中国海上风电发展趋势分析

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前言 中国& ldquo“十二五”规划；只有将海上风电纳入能源发展目标后，海上风电系统才能逐步完善。2017年，中国海上风电累计装机容量达到2.79千兆瓦，占全球海上风电累计装机容量的14.8%，正在赶上欧洲。 一是资源储量丰富，开发规划逐步明确。 1.国内海上风电资源丰富 国内海上风能资源相对丰富，海岸线长1.8万公里。在离岸水深5-50米范围内，100米高度的风力密度可达300瓦/平方米以上，满足要求的潜在开发量约为5亿千瓦。从区域分布来看，台湾海峡是风能资源最丰富的地区。风力密度在6级以上，国内近海风力密度基本在4级以上，接近陆地上三个北部地区风力密度最高的区域。 2.政策和项目规划逐渐清晰，安装规模正在加快。 中国最早的海上风力发电项目是2008年国家发改委批准的上海东海大桥一期工程的102兆瓦。并网发电于2010年7月完成。由34台华瑞3MW风力发电机组组成，总投资23.7亿元。自2010年以来，中国逐步出台并不断完善海上风电专项政策，明确海上风电的审批和发展流程。 《2012年风力发电发展第十二个五年计划》设定了到2015年海上风力发电生产和运营规划的目标为5GW。截至2015年底，国内海上风电累计装机容量为1.02千兆瓦，实际装机容量低于预期。主要原因是项目开发成本较高，不确定性较大，各部门之间的协调难度大于陆上风电。因此，开发商更愿意先开发陆上项目。尽管海上风电的早期发展低于预期，但海上风电装机自2014年以来大幅增长，新装机年增长率保持在50%以上，并呈现加速增长趋势，2017年新装机容量达到1.16千兆瓦。 自2014年以来，海上风力发电装置大幅增加，主要是由于以下因素: 首先，海上风力发电的基准电价于2014年6月出台。2017年前投产的海上风电项目的基准电价为0.85元/千瓦时，潮间带项目的基准电价为0.75元/千瓦时。基准电价可以首先促进高质量资源的开发，并使开发商更容易评估投资回报。国家发改委2016年12月发布的《电价调整通知》明确表示，海上风电的基准电价将保持不变，而陆上风电的基准电价自2014年以来已经下调了三次。随着项目开发前期后初始投资成本的降低和经验技术的积累，海上风电投资回报率逐渐提高，开发速度加快。 二是2014年12月，国家能源局发布了《全国海上风电发展建设规划(2014-2016)》，将风能资源、项目前期工作和电价政策相结合，确定了44个项目总装机容量1053万千瓦，为海上风电发展做了充分准备。2015年9月，能源局发布了海上风电项目进展报告，提出要高度重视海上风电发展。截至2015年7月底，海上风电开发建设规划中的两个装机容量为6.1万千瓦的项目已经完成并投入运行，9个装机容量为170.2万千瓦的在建项目获得批准，6个装机容量为154万千瓦的项目获得批准，其余项目正在进行前期工作。 在2014-2016年风电建设规划公布的10.5千兆瓦项目中，江苏省规划项目达到3.5千兆瓦，福建省为2.1千兆瓦，广东省为1.7千兆瓦。在风能资源方面，福建省平均风力密度最高，发展潜力巨大。然而，由于海底地形、台风、军事等因素的影响，开发难度大，需要更高的技术和成本控制。江苏省风力资源相对较好，发展难度相对较小，台风影响相对较小。初始投资成本具有一定的优势，因此处于开发初期成本效益最高的区域。因此，在海上风电的总体规划和早期发展中，江苏省处于全国前列。截至2015年7月，江苏省已取得进展的项目规模远远领先于其他项目，其中已建成61兆瓦，已批准在建165兆瓦，已批准建设600兆瓦。由于开发建设计划原则上需要在2年内审批，否则需要重新申报并纳入开发建设计划，海上风电开发建设计划中的项目已于2016年底达到审批高峰，审批项目的增加为海上风电的加速发展带来了充足的储备。 3、接近电力负荷时，各省有较高的发展热情 “十三五”风电规划提出重点推进江苏、浙江、福建、广东等省海上风电建设，积极推进天津、河北、上海、海南等省海上风电建设。到2020年，全国海上风电建设规模将达到10GW，累计并网容量将达到5GW。其中，江苏、浙江、福建、广东四大省海上风电建设已达到1GW以上的建设规模，四省建设规模占全国目标的85%，累计并网规模占全国目标的90%。 2017年1月，国家能源局、国家海洋局发布《海上风电开发建设管理办法》，明确国家能源局不再制定统一的全国海上风电开发建设规划，海上风电审批权限下放至各省。各省将制定和管理海域海上风力发电发展计划，实施并网计划，并在市场被淘汰后予以批准。因此，各省的规划布局是海上风电发展的重要依据。在沿海省份的“十三五”规划中，海上风电受到了高度重视。其中，江苏、广东、福建三省已确定到2020年海上风电并网总量目标为75亿瓦，比“十三五”规划高出50%。截至2017年6月底，海上风电并网累计装机容量为2.7兆瓦，主要集中在上海300兆瓦、江苏2.25兆瓦和福建140兆瓦。根据省级规划和目前的并网规模计算，到2020年底，中国至少将有50亿瓦的新海上风电项目并网。 从发展海上风电的动力来看，沿海省份非常重视海上风电。我国北方三地区风能资源丰富，但远离电力负荷中心，当地吸收能力不足，需要长距离传输。如何解决吸收能力问题一直是北方三大地区风电发展中的一个难题。然而，海上风电的开发区域主要位于东部沿海地区，与电力负荷中心相匹配。东部沿海地区的五个省都是净电力输入省，有必要在该省建立电力供应。在严格控制新建火力发电厂的情况下，建设可再生能源的热情相对较高。 2018年7月，能源局确认将在年内引入可再生能源配额制度，同时引入绿卡交易系统。根据2018年3月发布的配额制度的前一份草案，东部五个省的非水可再生能源发电能力与配额指数之间的差距相对较大。根据能源局可再生能源和电力发展监测评估报告，考虑到当地生产、当地利用和外部供电对可再生能源的吸收，东部五省与可再生能源开发利用目标指导体系提出的吸收目标也存在一定差距。除了使用外省可再生能源和购买绿色证书外，加快省内可再生能源的安装也是提高省内可再生能源消费比重的重要途径，这也将成为东部省份增加可再生能源安装的动力。 第二，投资的吸引力增加了，趋势是增加风扇的尺寸。 1.加快国内项目的审批和启动 近几年海上风电发展缓慢的主要原因是初期投资成本过高，缺乏开发经验导致建设周期长、建设难度大，降低了企业的开发意愿。在初始投资成本较低、开发经验逐渐成熟的背景下，海上风电的投资吸引力正在逐步提高，特别是对于大型发电集团来说，开发海上风电的热情相对较高。大型发电集团面临配额制度评估，需要增加清洁能源的安装比例。海上风电项目装机容量和发电能力大，所需的资金实力和技术壁垒使其进入壁垒相对较高。因此，它们更适合大型发电集团发展。 从中国最大的风力发电运营商龙源电力的布局可以看出，其在江苏省的发展重点已经逐渐从陆上转移到海上。到2017年底，龙源将在江苏省连接980兆瓦的海上风力发电。2018年，龙源的大丰200兆瓦和江苏省的蒋莎湾300兆瓦有望完全并网。福建第一批200兆瓦的日南岛项目也将接入电网。 截至2017年6月，纳入电网的国内海上风电2.7兆瓦中，有2.25兆瓦位于江苏地区，包括632兆瓦潮间带项目。2011-2015年期间，海上风力发电设施主要位于潮间带。潮间带的开发成本和利用时间介于陆上风力发电和海上风力发电之间。当早期技术不成熟时，企业会选择开发难度较小的更多潮间带。潮间带电价为0.75元/千瓦时，低于近海地区的0.85元/千瓦时，利用小时数也低于近海地区。此外，潮间带占据了潮间带的大量海洋经济资源。随着技术的成熟，开发成本逐渐降低，海上风电开发的经济性不断提高。自2016年以来，所有新的海上风力发电设施都是海上项目。 在2015年7月发布的《海上风电开发建设规划(2014-2016)》项目统计中，江苏省已取得进展的项目包括:已完成61兆瓦，已批准在建165兆瓦，已批准在建600兆瓦，福建省仅批准在建1个50兆瓦项目，广东省所有项目均处于前期工作阶段。然而，随着建设条件的成熟，这些地区的项目进展迅速。 自2017年以来，海上风力发电的审批和建设持续加快。2017年，获批的海上风电项目有16个，规模为45亿瓦。广东、福建和浙江的发展进程相对江苏而言较为缓慢，但它们已经迎头赶上。批准的项目数量显著增加。广东省和福建省在开工项目数量上也处于领先地位，2017年大部分获批项目已于当年开工。这表明海上风力发电建设已经成熟，投资回报率已经足够吸引人。海上建设和并网的气候条件差、海底条件复杂等不利因素已逐步克服。 海上风力发电将在2018年保持快速审批。广东上半年已批准600兆瓦，其中三峡300兆瓦，广东电力300兆瓦。此外，中国电力总投资900兆瓦的三个项目预计将在近期获得批准。山东上半年批准三峡装机容量300兆瓦；今年上半年，福建批准了402兆瓦的三峡工程。目前，2018年新批准的项目总数已达到130万千瓦，随着今年广东、福建等地区增加高审批可能性的项目，预计2018年新批准的项目至少将达到250万千瓦以上。江苏海上风电发展稳定。广东和福建发展潜力巨大。广东和福建有望成为未来2-3年海上风电装机增长最快的省份。 2.福建海上风电建设加快，配套项目不断落地 以福建为例，自2016年以来，福建海上风电审批速度加快，单项工程建设规模基本达到200兆瓦以上。自2015年底以来，福建已经批准了2.4千兆瓦的项目。2018年7月，福建省发展和改革委员会发布了《关于2018年福建建设海洋强省重大项目实施方案的通知》，其中包括18个风电项目，总投资358亿元，也体现了福建省政府对海上风电的高度重视。 除了加快海上风电场的布局，福建海上风电配套项目也在不断落地。海上风电设备重量大、体积大，不适合长途运输，运输成本高。通过在当地建立海上风电配套项目，可以有效地将风能资源禀赋和海上风电产业结合起来，构建完整的海上风电产业链，降低安装和运营成本，提高海上风电投资回报率。 2015年6月，三峡集团与福建省人民政府、福州市人民政府、富能集团和金丰科技在福州签署了合作框架协议。在海上风电项目方面，三峡和福建能源集团共同出资成立海峡发电公司，承担福清兴化湾、莆田平海湾、长乐外海、漳州刘骜等海上风电项目的开发建设，总储量约5GW。在海上风电设备方面，三峡在福州建成了福建海上风电设备产业园，主要包括三个风力发电机组、一个叶片组、一个钢结构组和两个配套设备组，海上风电设备年产量为1.5-1.8千瓦。目前，已与金丰科技、江苏中车、Xi安风电签订了准入协议。它还与通用电气和LM签署了入盟合作意向协议。该工厂将于2018年陆续完工。 在三峡控股开发的兴化湾一期工程中，共有14台国内外大功率风力发电机作为原型试验风电场进行了分布，总装机容量为77.4兆瓦，其中包括来自各风力发电机企业的5兆瓦以上的风力发电机。目前，该项目已接入电网。5MW以上样机的并网运行数据对提高国内海上风电机组的功率起着重要作用，有助于加快大型海上风电机组的速度。 上海电气已经在莆田建立了组装基地，预计将实现150台6MW风机的组装能力。预计到2018年完成项目验收。海上风电项目的加速审批和海上风电配套项目的不断落地，表明了福建对海上风电的支持。在海上风电装机成本下降的背景下，福建作为中国海上风电资源最好的地区，海上风电项目建设将会加快。 3.该项目的回报率已经很有吸引力，成本已经下降了0+ 目前，江苏海上风电初始投资约为13-14元/w，利用小时约为2400-2500小时。项目产量完全满足开发要求。福建和广东地区海上风电的初始投资约为18-20元/瓦，但在风况好的地区，利用小时数可达3500小时以上，在成本控制好的情况下，可获得较高的项目收益。基于富能股份有限公司正在建设的莆田陆上风电和海上风电项目，以及海上风电相对保守的利用小时数，福建海上风电投资回报率也足以满足发展要求。在莆田土地上逆风资源较好的地区，利用小时可达3500小时以上。莆田平海湾附近石塘的48MW陆上风电场项目，2017年将有3850小时的利用，毛利率为77.92%。因此，平海湾F区项目的利用小时数预计将超过利润计算的3251小时。根据3500小时的计算，项目全部投资的内部收益率预计将达到10%以上。 随着行业的成熟，海上风力发电的成本已经下降了0+。主要从两个方面考虑，一是初始投资成本，二是运行维护成本。初始投资成本的降低可分为设备成本的降低和施工成本的降低。平海湾F区海上风电场总投资36.84亿元，单位投资成本18.42元/瓦；莆田潘寨陆上风电场总投资为7.08亿元，单位投资为8.33元/瓦，但初始投资构成有较大差异。平海湾F区初期投资中，设备比例约为50%，其中风机占44%，风塔占3%，而盘寨项目初期投资中，设备比例接近70%，其中风机占55%，风塔占7%。 海上风机和陆上风机的价格有很大差异。功率为2-2.5兆瓦的国内陆上风机投标价格已降至约3500元/千瓦，功率为5兆瓦或以上的海上风机投标价格约为7000-8000元/千瓦。目前，国内5MW及以上风机企业的投标价格主要处于样品和试运行阶段。随着国内企业对海上风机的产业化，5MW及以上海上风机的投标价格有望逐步下降。 在海上风电的初期投资中，工程成本远远高于陆上风电。平海湾F区36.8亿元的初始投资中，项目总成本为11.3亿元，占31%，潘寨陆上项目占20%。海上工程成本的高比例是由于海上基础的建造和吊装。在中国，大容量海上风电建设和吊装船舶相对较少，尤其是在海上作业条件复杂的福建和广东地区。目前，只有中国交通监管委员会、龙源振华、中国铁路抚顺等公司的起重船舶有能力在南部海域进行海上吊装。随着海上风电建设速度的加快，对起重船的需求也大大增加。自2017年以来，CRFC已经完成了两艘大型起重船的交付。2018年5月，世界上最大的风力发电建设平台振华三号也交付使用。随着大型起重船舶的交付，海上施工能力的短缺将得到缓解。《海上风电开发建设管理办法》明确鼓励海上风电项目持续开发建设。持续开发有助于降低单位建设成本，加快建设周期。在后续的运行和维护中，持续开发还可以降低运行和维护成本，海上风电的运行和维护成本明显高于陆上风电。 欧洲单个海上风力发电项目的平均建设规模从2007年的79.6兆瓦增加到2017年的493兆瓦。目前，英国在世界上最大的一个“犀牛角一号”项目已经开工建设，装机容量为1.2千兆瓦，预计将于2020年并网。在欧洲海上风电的发展过程中，单个海上风电项目规模扩大的趋势已经得到了清晰的展示。目前，中国最大的海上风电并网单机项目是华能如东300米项目，批准的最大单机项目是华能嘉兴2号402兆瓦项目和三峡漳浦刘骜402兆瓦项目。与欧洲单体项目规模相比，仍有0+的大幅增长。随着海上风电场的扩大和风力涡轮机功率的增加，英国海上风力发电的建设速度大大提高。0-100兆瓦风电场平均每天吊装0.17兆瓦，100-300兆瓦风电场平均每天吊装0.36兆瓦，300兆瓦以上风电场平均每天吊装0.62兆瓦。 4.海上风力涡轮机行业具有高集中度。更大的规模有助于降低成本。 海上风力涡轮机比陆上风力涡轮机具有更高的使用寿命和耐用性要求。它们位于恶劣的环境中，需要耐腐蚀和防盐雾。因此，对产品研发和设计的要求远远高于陆上风力涡轮机。运营商在选择海上风力发电机时更注重产品的品牌和质量。价格不是最重要的考虑因素。只有研发实力雄厚的龙头企业才能在海上风电市场获得领先优势，海上风电产业集中度远高于陆上。 截至2017年底，4MW机组是中国最主要的海上风力发电机组，累计装机容量为1.53GW，占海上总装机容量的54.8%。5MW机组的市场份额正在逐步增加。目前累计装机容量为200兆瓦，占海上总装机容量的7.2%。6MW风机仍是原型，尚未达到批量吊装。2017年欧洲新安装的海上风力涡轮机的平均功率已经达到5.9兆瓦。目前，海上风力涡轮机的领导者西门子海上风力涡轮机的订单非常充足。2018年第三季度，风力涡轮机的总订单量达到33亿欧元，同比增长135%，主要是因为与英国的HornseaTwo项目签订了165台8MW风力涡轮机的订单。单机项目的扩大和风力发电机单机功率的不断增加是海上风电发展和降低用电成本的趋势。 国内企业也在积极销售大功率风扇。作为国内海上风机的绝对领导者，上海电气继续引进西门子大功率海上风机。2018年，上海电气引进了西门子8MW-167海上风机，并将国内海上风机引入8MW时代。其他企业也在推动大功率风扇的研发。预计国内海上风机将在2-3年内从目前的4MW主导地位发展到5-6MW主导地位。 从技术路线来看，永磁风力发电机在国内海上风力发电机中占据上风，主要是因为海上风力发电机运行维护成本较高，而永磁风力发电机具有较高的稳定性，可以有效降低运行维护成本。双馈风力发电机需要定期检修齿轮箱和更换润滑油，海上运行的成本远高于陆上风力发电。 大功率风机的初始成本高于小功率风机，单台机组的吊装难度和吊装成本也较高。然而，在单个风电场扩建的趋势下，使用大功率风机可以提高施工效率，减少风机基础和施工安装工作量，降低整体工程成本。随着大吨位、高精度吊装船的相继下水，大功率风机吊装难的问题也在不断得到解决。在风电场整体规模确定的情况下，使用大功率风机减少风机总数在后续运行维护成本方面具有一定优势。 第三，发展壁垒高，竞争格局稳定 与陆上风电相比，海上风电运营商更加集中，大型中央企业占运营商的绝大部分，地方能源集团利用地方资源占据小部分份额，海上风电运营商几乎没有民营企业。海上风电高度集中的主要原因是开发技术壁垒高，项目开发风险和后续运营维护成本远高于陆上风电。单个项目初期投资高，建设周期长。大多数海上风力发电项目从前期工作到完成并网至少需要3年时间。各部门之间的协调更加复杂。除了正常风力发电项目所需的土地和环境保护审批外，海上风力发电还需要海洋、海事、军事等部门的管理和审批。能源局的文件中也多次提到，要积极开展各部门之间的协调和沟通。因此，总体而言，具有技术优势、金融优势和资源优势的大型中央企业在海上风电发展中占据绝对优势。随着海上风电技术的逐步成熟，具有本地资源优势的地方能源集团也逐渐加快了海上风电的发展步伐。福建富能、广东粤电等地方能源集团加快了海上风电的审批和建设步伐。 2018年5月，国家能源局发布了2018年风电建设管理的相关要求，建议对尚未发布2018年风电建设计划的新的集中式陆上风电项目和海上风电项目全部进行分配，并通过竞争确定上网电价。已发布2018年风电建设规划的省(自治区、直辖市)和已确定投资主体的海上风电项目可在2018年继续推进原规划。从2019年起，各省新批准的陆上和海上集中风力发电项目将进行分配，上网电价将通过竞争确定。 对于已经确定投资主体的海上风电项目，目前的电价只能在2018年批准后享受。为了享受目前较高的固定电价，有望加快条件较为成熟的海上项目的审批速度，并在未来几年为新增海上风电设施预留足够的储备。随着海上风电技术的成熟和成本的降低，2018年底前获批的海上风电项目有可能获得超额利润。 欧洲的竞价机制在促进网上海上风电平价方面发挥了巨大作用。预计国内招标政策的推广也将加速海上风电成本的下降。国内海上风电的竞争格局相对稳定。主要参与者是大型国有企业和地方国有企业。项目的发展反映了综合实力的竞争多于价格的竞争。在开发成本和风险高于土地的情况下，预计主要参与者仍将是国有企业，项目能够保持稳定的收益率。

来源：罗马观察报