中國儲能網(wǎng)訊：2022年，中國海上風電開發(fā)繼續(xù)引領(lǐng)全球。據(jù)中國可再生能源學(xué)會風能專業(yè)委員會(CWEA)發(fā)布的數(shù)據(jù)，2022年中國海上風電新增吊裝容量516萬千瓦，約占全球的54%；累計吊裝容量3051萬千瓦，同比增長超過20%。
這樣的成績來之不易。2022年，中國海上風電已全面進入無國家補貼發(fā)展階段，不僅要大規(guī)模發(fā)展，更需高質(zhì)量開發(fā)，只有在滿足收益要求下仍可以實現(xiàn)平價的項目，才可能進入開發(fā)環(huán)節(jié)。
為推動更多海上風電項目實現(xiàn)平價開發(fā)，整個中國風電產(chǎn)業(yè)鏈都在積極降本。據(jù)CWEA統(tǒng)計，當前中國海上風電項目的平均度電成本已經(jīng)下降到0.33元/千瓦時左右。另據(jù)報道，目前水深小于35m，登陸距離小于70km的淺、近海風電場，只要基礎(chǔ)不需嵌巖，已基本能夠?qū)崿F(xiàn)平價上網(wǎng)。
“‘十四五’期間，海上風電項目基本以省管近淺海海域為主。經(jīng)多年積累，中國已基本掌握近淺海風電開發(fā)技術(shù)，形成了完備的產(chǎn)業(yè)鏈條，確保未來2~3年規(guī)劃開發(fā)的海上風電項目基本能夠?qū)崿F(xiàn)平價。”一位專注于深遠海風電技術(shù)研究的專家向《風能》介紹：“但進入‘十五五’，海上風電開發(fā)布局將發(fā)生較大變化，可能對風電開發(fā)成本的持續(xù)下降趨勢產(chǎn)生一定影響?！?
有分析認為，水深30~60m、離岸距離30~130km的海上風電項目，將成為“十五五”期間的主流。
據(jù)CWEA統(tǒng)計，“十四五”期間，中國沿海省份海上風電規(guī)劃容量約5000萬千瓦。由此推算，預(yù)計到2025年中國海上風電累計裝機容量將達到0.8億~1億千瓦，到2030年達到1.8億~2億千瓦。因此，“十五五”期間，中國海上風電新增裝機總規(guī)模約在1億千瓦，其中很大比例的項目將位于深遠海海域。
此前有專業(yè)機構(gòu)曾分析指出，深遠海雖然風能資源條件相對較好，但設(shè)計、設(shè)施、運輸、施工、運維成本遠高于近海海上風電，在現(xiàn)有政策與技術(shù)條件下，經(jīng)濟性不足。
早在十多年前的國際海上風電市場，這樣的影響就曾出現(xiàn)過。國際可再生能源署(IRENA)發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2000年全球海上風電項目的平均建設(shè)成本約為2685美元/千瓦(約合人民幣18405.94元/千瓦)。隨著大量深遠海項目的開發(fā)，平均建設(shè)成本大幅提高，至2008年一度高達5712美元/千瓦。
那么，未來影響中國深遠海海上風電度電成本走向的具體因素有哪些?據(jù)調(diào)研分析，有利因素主要包括六方面。
增大規(guī)模提效降本
通過提升單體項目規(guī)模，可提高項目開發(fā)效率，攤薄投資成本。例如，風電場規(guī)?；_發(fā)的主流開發(fā)容量，如果能從30萬千瓦提升到50萬千瓦，進一步增至100萬千瓦，會有效攤薄單位千瓦投資成本。
國外海上風電開發(fā)同樣符合這一趨勢。IRENA的統(tǒng)計顯示，2010―2020年全球海上風電項目的平均裝機容量從13.6萬千瓦提高至30.4萬千瓦，增加了124%。2021年，全球海上風電項目的平均裝機容量為26.2萬千瓦。2020年后，已有部分項目的單體容量超過了100萬千瓦。
輸電技術(shù)水平提升
隨著海上升壓站及柔性直流輸電等長距離輸電技術(shù)的發(fā)展進步，深遠海全直流型風電場正成為發(fā)展方向。全直流風電場的發(fā)電規(guī)模將達到40萬~100萬千瓦，采用30~60kV的匯流電壓和±320kV左右的輸電電壓。
有機構(gòu)分析，隨著時間推移，海纜市場的潛力將吸引更多企業(yè)跨過技術(shù)門檻，打破現(xiàn)有市場格局，通過更激烈的競爭降低海纜價格。
電壓等級的進一步提升，以及柔性高壓直流電纜都是深遠海項目工程降本的重要方向。據(jù)CWEA專家預(yù)測，到2030年海纜總體成本將下降15%~20%。
機組大型化降低造價
在一定容量項目中采用更大單機容量的機組，所需安裝的設(shè)備數(shù)量更少，進而減少所需塔筒、基礎(chǔ)的數(shù)量，在降低單位千瓦造價同時提升整機發(fā)電量。投運后，由于機組數(shù)量更少，項目單位千瓦運維成本也能得到更好控制。這是目前海上風電通過大型化持續(xù)降本的核心邏輯。
業(yè)內(nèi)普遍認為，后續(xù)整機大型化趨勢仍將持續(xù)。有專家預(yù)測，如果整機商在未來深遠海市場中無法推出12MW以上產(chǎn)品，就會失去競爭優(yōu)勢。這道市場門檻同樣被另一項專業(yè)預(yù)測所驗證。據(jù)某整機商市場人員預(yù)測，到“十五五”初期，長江口以北批量裝機單機容量可達到12MW及以上，長江以南則可達到20MW級別，在主機成本進一步降低的同時，可節(jié)約25%的機位點和基礎(chǔ)。CWEA專家預(yù)計，到2030年整機(含塔筒)價格可下降30%~35%。
工程能力持續(xù)增強
據(jù)了解，海上風電機組安裝費用主要包括人工、材料和施工船機等。其中，影響最大的為船機設(shè)備費用。由于大型船機設(shè)備的制造周期較長，2025年以前新投運的大型吊裝船數(shù)量有限，預(yù)計這段時間吊裝價格回落空間有限，在10%左右。
以目前最大單機容量的18MW機型為例，受制于海上風電機組吊裝對吊高和樁腿長度的技術(shù)要求，2022年國內(nèi)滿足要求的安裝平臺僅有1艘，2023年將有3艘新一代升式風電安裝平臺服役，未來5年預(yù)計將有10~20艘具備該級別機組吊裝能力的風電安裝平臺投運。
隨著“十五五”期間施工船機的大量投運，整機與其基礎(chǔ)的吊裝、打樁費用，以及海纜敷設(shè)費用將進一步下降。據(jù)CWEA專家分析，2025―2030年這部分費用將下降25%~35%。
基礎(chǔ)技術(shù)實現(xiàn)優(yōu)化
目前，全球主流的深遠海風電機組基礎(chǔ)技術(shù)路線主要分為固定式與漂浮式。到“十五五”期間，根據(jù)海上風電項目客觀條件，需要選擇不同的基礎(chǔ)類型?！袄?，浙江、江蘇、山東、遼寧的海床相對平坦，更適合采用導(dǎo)管架方案配套大容量風電機組為優(yōu)選方案。福建、廣東、海南的深遠海海域更適合采用漂浮式基礎(chǔ)，從而推動漂浮式基礎(chǔ)批量化應(yīng)用。”上述深遠海風電技術(shù)專家認為。
對于固定式基礎(chǔ)，整機商與設(shè)計院都積極開展“機組-支撐結(jié)構(gòu)一體化設(shè)計”，以降低支撐結(jié)構(gòu)的原材料用量。CWEA專家預(yù)計，隨著該技術(shù)的推廣，到2030年可縮減15%~20%投資成本。對于漂浮式基礎(chǔ)，目前仍處樣機研究階段。據(jù)一位了解萬寧漂浮式海上風電100萬千瓦試驗項目的企業(yè)負責人介紹，此前國內(nèi)安裝的兩臺樣機在38000~40000元/千瓦，而該項目的降本總目標是達到20000元/千瓦以下，計劃于2027年實現(xiàn)。
運維成本逐步降低
伴隨著海上風電開發(fā)規(guī)模的逐步增大，越來越多的主體正進入海上項目運維領(lǐng)域，這主要包括業(yè)主下屬運維單位、整機商服務(wù)團隊和第三方運維服務(wù)供應(yīng)商。更多的主體必然產(chǎn)生一定的市場競爭，在一定程度上會降低運維成本。
此外，除項目規(guī)?；_發(fā)與機組大型化所附帶的運維成本間接下降外，大量專業(yè)運維船舶的投入，以及海上風電場大數(shù)據(jù)運維平臺、故障預(yù)警診斷技術(shù)的廣泛應(yīng)用，也將一定程度降低運維成本。據(jù)CWEA專家預(yù)測，到2025年海上風電運維成本可下降15%左右，到2030年可達到40%。
除上述有利因素外，影響“十五五”深遠海風電降本趨勢的制約因素也不容忽視：
一方面，到2025年后，中國海上風電新增裝機規(guī)模仍將落后于陸上風電，疊加大型化機組的快速迭代，導(dǎo)致零部件規(guī)?；б娌蛔?，機組成本難以實現(xiàn)更大幅度的下降。另一方面，專業(yè)風電運輸與施工船舶的開發(fā)周期長、造價高，海工降本的動力不足，單位千瓦工程成本在“十五五”前后下降不夠顯著。
“此外，2030年中國將實現(xiàn)碳達峰，可能出現(xiàn)的‘搶裝’現(xiàn)象會擾亂正常的降本規(guī)律?！鄙鲜稣麢C商市場人員預(yù)測。但總體而言，制約因素不足以抵消有利因素，到“十五五”末期以前，海上風電成本仍將持續(xù)保持下降。
綜合上述因素，CWEA通過科學(xué)分析，對“十四五”和“十五五”期間中國海上風電度電成本的走勢，根據(jù)不同海域進行了預(yù)測。預(yù)計從2022年年底到2030年，中國海上風電度電成本將整體降低19%~23%，從目前的0.33元/千瓦時下降至0.25元/千瓦時左右。其中，粵西、海南周邊海域度電成本凈值下降最多，達0.08元/千瓦時，其他海域皆為0.07元/千瓦時。
