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全球能源危机下,我国海上风电的平价发展之路

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【摘要】:
2021年9月份以来,全球能源市场遭遇了一场罕见的价格飞涨,天然气、煤炭、石油价格进入快速上升通道。IPE天然气、动力煤价格突破200美元/吨;石油价格突破80美元/桶,创下近两年来新高。

全球能源危机下,我国海上风电的平价发展之路

 

2021年9月份以来,全球能源市场遭遇了一场罕见的价格飞涨,天然气、煤炭、石油价格进入快速上升通道。IPE天然气、动力煤价格突破200美元/吨;石油价格突破80美元/桶,创下近两年来新高。

 

而这些基础能源产品价格的暴涨,也直接导致了电力价格飞速攀升。有数据表明,截至9月份,英国电价较2020年同期已暴涨7倍,德国电价也较同期上涨了6倍。

 

国内方面,随着煤炭价格的飞涨以及能耗双控等措施的落实,东北地区及中部、东部地区,先后有广东、江苏、浙江、福建、山东等多个省份发布了限电政策,有地区甚至无奈对居民用电进行了部分拉闸限制。

 

纵观全球五次能源危机,传统能源价格的易操控性及其带来的广泛影响,都警示中国要重视能源安全问题。在碳达峰、碳中和的“3060”目标下,新能源产业正在经历发展的黄金期。截至2020年底,我国光伏发电装机容量25343万千瓦,风电装机达到28153万千瓦,风光合计占我国总装机容量的约24%,发电量占比约为9.5%左右。

 

由于我国陆上风光资源多集中于西部、北部等地区,加之其资源禀赋的特点,很难真正意义上解决东部沿海地区的用电问题。随着欧洲地区海上风电技术的日趋成熟,以及海上风电优越性的逐步显现,我国也开始逐步加码海上风电建设,着力解决东部用电难问题。

 

一、我国海上风电资源状况及发展现状

 

我国海岸线长达1.8万公里,海上风能储量约为7.5亿千瓦,开发前景广阔。根据海上风能资源普查成果,5-50米水深、70米高度的海上风电可开发资源约5亿千瓦(水电约6.6亿千瓦)。与陆上相比,海上风速高15%-40%,年运行小时数达4000以上(2020年我国风电平均利用小时数仅为2097小时),能多发50%-70%的电能。

 

十三五期间我国海上风电发展提速明显,2015-2020年,年均增长速度达到60%,累计装机容量从2015年的1GW提升到2020年的10GW,并网装机容量达到9GW,超额完成十三五规划目标。

 

2021年以来,随着海上风电国补取消的截止日期临近,我国海上风电再次迎来一波抢装潮,截止2021年6月,我国海上风电新增装机2.14GW,同比增长101%,装机总量已经超过英国成为全球第一。

 

一方面是海上风电建设的如火如荼,另一方面,抢装潮的背后仍是海上风电尚未“断奶”的残酷现状,居高不下的成本和尚不成熟的技术与运营体系,正在制约着我国海上风电建设的健康发展。

 

二、我国海上风电的成本构成

 

海上风电的成本主要由建设和运维两部分组成,在度电成本的占比约为60%、40%,其中建设成本主要由风电机组、塔筒、基础施工、电缆等组成。我国主要海上风电建设地区的建设成本构成如下:

 

 

 

作为海上风电建设成本的主要构成,风电机组、电缆等费用占比超过50%,基础建设等根据海床条件不同也在20%左右,综合造价在14000元以上。(国信证券2020年7月研报数据)。

 

欧洲国家海上风电起步早,发展成熟。近几年随着相关产业的快速发展和技术的不断进步,其单千瓦平均造价由2016年的约28000元下降至2019年的约18000元,降幅超过35%。度电成本的下降使得过去五年欧洲海上风电的上网电价下降明显。英国海上风电的招标电价已经下降至0.35元/千瓦,德国也已经实现零补贴。

 

同期,根据彭博新能源财经数据,2019年我国海上风电项目平均度电成本约为0.614元/千瓦时,距离同期火电标杆电价0.358-0.444元/千瓦时还有较大差距。要摆脱补贴,实现海上风电的平价上网,中国需要从建造和运维等多个角度来努力。

 

三、海上风电平价路径

 

01、降低设备成本

 

随着2021年国补退出日期临近,海上风电抢装潮进一步提升了海上风电相关产业的发展,倒逼设备厂家降价。近日,浙江680MW海风项目开标,其中中广核象山开标均价4440元/kW,华润苍南开标均价4562元/kW(含塔筒),较2020年的采购均价7000元/kW降幅约达40-50%。按照此价格估算总体造价将降为12000元/千瓦左右,若按此估算价格,则基本可以实现平价上网。

 

02、技术革新,降低远海海上风电建设成本

 

欧洲作为海上风电技术最为成熟的地区,近些年正在大力发展浮动式海上风电技术,进一步解决深海、远海区域的海上风电问题,释放巨量的海上风能储量。

 

推广浮动风电涡轮将同时降低目前传统固定式风电的安装、运营和报废的成本和风险。因为涡轮将被安装在浮体结构上,海平面以下的操作会很少,安装和后期维护的风险会大大降低。大部分的报废工作将会在陆地上进行,降低了成本、风险和对环境的影响。相信随着技术的积累,浮动式海上风电技术将会成为解决海上风电成本过高的一个有效途径。

 

在2021年7月13日,我国首台抗台风型漂浮式风电机组已经在广东阳江海域成功安装。该风电机组的成功安装,标志着我国漂浮式海上风机安装取得零的突破,为未来深远海风电规模化开发奠定了良好基础。

 

03、利用数字技术,提高运维效率,降低运维成本

 

对于海上风电来说,后期运营维护费用占到成本的一半以上,远远超过机组设备成本。降低运维成本是降低海上风电成本的关键。由于海上风电设备远离陆地,运转、损耗等运维风险成为最大挑战。

 

由于我国在海上风电的发展时间尚短,在技术的积累,特别是运维方面的经验与英、德等欧洲国家相比还有很大差距。在去补贴和降本的压力下,海上风电必须尽快实现从从被动式运维到主动预防式运维的转变。这就需要积极学习先进经验,利用数字化和远程运维技术,将风电运维与大数据、云计算、边缘计算、机器学习等新技术更深度地融合,搭建智能化风电的基础设施,真正驱动行业降本增效。

 

这方面行业也在积极研发、试验。10月12日,国家电投江苏滨海南H3海上风电项目首台风机顺利并网,这标志着国内首个数字化、智慧化海上风力发电场已进入投运阶段。这也为我国海上风电运维的智能化之路迈出了坚实的一步。

 

04、提高单机发电量

 

在成本一定的情况下,提高发电量也会有效的降低单位成本。从这个角度入手,可以通过安装更大功率机组以及提高有效发电时长来改善。

 

安装更大功率机组正在成为海上风电发展的趋势,2020年欧洲新装机组平均功率已经达到了8.2MW,而2014年平均功率仅为4MW左右。


作为对比,2019年我国新装机组平均功率仅为4.2MW。但近年来我国新增装机机组的平均功率正在逐步提高,且未来随着我国风电设备技术快速发展,功率的提升仍将继续。2020年我国首台10MW海上风电机组实现并网;2021年10月,北京风能展上,东方电气发布了13MW海上风力发电机组。

 

大功率海上风电机组的投入应用可大幅降低基础、征海、安装、海缆及后期运维成本,促进海上风电度电成本降低,有利于减少风电场用海面积,提高海洋利用率。

 

提高有效发电时长主要通过提高运维效率进一步提高容量系数(实际发电量与额定发电量的比值)来实现。德国等欧洲国家海上风电容量系数均在35%以上,德国、丹麦甚至达到45%以上,而同期我国只有约30%左右,还有巨大的提升空间。

 

四、结语

 

10月22日,习近平总书记在山东东营考察时,提出要确保电力供应稳定,强调能源饭碗必须端在自己手里。在当下全球愈演愈烈的这场能源危机下,习总书记的讲话无疑对下一步我国能源产业发展提出了更高要求。

 

作为对传统能源结构的有效补充,实现碳达峰、碳中和的有效举措,风光发电,特别是海上风电,对缓解我国东南沿海地区的用电紧张局面有着十分重要的战略意义。实现平价上网也是海上风电产业能够健康发展的必由之路。