行业资讯▏海上风电行业发展令人惊叹，电价水平将进一步降低
组稿/溪流
海上风能正逐渐向世界主流能源迈进，2017年全球海上风电在装机规模、成本降低、技术进步及市场范围扩大等方面均取得瞩目成绩。据全球风能理事会(GWEC)“2017全球风电报告”数据，2017年，全球9大海上风电市场装机容量历史性地增长了4,334MW，相比于2016年增长了95%。全球海上风电累计装机容量达18,814MW，较2016年增长30%。
图片来源：REN21，GSR2018
欧洲继续保持全球最大海上风电市场地位，全球近84%(15,780MW)的海上风电设施位于11个欧洲国家的近海水域。其中，英国是目前全球最大的海上风电市场国，累计装机容量6,836MW，占全球装机容量的36.3%;其次是德国，以5,355MW累计装机量位居全球第二。中国海上风电2017年新增装机1,164MW，累计装机达2,788MW，位列世界第三。其他市场包括越南、芬兰、日本、韩国、美国、爱尔兰、中国台湾、西班牙、挪威和法国，规划试点项目或大规模开发商业规模海上风电场的国家数量正在迅速增长。截止2017年底，海上风电产业已经开始从欧洲扩展到北美、东亚、印度和其他地区。
欧洲海上风电保持霸主地位
欧洲海上风电行业在2017年创下了新增装机3,148MW的纪录，达到2016年新增装机量的两倍。2017年共有14个项目上线，包括欧洲第一个漂浮式海上风电场(苏格兰Hywind)。在接下来的一年，将有6个海上风电项目在最终投资决议(FID)下完成安装。新投资总额75亿欧元，可覆盖2.5GW容量。
据GWEC年度报告，2017年欧洲投产的海上风电总装机容量中，有一半以上(53%)来自英国。德国为第二大市场，拥有欧洲总容量的40%;比利时占总份额的5%;芬兰启用了首个海上风电场。2017年欧洲新增装机容量前五位国家信息如下图：
累计装机容量方面，欧洲海上风电装机前五位的国家和装机量分别是：英国(6,836MW)、德国(5,335MW)、丹麦(1,271MW)、荷兰(1,188MW)以及比利时(877MW)，前五位国家合计占欧洲并网海上风电项目装机量的98%。
风机供应商呈现较高集中度。Siemens Gamesa作为欧洲领先的海上风机供应商，占总装机容量的64%，其全球海上风机市场份额虽由2016年的67.8%下降到43%，但仍占据主导地位。MHI Vestas紧随其后，市场占有额为18%，之后为Sevion(8%)和Adwen(6%)。前4家公司合计占风机装机总数的96%。
中国海上风电终于起飞
在欧洲海上风电行业取得巨大成功的同时，值得注意的是，中国的海上风电产业终于开始腾飞。2017年中国海上风电新增装机容量为1,164MW，累计总装机容量达到2,788MW，排名全球第三，仅次于英国和德国。
2017年中国新增容量分布在18个海上风电场。其中，江苏新增海上风电场9个，总计装机容量968MW，是中国海上风电的重点开发省份；福建省以65MW新增容量位居第二，其余项目分布与广东、浙江和河北省。
中国海上风机制造商主要为上海电气、金风、远景和中船重工，其市场份额占比分别为50%、18%、17%和9%。开发商主要集中于原五大电力集团和三峡集团。
政策方面，中国在海上风电规划建设和价格机制方面出台了多项政策，其中2009年能源局印发《海上风电场工程规划工作大纲》，为海上风电发展打下基础；2014年发改委下发《关于海上风电上网电价政策的通知》，规定2017年前投运的潮间带海上风电项目上网电价0.75元/千瓦时(含税)；近海项目上网电价0.85元/千瓦时(含税)。随着产业的发展，为促进风电产业高质量发展、降低度电补贴强度，国家能源局于2018年5月下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，自2019年起，新增核准陆上及海上风电项目将全部通过竞争方式配置和确定上网电价。
全球海上风电开发预测
按照GWEC年度报告分析，无论是技术上还是商业上，海上风电在欧洲都已经成熟。对个人、投资机构以及银行来说，海上风电都是一个诱人的投资机会。其成本已经明显下降，预计在21世纪20年代初，包括并网在内的LCOD将低于€70/MWh。这使人们对世界各地海上风电部署更加有信心。
据预测，到2030年，全球海上风电总装机容量将达到120GW，在此之前，每年的装机容量都将超过10GW。得益于建设能力强和成本低的优势，欧洲将是主要的增长地区。此外，中国和美国也将做出较大贡献。
到2030年，许多新安装的海上风电场LCOD将低于€60/MWh，这可能大大低于许多电网的平均上网电价，从而推动了海上风电的进一步发展，并向目前未知的水域延伸。
与其抱怨竞价，不如换种活法
与此同时，随着技术进步带来的成本下降和政策机制设置的完善，海上风电价格下降成为趋势。2017年，德国海上风电项目实行了首个“零补贴”投标项目，此风电场最早将于2024年投产运营；荷兰开展了“零补贴”招标项目，中标项目将执行不高于零售价格的电价。按照GWEC预测，由于行业日趋成熟、技术和管理改进、投资者信心增强，以及新一代具备大扫风面积和大发电量的风机类型的引进和部署，未来5年左右完成的海上风电项目电价将是过去5年的一半；并且这一趋势很可能会继续持续下去。
从2008年，我国第一个海上风电项目——东海大桥风电场开始施工算起，我国海上风电恰好走过十年历程。现行的海上风电标杆电价始于2014年国家发改委发布的一纸通知，2014年6月，国家发改委出台海上风电电价政策规定，对非招标的海上风电项目，潮间带按0.75元/KWh(含税)的电价执行，近海按0.85元/KWh(含税)的电价执行。
值得注意的是，海上风电标杆电价执行之初，欧洲大多数国家海上风电电价与我国电价相当甚至高于我国，但最近几年却下降迅速。欧洲有些竞标海上项目，电价已经降到0.4元/千瓦时左右。
据其预测，由于行业日趋成熟、技术和管理改进，以及新一代具备大扫风面积和大发电量的风机类型的引进和部署，未来5年，海上风电项目电价将降到过去5年的一半。
除了产业自身的纵向对比外，认为我国海上风电电价有下调空间同样来自于兄弟产业之间的横向对比。“5·31新政后，除了光伏扶贫项目外，光伏电价最高标准仅为0.7元，相比来说，海上风电的电价是最高的。”有行业分析人士表示。在业内看来，“竞价”政策的实施，意味着海上风电产业步入了一个分水岭。
标杆电价是否偏高
海上风电实施“竞价”是基于目前的电价水平偏高且具备进一步降本空间的判断。那么，当前0.75元～085元/MWh的电价水平是否偏高，业内观点不一，众说纷纭。不过，可以肯定的是，降成本的空间值得挖掘。
业内人士曾算过一笔账：按照0.85元/KWh的电价测算，一个100MW的近海风电场，等效小时数为2600小时，投资为13000元/KWh，贷款期限15年、利率按6%计算，财务内部收益率接近10%，发1度电的成本约为0.57元。而自去年国内海上风电加速以来，这一成本或许还在下降。
相比欧洲的海上项目，国内海上风电电价的确偏高。不过，在专家看来，欧洲海上风电项目电价能够比较低，是有其特定条件的。“欧洲风资源比较好，包括前期的测风等工作都是政府承担，产业配套比较成熟，融资成本也比较低。这和中国的情况完全不一样。”
对此，上海电气风电集团副总裁缪骏对此表示认同。“电价水平与风资源条件、利用小时数密切相关，比如福建台湾海峡，发电小时数可以达到4000小时，而江苏沿海达到3000小时都困难，不可能用江苏的项目对标福建的电价。抛开风资源单纯谈电价就没有基准了。”因此，在业内看来，同样不能拿中国的海上风资源条件去对标欧洲的电价和下降幅度。国内海上风电要做的是，基于我国的资源条件，挖掘自身的降成本空间。
当然，压力也可能转化为动力，“竞价”不仅是风电内部的竞争，也是风电和传统能源之间的竞争，这恰恰会给风电行业带来巨大的推动力。
产业如何应对
上海电气风电集团副总裁缪骏表示：竞价上网政策既然出台了，我们就要坦然面对，虽然竞价，但大家不会为了中标而进行无序竞争，最终比拼的是产品技术和控制成本的能力水平。目前，在海上风电项目的成本结构中，机组占整个项目成本的35%左右，塔架基础和安装成本分别占25%和10%左右，其他（含升压站、海缆、陆上集控中心、项目管理等）占30%左右。
在缪骏看来，目前整机商控制成本最有效的两个手段是：直接控制原材料成本和从解决方案角度进行成本控制。从原材料角度讲，海上风电机组大型化后，叶片、轴承、电阻等元器件并没有真正实现国产化。如果这些技术实现国产化，会有30%的降本空间。
我国海上风电仍然处于发展的初期，勘测设计、建设管理和运行维护等各个方面都还不成熟。除了风资源条件外，对电价影响比较大的是建设成本。从目前的产业链状况来看，还有一个最大的产业没有释放出它的能力，这就是海洋工程产业。
金风科技副总工程师兼海上业务单元副总经理赵祥认为：首先，行业集中度要提高，每年海上风电开发量本身就有限，如果有几十家企业去做，整个行业成本就很高。其次，主机厂家要和开发商深度捆绑在一起，集中技术资源去实施开发。
长江三峡集团福建能源投资有限公司执行董事孙强则表示，从开发商的角度而言，降低海上风电成本需要实现资源高效开发利用。三峡集团坚持海上风电集中连片规模化开发的理念，正是有利于推进集约用海和施工建设，有利于实现管理的科学化规范化和统一化，充分发挥规模优势，从而有利于最终实现海上风电成本的下降。
■文章依据可再生能源专委会CREIA和中国能源报相关内容综合
相关阅读推荐
公众号
溪流之海洋人生
微信号▏xiliu92899
用专业精神创造价值
用人文关怀引发共鸣
您的关注就是我们前行的动力
投稿邮箱▏452218808@qq.com