需求上负荷中心多位于东部和南部沿海，能源基地和负荷中心间最大距输送距离超过3 000 km。对此，电力系统的主要解决方案是“西电东送”，但通过特高压进行远距离能量传输面临着成本、安全和不可持续等问题。因此，东部沿海必须采取远距离输送与当地资源开发并举模式，大规模开发紧邻东南部负荷中心的海上风电，方能减轻“西电东送”通道运行和建设压力；同时，海上风电与“西电东送”的水电还能在出力上形成季节互补。

(2)可开发储量丰富，易于规模化开发。我国拥有超过1.8万km的大陆海岸线，可利用海域面积超过300万km2，据中国风能资源普查数据显示，我国5 m～50 m水深、70 m高度的海上风电可开发资源量约为5亿kW。同时，考虑技术进步后70 m高度以上的可开发量，我国海上风资源储量将更为丰富，非常适合进行大规模开发。

(3)资源优质丰富，电网友好性强。相比陆上风电，海上风电风资源丰富且优质，对电力系统更为友好，体现在：①平均风速高，总体发电小时数高；②风速稳、风频好、出力平稳，日夜间和季节间峰谷差均较小，反调峰特性较弱，对电力系统更为友好，未来需要的储能或调峰能力少。

(4)就地消纳方便，占用土地少。沿海地区是我国的经济社会中心，包括京津冀、长三角和珠三角等。海上风电靠近负荷中心，电量可就地消纳，避免了长距离输送。同时，我国沿海地区土地资源稀缺，生态和环境保护要求高，海上风电除陆上汇集站和登陆海缆外，基本不占用土地资源，有利于沿海地区的可持续发展。

2.2 面临的问题与挑战

(1)资源禀赋相对一般。受益于良好的风电资源和较为简单的海底海床条件，海上风电装机发轫且壮大于欧洲的北海区域，该区域平均风速10 m/s左右，平均利用小时4 000 h左右，且少有台风等破坏性气候影响。我国沿海年平均风速多处于6.5 m/s～8.5 m/s，长江口以北的海域风速较低，基本在7.5 m/s以下，不受台风影响，对风电机组安全性要求低；长江口以南风速相对较高在7.5 m/s～8.5 m/s，只有在福建台湾海峡区域风速可达9 m/s～10 m/s，但南部区域受台风影响严重，台风发生时局部风速高达40 m/s～55 m/s，该种破坏性风速要求风机具有抗台特性、叶轮直径受到一定的限制从而影响机组发电能力[11]。在目前技术条件下，我国多数近海地区年利用小时达2 500 h～3 500 h，只有我国台湾海峡附近可达4 000 h。总之，相比欧洲海上风电，我国海上风资源条件一般，破坏性风速出现频次高，发电小时数相对较低。

(2)各地海床条件差别大，长江口以南建设难度大。我国海域广阔，沿海近海区域风电设条件总体较为复杂，各近海区域差异大，存在冬季海冰、地震、淤泥、岩石/溶洞、浪涌、台风等不利建设条件，导致项目建设难度大、窗口期短、施工工期长。各海域建设条件概况详见表2。按省域分析归类，长江口以北不受台风影响，辽宁、河北、山东海底条件中等，但海冰影响较为严重；江苏海底条件较好。长江口以南受台风影响较为严重，同时浙江主要为浪涌较为严重、海底淤泥层较厚；福建及粤东区域海底条件极为复杂；粤西及广西区域海底条件中等。

表2 各海域建设条件概况Table 2 Overview of construction conditions in various sea

(3)投资造价有待继续优化。抢装潮导致我国海上风电场造价在2019年后反弹，目前单位造价达16 000元/kW～21 000元/kW，机组大型化、海上施工技术进步以及海底电缆输电等关键技术突破带来的造价下降[12]，多被输电海缆、深水基础和抢装导致的涨价所抵消[13]，预计本轮抢装潮过后造价可下降10%～30%。值得注意的是，目前海上风电送出一般采用220 kV或500 kV交流海缆送出，未来由于场址离岸距离不断增加，交流海缆的损耗和造价将极速提升，需要研究柔性直流输电用于海上风电送出，将导致江苏等局部地区海上送出工程的投资将超过风机基础造价[14]。

(4)运维水平有待提高。我国海上风电在发展中取得很多成果，但在产生发电效益的同时，对于设备与人员的消耗巨大[15]。海上风电整体运行维护成本是陆上风电的2～3倍，未来还会随着离岸距离的增加而继续增加。海上风电特殊环境影响造成设备可靠性差、故障率高、维修周期长、维修工艺复杂，同时也受到机组可靠性尚未充分验证、远程故障诊断和预警能力还不健全等因素影响。

3 经济性预测

3.1 项目投资经济性断崖式下降

在平价的场景下对各省份典型项目的经济性分析。以离岸50 km内的30万kW装机风场为例，考虑为电价以各省火电基准电价(多省取区间值)、电量全额上网，结合现有经验并考虑技术进步、造价下降、离岸距离增加和水深增加带来的变化，运维暂不增加，其他条件按实际情况和经验取值，对“十四五”初期建成并网项目进行经济性预测。可见在平价场景下，各省项目经济性均不能达到投资收益要求，我国海上风电的经济性将面临着严峻挑战。

3.2 敏感性分析

(1)造价敏感性。受限于我国海上风资源特性，考虑海上风电的发电特性及叶片长度，在未来一段时期内，机组的大型化对发电利用小时的提高作用并不明显，经济性的提高主要因素造价成本下降。因此控制资本金内部收益率(税后)达到6.5%，反算项目单位静态造价。总体上造价需下降25%～45%，至9 000元/kW～10 000元/kW左右，项目方具有经济性。

(2)电价敏感性。考虑未来项目可能的电价上升，例如基准电价上浮、交易价格上升、绿证和碳排放权等交易收入，控制资本金内部收益率(税后)达到6.5%，反算项目上网电价。可见电价需上浮30%～70%项目方具有经济性，此为较为理想化的结果、难以实现，因此只能期盼电价部分浮动上升。

表3 “十四五”初期各地典型项目经济性预测Table 3 Economic forecasts of typical projects in various regions in the early period of the “14th Five-Year Plan”

表4 各地典型项目造价敏感性分析Table 4 Sensitivity analysis of typical project costs in various regions

表5 各地典型项目电价敏感性分析Table 5 Sensitivity analysis of electricity prices for typical projects in various regions

3.3 分省分析

辽宁、河北、山东、广西、海南等沿海风速一般，电价较低，电量电价的因素影响较大，需要较大的降本空间才能实现项目经济性。江苏沿海海底条件较好，但风速一般，离岸较近的海域基本开发完毕，目前规划场址多在较远海域，海缆距离已在100 km左右，海上送出工程投资巨大。另外，长距离输送距离已到达交流工程的技术瓶颈，需要使用柔性直流送出工程，此举将使送出工程投资倍增。福建沿海风速较高，但电价不高，海底条件极为复杂，施工降本压力较大。浙江、广东沿海虽然海底条件也较为复杂，但较高风速和较高电价使得两地区的降本压力低于其它省份。同时考虑风速较高区域更利于风机大型化，降本潜力更大。

总体而言，在平价场景下，长江口以南省份海上风电可能更快实现平价，特别是已出台地方补贴政策的广东[16]和电价可能上涨的富裕省份。

4 平价发展建议

中国的海上风能资源和建设条件情况较于其他海上风电大国有所不同，目前距离平价上网尚有一定距离。“十四五”期间结合市场趋势和自身特色，坚定不移发展海上风电，出台国家和地方具体政策继续扶持，有效促进技术进步和成本下降，确保海上风电高质量发展。

4.1 多措并举提电价

(1)保价收购电量。我国电力交易市场快速发展，电量参与市场交易，同时缴纳调峰辅助服务费和细则考核等费用，促使新能源实际电价下降。建议允许上网电价上浮或建议按基准电价收购。

(2)推动绿证、碳排放权等在更大范围实施。进一步完善我国绿证核发交易管理机制和碳排放权交易机制，通过绿证和碳排放权交易合理补贴新能源环境效益，促进海上风电等新能源更好发展。

(3)鼓励地方出台补贴政策。海上风电产业链长，可为地方创造大量税收和就业，建议地方通过政策和财政补贴调动企业积极性，通过国家政策和地方补贴双重支持，实现海上风电产业链延伸和推动地方经济转型升级的良性循环。

4.2 多措并举降造价

(1)自主创新，加大科技公关力度。科技创新未来是实现海上风电平价高质量发展的核心。支持龙头企业以产学研用一体化模式，加快核心技术部件研发，提高装备国产化率，提升全产业链自主、安全、可控能力。鼓励产业链协同创新，支持风机大型化、漂浮式风机、大直径嵌岩桩等复杂海底施工技术、柔性直流送出等关键核心技术研发，促进海上风电技术创新，促进海上风电进一步降低成本。通过核心部件和技术的研发，使海上风电向深海、远海方向发展，带动我国海上风电上下游装备制造产业的提升。

(2)构建新型并网体系。参照国外海上风电的建设模式，将海上升压站以外的送出工程改由电网公司承建并给予输配电价支持，降低发电侧投资。同时统一规划建设海上电力输送通道，设立柔性直流的示范工程，减少不必要的重复投资，确保海上电源基地送电的持续性与稳定性。

(3)推进资源连片开发以提高规模效益。目前我国海上风场单体容量多在20万～40万kW，不利于规模开发；建议未来风场单体容量增加至50万～100万kW，并充分考虑投资主体在该海域开发情况，按照连片原则予以核准，提高海上升压站、海缆等设施利用率，实现集中送出，形成区域规模效应，可降低5%～10%的造价。

4.3 千方百计保电量

我国各地新能源特别是北方地区新能源近年来多出现限电情况，同时出现保障性小时数不断下降、交易电量不断上升的情况。考虑到海上风电仍处于不能平价的政策扶持期，且海上风电电量较为稳定，建议给予海上风电不限电的政策，并由电网公司提供长期全额的购电合同。

4.4 创新管理和发展模式以提高综合效益

(1)加快深远海海域管理机制研究。推动深远海海上风电项目用海管理、项目核准、通航论证、军事影响审批等管理机制研究，为深远海海上风电项目发展提供政策保障。

(2)研究出台海上毗邻区、专属经济区风电等发展政策，为企业提前谋划发展布局提供有利条件。

(3)尝试“海上风电+”新业态。因地制宜尝试风电和养殖业结合的海洋牧场，风电和氢能等结合的能源岛等跨界融合新业态，利用海上风机的稳固性，将牧场平台、休闲垂钓、海上救助平台、智能化网箱、贝类筏架、海珍品礁、集鱼礁、产卵礁等与风机基础融合。新模式可拉长产业链，实现产业多元化拓展，同时实现对海上资源开发利用和环境保护的统一管理规划。