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海上风电:抢装、平价与可靠性挑战

作者:中国储能网新闻中心 来源:南方能源观察 发布时间:2020-01-04 浏览:
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eo记者 刘斌

2019年12月25日,山东省能源局公布四个海上风电项目的竞争配置结果,这是全国第三批竞争配置的海上风电项目。中国正朝着全球第一大海上风电市场大步迈进,也在平价上网的赛道上不断提速。

回顾2019,海上风电行业的机遇与忧虑并存。随着大批项目开工建设,海上风电市场不断升温,有人称之为“这是最好的时代”,但也有人忧心忡忡,海上风电产业链如何支撑未来大规模发展?

海上风电的规模化发展并非最终目标,未来更严峻的挑战在于如何实现平价上网以及与电力系统协同发展。

海上“抢装潮”

2019年5月24日,国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》,提出将海上风电标杆上网电价改为指导价,新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价;对2018年底前已核准的海上风电项目,如在2021年底前全部机组完成并网的,执行核准时的上网电价。

六天之后,国家能源局下发《2019年风电项目建设工作方案》,“有序稳妥推进”是这份文件为海上风电定下的发展基调。但在补贴退坡的刺激下,海上风电行业在2019年掀起“抢装潮”。开发业主、整机厂商以及施工企业纷纷加快项目建设,以争取到较高的上网电价。

尽管在2019年初,全国海上风电投运装机容量只有365万千瓦,但在建容量已经达到1000万千瓦,已核准(核准公示)未开建的项目容量高达4138万千瓦。

迅猛增加的可再生能源装机规模早已使可再生能源发展基金捉襟见肘,显然难以再支撑如此大规模的海上风电装机,按照0.85元/千瓦时的标杆电价计算,多个省份的海上风电度电补贴超过0.4元/千瓦时,远高于陆上风电和光伏发电。

按照主管部门的思路,补贴资金将优先支持2018年核准且开发条件优良的项目,即能够在2021年底前实现所有机组并网发电的项目,2019年及之后核准的项目均需要通过竞争性配置确定上网电价,以减轻补贴依赖,提高海上风电竞争力。

0.85元/千瓦时的上网电价对于手握资源的开发业主极具诱惑力,而2021年是最为重要的时间节点。随着补贴强度逐年下降,并网时间越迟的项目则上网电价越低。所以江苏、广东和福建作为国内海上风电资源最为集中、开发热情最高的省份,都在不遗余力地推动项目进度。

降本压力

在电价政策驱动下,海上风电2019年抢装潮在所难免。但降低成本,提高竞争力逐步走向平价,才是行业长远发展的关键。

不过现阶段,海上风电开发业主更为关注的问题在于如何锁定电价保证收益,而不仅仅是降低成本。2018年底前,广东、江苏和福建突击核准了超过2700万千瓦的项目,这些项目只要能够在2021年底前全部机组并网发电,便可取得0.85元/千瓦时的上网电价。

尽管目前大量在建项目无需直面竞价压力,但由于下游开发企业需求旺盛,海上风电市场供需严重失衡,从风机到施工船再到海底电缆,均处于卖方市场,齿轮箱、主轴承、海底电缆、风电安装船等关键部件和设备价格处于持续上升阶段,这也使得海上风电项目造价难以下降。

薄弱的产业链难以支撑如此大规模的海上风电发展需求,对于绝大多数已核准待建的项目,未来仍然需要通过竞争性配置,降低补贴依赖程度,提高自身竞争力。

国家能源局新能源和可再生能源司王大鹏在“2019中国海上风电工程技术大会”上表示,当前和近海一段时期海上风电发展任务就是通过合理稳定的项目规模推动产业技术进步,构建完备的产业体系,促进成本下降,提高海上风电的核心竞争力,力争2025年左右海上风电平价上网。

国家电投集团广东电力有限公司总工程师张翼在上述大会中表示,降低海上风电造价应从设计、大兆瓦风机、完善产业链、规模化开发、开放的市场竞争和创新七个方面进行。

在海上风电的总成本构成中,设备购置费用(不含海缆)约占工程总成本的50%,建筑安装费用约占总成本的35%,其他费用和建设期利息占比15%。

其中设备购置费用中绝大部分为风机费用,所以整机厂商需要首先面对开发业主的竞价压力传导。

大兆瓦风机是各大整机厂商发力的重点,目的在于通过提升发电量降低风电场全生命周期的度电成本,增加开发业主收益,而非简单降低风机造价。有整机厂商人士曾对eo表示,如果风机的年发电量能够提升15%,那么理论上电价也可以降低15%,8毛5的电价降15%,也就到7毛2。

目前国内7MW风机已经实现商业化运行,10MW风机也在陆续推出。今年以来,上海电气的8MW、金风科技的8MW、东方电气的10MW、海装风电的H210-10MW以及明阳智能的MySE8-10MW海上风机接连出场,国内海上风机的单机容量不断被刷新。

在建筑安装费用方面,装备是海上风电施工的核心竞争力,目前海上风电施工船仍然一船难求,海上风电施工这片蓝海吸引了众多海工企业。

今年12月,由中铁建港航局投资打造的1300吨自升自航式风电安装船“铁建风电01”在江苏启东交付使用,这是其“其抢抓海上风电发展新机遇的重大战略举措”。中铁建港航局也先后中标大连庄河海上风电II(300MW)风机基础施工一标段项目和华能汕头海门(场址二、场址三)海上风电场风机基础施工及风机安装工程一标段项目。

短期内由于施工资源紧缺,施工成本难以下降。但未来,降低海上工程建设成本是实现海上风电平价上网的必经途径。在2019中国新能源高峰论坛上,新疆金风科技总工程师兼海上业务单元总经理翟恩地曾表示,目前行业内普遍认知,海上风电在工程领域安全冗余过多。未来几年,需要提高工程设计优化与施工技术,降低海上工程建设成本。

与电力系统协同

在今年12月举办的第十六届中国南方电网国际技术分论坛上,有专家指出,电力系统的可靠性、经济性和安全性必须三位一体,安全性和经济性是约束,可靠性是目标。

数据显示海上风电的投资成本已经从最早的2.5万/千瓦下降至目前的1.5万—1.7万千瓦。业内预计,到2025年海上风电的电价将降至0.5元—0.55元/千瓦时。

虽然海上风电的成本正在持续走低,但海上风电只是电力系统中的一环,相比传统的煤电、气电,海上风电具有随机性、波动性和间歇性,这将对未来高比例的可再生能源电力系统带来全新的挑战。

从电力系统规划角度来看,上述专家表示,传统电力系统规划是以满足负荷需求为原则,按照确定性、可靠性的思路来进行规划,但对于间歇性较强的风电,如果延续传统思路做电力规划,就要配置大量的调节电源,带来装机冗余,这就牺牲了经济性来保障可靠性。

他提出应通过概率化的电力电量平衡方法,考虑灵活性电源,从而提升风电参与平衡的容量,降低总装机容量,提高电力系统的经济性。并且也应考虑到需求侧参与电力平衡的经济价值。

海上风电资源多分布在东部沿海经济发达省份,靠近负荷中心且当地具备较高的电价承受力,这是海上风电消纳条件优于陆上风电之处。并且海上风电也被视为能源转型、产业升级的重要手段,受到当地政府的青睐。

在区位优势与政策支持的双重加持下,海上风电的消纳形势相对较好,但随着可再生能源大规模并网,更为重要的问题在于海上风电如何与电力系统协同发展。截至目前,江苏海上风电并网容量为408万千瓦,位居全国第一,规划容量达到1475万千瓦;广东省则预计到2030年建成3000万千瓦海上风电,远景规划容量达到6685万千瓦。

业内有观点认为,中国海上风电不应再重蹈陆上风电覆辙,盲目追求规模效应。海上风电需要不断降低单位造价成本,逐步实现平价上网。

关键字:海上风电

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