海上风电相关问题分析

文 | 曹巍

海上风电相关问题分析

文 | 曹巍

国内外发展概况

一、国外海上风电发展情况

目前，欧洲海上风电发展在全球是一枝独秀，在全球装机容量最多的8个国家中，欧洲占据6席。截至2015年底，欧洲海上风电场累计装机容量1102.7万千瓦，占全球海上风电装机容量的90.7%。其中，英国是海上风电装机容量最大国家，累计装机容量占全球累计装机的42%，德国是2015年新增装机容量最快的国家，占据了当年海上风电新增装机容量的67%。

通过对近几年国外主要海上风电项目的综合分析，发现国外海上风电有如下的发展趋势：

（一）海上风电项目离岸距离越来越远

自2009年以来，很多项目已经安装在离岸20英里以上的水域。随着德国海上风电项目的快速发展，2015年其海上风电项目的平均离岸距离达到了33英里。2015年欧洲海上风电场平均水深达到27.2米，距离岸边的平均距离达到27英里。

（二）海上风电项目单位投资逐渐增加

随着海上风电场向更深的海域布局建设，将面临复杂程度不断提高的深海地质条件，从而造成基础施工、送出线路、运输安装等成本不断上涨，从欧洲的经验来看，海上风电项目单位千瓦投资呈现一个逐渐增加的趋势。

表1 全球主要国家历年海上风电装机情况

（三）海上风电机组风轮直径和单机容量不断增大

(四)海上风电单一项目平均规模不断增大

伴随以上的发展趋势，全球海上风电单一项目正向更大装机容量方向发展。2008年欧洲海上风电场平均规模为6.22万千瓦，这一数值在2009年达到7.21万千瓦，而2010年－2015年全球海上风电场平均规模增长了一倍以上，由15.53万千瓦增长到33.79万千瓦。随着英国Dogger Bank地区数个装机容量达120万千瓦的海上风电项目获批，未来海上风电场的平均规模将进一步扩大。

（五）海上风电运维成本逐渐下降

随着风电设备设计、制造能力的提高，使得风电机组智能化水平、抵抗盐雾腐蚀及恶劣环境等的能力增强，可靠性及可利用率提高；风电机组供应链成熟度的逐渐增加、备品备件管理系统的进步，为风电场的持续稳定运行提供了条件；利用成熟的遥感技术，可对风电机组实行远程监控、在线实时诊断。上述因素的共同作用，极大地减少了运行维护资金和人力的投入，使得海上风电的运维成本及度电成本呈现了一定的下降趋势。

国内海上风电发展情况

截至2015年底，我国已建成海上风电项目累计装机容量101.8万千瓦，其中潮间带装机容量61.53万千瓦（60.4%）、近海装机容量40.27万千瓦（39.6%）。

目前我国海上风电项目主要为潮间带项目，且成规模的项目很少，仅有如东潮间带示范项目和上海东海大桥近海项目，其余均为实验风电场或各风电机组制造商安装的实验样机。具体如表3所示。

随着水库大坝的不断隆起，下游河道开始日渐干涸。一只只乌龟蜷缩在龟裂、僵硬的土地上艰难爬行、奄奄一息。忽然，一只野鹤翩跹而至，用细长的喙叼起一只乌龟向上游飞去，奋力飞跃大坝，将乌龟扔到水中。随后，更多的野鹤飞来，纷纷叼起乌龟，将它们叼到上游的水域中。乌龟得救了，在水中欢快地游动，野鹤们在水面上盘弋低旋，鸣叫声此起彼伏。一阵阵声情并茂的天簌交汇之后，群群野鹤才向南方飞去。这是一场动物之间的传奇盛举，它为我的家乡九台，播下了善良和爱的神奇。

整体上来讲，受困于上网电价偏低、成本高企、用海争议等因素，中国海上风电发展缓慢，2010年首批特许权招标100万千瓦海上风电项目目前仍处于搁浅状态。2014 年6月国家发改委出台海上风电标杆上网电价后，一定程度上推动了海上风电发展，但电价水平仍低于开发企业预期，与投资风险相比，缺乏吸引力，多数企业秉持“积极关注、谨慎实施”的态度。

为推动海上风电发展，国家能源局于2014年12月，发布《关于印发全国海上风电开发建设方案（2014-2016）的通知》，列入开发方案44个项目，总容量1053万千瓦。国家能源局开发方案通知中的44个项目，目前仅14个项目完成核准，其余项目均处于前期工作阶段，大多数项目仍未进行可行性研究工作。

海上风电建设主要影响因素主要有：

（一）风电机组选型

海上风电在机型选择上，并不是单机容量越大越好，应结合技术成熟度、价格水平及风电场风能资源特点等进行综合分析选择，使单位电度投资达到最优水平，以实现预期的经济效果。同时，海上风电机组进行机型选择时还需考虑一些特殊的要求，如机组需具有一定的抗台风、防盐雾、防潮、防腐、防雷暴等性能；受海上运行环境复杂，维修困难的影响，拟选风电机组在可靠性、易维护性等方面也要具有一定的保证。

海上风电项目风电机组选型主要根据安全等级、基础造价等情况进行经济性比较确定。目前国内潮间带（主要位于江苏）及部分近海风电项目，地质条件简单，基础型式以单桩为主、基础造价较低，选择较为成熟的相对较小容量国产风电机组更具有经济性。但从长远来讲，未来大多数近海风电项目由于离岸较远、水深较深、海底地质条件复杂，基础型式多为高桩承台、基础造价较高，选择单机容量较大的风电机组更具有经济性。

目前国产大容量海上风电机组主要集中于潮间带项目，其余为试验风电机组，尚无大规模近海风电项目的实际运行业绩。国内近海风电项目一般选择成熟度、可靠性和运行记录较好的进口风电机组。根据上述分析，现阶段国内潮间带及部分近海风电项目可选用成熟的国产2.5兆瓦海上风电机组，多数近海风电项目适宜选择4兆瓦及以上大容量进口海上风电机组。

但即使机组容量相同，不同厂商生产的机型，除了机组造价不同外，在叶轮直径、轮毂高度、塔筒重量、对基础的要求等方面均有差异，造成不同机型对应的微观选址布置、发电量、项目投资等方面均不相同。

（二）风电机组基础

风电机组基础投资主要取决于采用何种基础结构型式。海上风电可研阶段一般情况下仅布置2条－4条勘探线，勘探钻孔未覆盖所有机位，可能存在未发现的不利地质状况。可研阶段项目拟选机位条件下，桩基础设计方案需随地质条件揭露情况进行调整，无法保证不会变动，对项目的影响具体表现在无法精确计算设计桩长、无法明确桩基是否需进行嵌岩施工，造成基础施工方法的不确定、施工工期不易保证等现象，最终导致项目投资存在较大的不确定性和一定的投资风险。加大可研阶段的钻孔数量和勘探工作量可在一定程度上降低基础风险，但势必将进一步增加项目投资，且无法完全避免风险。

表3 截至2015年底中国已建海上风电项目情况

（三）海域征迁

目前部分海上风电项目存在与渔业、养殖业共用海域的情况，国内相关规定对于征海补偿的标准均较低，与渔民养殖产生的实际效益有较大差距，最终的补偿成本不易确定，且沿海部分省份对于海域使用权正在进行招拍挂的改革，改革后征海成本也可能会有所上升。

（四）施工吊装

施工企业方面，目前中国海上风电主要施工企业为中铁大桥局、中交三航局、龙源振华和华电重工。其中龙源振华现有装备及已购置并将于近期到位的设备可适用于潮间带及近海风电施工，但近海施工经验较少；中铁大桥局、中交三航局和华电重工装备情况较好，具备4兆瓦－6兆瓦近海大型海上风电机组施工能力，但施工经验较少。

在安装装备方面，国内现有近海专业海上风电安装船仅有3条，其中龙源振华、中铁大桥局和华电重工各1条，若按照国家能源局海上风电建设方案，约需30条海上安装船，现有施工装备有较大缺口。在全球海上风电安装船短缺的背景下，租借成本较高。

在国内施工企业近海风电施工技术不成熟、施工装备短缺的情况下，若项目所处海域地质条件复杂、基础施工难度大，或出现大规模海上风电建设，造成设备竞争激烈的情况，风电机组安装的人工费及施工机械使用费将大幅增加，大部分开发企业可能面临无船安装的情况，这将进一步影响施工工期，造成建设期利息增加，产生投资风险。

结论

国内潮间带及部分地质条件简单的近海风电项目基础型式为单桩基础，单位基础投资相对较低，适宜选用相对较小容量的国产风电机组，多数近海风电项目基础型式为高桩承台，单位基础投资相对较高，适宜选用大容量风电机组。但目前国产大容量海上风电机组尚无大规模近海风电项目的实际运行业绩，近海风电项目一般会选择进口风电机组。随着国内海上风电的发展，进口风电机组需求可能进一步增大，风电机组价格可能出现一定变化。

安装工程在面临施工企业技术不成熟及施工设备相对短缺的情况时，在建设前期项目公司通过与施工企业充分沟通、协调，并结合安装效率随建设进行逐步提高的情况，安装工期基本可控。龙源集团拥有独属的海上风电施工企业及专业安装船，相对其他开发企业具有安装机具及建设工期的保障优势。

但基础和征海拆迁的不可预见性，可能造成投资增加，将对项目效益产生一定影响，且影响程度无法准确预估。更为重要的是，目前我国仍处于海上风电发展初期，国内的海上风电机组多数通过陆上风电机组改进而成，尚未经过长期的运行试验周期，设计工艺也未得到很好的论证，使得风电机组的故障率较高，不但影响发电利用小时数，还会在项目出质保期后面临较大运维成本压力。

综上所述，近海风电项目电价明确、设备价格及安装费用基本可控，而风电机组基础、征海拆迁费用、风电机组长期可靠性存在的较大不确定性，是影响近海风电项目经济效益的关键因素。

（作者单位：国电能源研究院）