海上风电行业现状及投资情况分析Word格式.docx
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“十三五”期间是海上风电大力发展的关键时期,国家出台多项政策鼓励发展海上风电.相比陆上风电,海上风电有其巨大的优势.对中国而言,中国当前风资源较为丰富的三北地区由于自身消纳能力有限,外送通道容量有限等原因,导致弃风限电,无法大规模开发,并且在后续特高压输送通道项目投运之前,整体新增装机规模将受到一定限制.中东部和南方地区风电发展则面临风资源相对较差、环保、大型机组运输和施工难等问题.海上风电则完全没有三北地区和中东南部地区发展风电的这些障碍,因而极具潜力.
未来通过降低投资成本和运行维护成本,海上风电的发电成本可以快速下降.按单位投资14000元/kW,满足IRR为10%计算,电价可以达到0.745元/kWh.假设风机选型优化后,利用小时数能够达到3000小时,电价则能进一步下降到0.64元/kWh,达到用户侧平价.
补贴政策对于海上风电投资影响巨大,这在欧洲海上风电的发展中也可以找到依据,2004年由于丹麦调整电价政策,2004-2008年间海上风电装机容量没有任何增加.由于英国调整了fixed-FIP电价政策为Cfd,导致2016年新增装机量下降.所以试图通过对欧洲海上风电的研究去进一步了解国内海上风电行业.
二、欧洲海上风电发展分析
目前中国海上风电标杆上网电价仍高于陆上风电、显著高于沿海省份燃煤标杆电价,尽管政策支持力度较大,在补贴缺口压力之下后期海上风电项目补贴逐渐退坡是必然趋势.长期来看,海上风电的成长性取决了未来成本下降的潜力.而参考欧洲海上风电发展轨迹,中国海上风电未来降本的思路清晰.
2017年,英国第二轮CfD招标结果公布,海上风电项目中标价格相比第一轮大幅下降,拟于2022/23年投运的HornseaProject2、Moray项目的中标电价仅57.5英镑/MWh.这一电价水平已经大幅低于第一轮CfD招标的拟于2017~2019年投运的陆上风电中标电价,也低于欣克利角C核电站的上网电价.英国第三轮CfD竞标预计将于2019年5月启动,考虑补贴预算的大幅缩水,预计中标电价还将进一步较大幅度降低.
英国前两轮海上风电项目CfD竞标情况
实际上,英国第二轮CfD招标海上风电项目超低中标电价并不是个例,2016年以来,德国、丹麦、荷兰等国新招标的海上风电项目均报出较低的中标价格.美国能源部相关报告显示,欧洲海上风电项目中标价格随着时间推移呈现明显下降趋势,大概从2017~2019年之间商业化投运项目的约200美元/MWh的电价下降至2024~2025年之间的约65美元/MWh的电价.
全球多个海上风电项目均报出较低的中标电价
项目名称
容量（MW）
国家
投运年份
中标时间
校正后的中标价格（美元/MWh）
Borssele1and2
760
荷兰
2020
2016.5
101
VesterhavNordandSyd
350
丹麦
2016.12
87
KriegersFlak
610
2021
2016.9
72
Borssele3and4
740
2023
81
GodeWind3
110
德国
2017.1
BorkumRiffgrundWest2
240
2024
70
OWWest
HeDreiht
900
2025
响海上风电度电成本（LCOE）最重要的两个因素分别是初始投资和发电利用小时数（容量系数）,单位投资成本的下降和容量系数的提升是海上风电度电成本下降的主要原因,而初始投资下降和容量系数提升则是由诸多因素推动的,其中主要包括技术进步导致的风机大型化和优化设计、规模化以及竞争带来的供应链成本下降等.
中国作为跟随者,正在复制欧洲的成长轨迹,未来复制欧洲的电价（或成本）下降趋势可期.
（1）风机大型化等技术进步
欧洲经验表明,风机功率等级的大型化是降本的核心因素.2017年,欧洲新投产项目平均单机容量为5.9MW,同比增长23%；
与此同时,国内2017年新投产海上风电项目平均单机容量3.65MW,同比下降约5%.对比来看,国内2017年新投产海上风电项目单机容量较欧洲低38%.
欧洲单机容量提升的步伐有望进一步加快,目前,欧洲在建海上风电项目普遍采用6MW及以上的大容量风电机组.2016年,MHIVestasV164-8.0MW机组在英国BurboBank海上风电场扩建项目完成首次安装,2018年德国汉堡风能展上,MHIVestas正式发布全球最大海上风机V164-10MW；
西门子也已推出其8MW系列产品.
国内方面,未来单机容量有望快速提升.据统计,截至2018年9月在建的23个项目平均单机容量为4.6MW,较2017年新投产项目单机容量提升26%.
此外,国内龙头海上风机企业正在着力推出更大功率等级的海上风机,推动：
金风科技：
2017北京国际风能大会暨展览会上正式发布新一代海上大兆瓦产品——GW6.X平台及整体解决方案,额定上网功率包含6.45MW及6.7MW,可搭载154米、164米、171米规格大叶轮直径.在2018年北京国际风能大会暨展览会上,金风推出GW168-8MW海上大容量机组,预期2019年下半年完成首台样机吊装.
上海电气：
引进西门子成熟技术,目前SWT-6.0-154以及SWT-7.0-154均已在获得批量订单；
2018年3月,上海电气与西门子歌美飒签订技术转让协议,上海电气将正式引进SG8MW-167海上风电机组.
明阳智能：
2017年风能展上推出MySE5.5-7.0MW平台机型,近期首台MySE5.5MW半直驱海上机组在粤电湛江外罗海上风电项目吊装成功,在广东新建海上风电项目中占比较高的市占份额.
2017年欧洲海上风电单机容量持续攀升（MW）
（2）规模化及竞价
欧洲单个项目的平均容量也呈现大型化趋势,新投运项目平均容量从2006年46.3MW提升至2016年的379.5MW,2017年在建项目平均容量493MW,英国近两轮CfD招标的5个海上风电项目平均容量则超过870MW,单体海上风电场最大容量约1.4GW.单体容量的提升使得大规模成片开发成为可能,有效提升施工和运维效率,降低成本.
国内方面,海上风电项目单体规模也在不断攀升,根据统计,在建的23个项目平均容量为277MW,已核准待建的42个项目的单体容量则达到388MW,处于核准的29个项目的平均单体容量则达到709MW,海上风电的连片大规模开发已经基本成为共识.国家电投揭阳前詹一海上风电场项目规模1.2GW,是目前国内获得核准的单体容量最大的海上风电场.
此外,充分的市场竞争也在助力成本降低,尤其体现在开发商环节.目前,欧洲的海上风电项目开发权主要通过招标等形式授予开发商,开发商在获取海上风电资源方面已形成较为充分的竞争,因此,为了顺利获取海上风电开发权,开发商需要精细成本管理,通过较低的报价赢得竞争.
2019年,中国全国范围内将实行海上风电项目竞争性配置,广东、福建均已出台海上风电项目竞争配置办法,尽管目前的竞争配置方案对于上网电价的压力不大,但总体来看海上风电竞争性配置将朝着更有效的价格发现的方向发展.
欧洲新投产海上风电项目单体容量攀升
英国海上风电项目建设施工速度（MW/天）
三、英国海上风电发展分析
（一）计划2030年提供三分之一电力需求
英国是世界海上风能资源最丰富的国家之一,国家周围海域海水浅、风力强,是世界上最大的海上风电市场.2018年第三季度,可再生能源发电量占全国总发电比例为33.2%,其中风电占可再生能源发电比例为46.4%,海上风电占比为20%.海上风电发电量在英国总发电量中的占比为6.64%.
2018Q3英国各类型发电发电量占比
近些年来,在规模效应和差价合约招标机制等因素的推动下,英国海上风电项目开发成本下降了一半.在各类新建电源项目中,它成为了价格最低的选项之一,甚至低于天然气和核能发电.
2017年,英国海上风电有7个新项目开始投运,发电新增装机容量1680MW,截至2017年年底,英国海上风电累计装机容量达到6836MW,位列全球第一.
英国海上风电装机历年情况
英国从2000年开始,对海上风能资源分阶段进行开发.第一轮开始于2000年12月.政府首次向开发商出租海域用于海上风电场开发,作为示范性阶段,该轮项目不超过30个风电机组,规模相对较小,离岸距离较近,目前13个工程均已全面投入使用；
第二轮开始于2003年7月,涉及16个海上风电场,总装机容量约6GW；
第三轮海上风电场项目于2010年公布,规模更大,离岸更远,大部分装机容量都超过1GW,总装机容量约31GW.
英国的LondonArray海上风电场是世界首个工业规模的海上风电场,也是当前世界最大的海上风电场.风电场位于泰晤士河口外的海域,所占海域面积约100km²
水深最深达25m,总装机容量630MW,紧随其后的是Gwynt-y-Mor风电场（576MW）和GreaterGabbard风电场（504MW）.
截至2017年年底,英国已完全投运海上风电场33座,合计容量5826MW.预计2020年海上风电发电量在英国全部电力供应中的占比达到10%.英国计划到2030年海上风电装机容量达到30GW,满足国家三分之一以上的电力需求.
英国已投运海上风场（所有已实现全场并网的项目）
序号
项目
装机规模（MW）
1
Barrow
90
2
Blyth
4
3
BlythDemonstration（Phase1）
41.5
BurboBank
5
BurboBankExtension
258
6
Dudgeo
405
7
GreaterGabbard
504
8
GunfleetSandsDemonstration
12
9
GunfleetSandsI
108
10
GunfleetSandsII
65
11
GwyntyMô
r
576
HumberGateway
219
13
Hywind2Demonstration（BuchanDeep）*
30
14
InnerDowsing
97
15
KentishFlats
16
KentishFlatsExtension
49.5
17
LevenmouthDemonstration*
18
Lincs
270
19
LondonArray
630
20
Lynn
21
NorthHoyle
60
22
Ormonde
150
23
RhylFlats
24
RobinRiggEast*
25
RobinRiggWest*
26
ScrobySands
27
SheringhamShoal
317
28
Teesside
62
29
Thanet
300
Walney1
184
31
Walney2
32
WestofDuddonSands
389
33
WestermostRough
210
合计
-
5826
（二）、政策支持海上风电发展
英国海上风电的快速发展,离不开政策的支持.与丹麦、荷兰等国家相比,英国海上风电起步并不是最早的,2000年建成首个试验性风电场Blyth,2004年才有首个大规模海上风电场NorthHoyle,但此后在政府的大力推动下,英国海上风电产业得到了迅速发展.
2002年引入可再生能源义务（RO）,规定供电商所提供的电力中必须有一部分来自于可再生能源.在此机制下,电力企业利用可再生能源发电.按照比例可获得一定数量的可再生能源证书（ROCs）.若超额完成,则多余的ROCs可在市场进行交易.若未达标,则需在市场购买ROCs或向监管机构天然气与电力市场办公室缴纳罚金.
英国政府于2008年修订了电力法案,并于2009年开始实施对可再生能源利用的分类管理,规定每1MW的陆上风电可获得1个ROCs,而每1MW海上风电可得到2个ROCs.随着海上风电技术的进步,成本逐步下降,英国将1MWh海上风电可以得到的ROCs下降到1.8个.在ROCs的价值构成中,主要包含两部分价值,一部分是买断价值（电网企业未完成部分）,一部分是返还价值（政府补贴）.从2002—2017年,买断价值不断上升而返还价值不断下降,体现了英国ROCs市场化逐步完善.
根据能源与气候变化部2013年7月公布的有关从可再生能源义务向差价合同过渡的意见征求,英国从2014年开始实施差价合同政策计划（CfD）,并在2017年前与可再生能源义务并行运行.在差价合同下,发电商像往常一样通过电力市场出售电力产出,然后获得电力售价与执行价之间的差别支付.当电力市场价格高于执行价时,发电商需要返还电力售价与执行价之间的差价,从而避免对发电商的过度支付.2013年12月,英国政府公布的电力市场改革执行计划给出了适用于2014/2015-2018/2019最终的差价合同执行价.从2019年到2030年期间,英国政府将每两年举行一次海上风电差价合同（CfD）竞标,从而支持海上风电长期稳定的发展.
差价合同执行价（2012年价格水平）单位：
英镑/MWh
四、德国海上风电发展分析
（一）、陆上风电饱和促使海上风电发展
德国是风电发展最快的国家之一.经过几十年的发展,德国陆上风电逐渐饱和,这直接促使了海上风电的发展.德国2008年仅有3台海上风电机组,装机容量共12MW,2009年为15台总装机容量为72MW的海上风机,而截至2017年年底,海上风电装机容量已达5355MW.
德国海上风电装机历年情况
2018年上半年,德国新吊装62台风电机组,容量为429.5MW.同期,德国海域共有139个基础在等待安装机组.由于没有新增并网装机,截至2018年6月,德国海上风电累计并网规模维持在上一年的水平,为5355MW（1169台）.
德国海上风电发展情况一览（截至2018H1）
2011年,德国政府在福岛核事故后,做出了永久放弃核电的决定,并将能源转型作为能源政策的主导方针.德国可再生能源法案确定了可再生能源发展目标：
到2020年、2030年、2040年、2050年,可再生能源发电占比将分别达到35%、50%、65%、80%.2018年德国海上风电发电量为19TWh,比2017年增长近10%,占风电发电量的16%,占全部发电量的3%.
2018德国各类型电站发电量占比
（二）、竞价导致发电成本快速下降
2017年4月和2018年4月,德国进行了两轮投标,规模达到3.1GW.2017年,有4个项目中标,2018年,中标数6个,这些项目有望在2021年-2025年投运.2018年中标的6个项目的平均加权中标价为4.66欧分/千瓦时,在两轮招标中,均出现了零补贴的报价.
两轮招标的中标价区间
德国拥有优质的海上风能资源,北海海上风力发电潜力为18.7GW,波罗的海为17GW,并且这些海域没有地震和台风的影响,水深较浅,非常适合发展海上风电.但是德国海洋法的规定：
海岸线15海里之内不允许开发海上风电场,这使得德国海上风电场造价和技术难度高于欧洲其他国家的海上风场.这些因素在一定程度上限制了德国海上风电的发展.
2000年,德国政府通过了可再生能源法,该法案取代1991年开始实施的电力上网法成为推动德国可再生能源电力发展的首要法规.在此基础上,2002年制定了德国政府关于海上风能利用战略,将海上风电发展上升到战略层面,开启德国海上风电产业的开发序幕.此后,可再生能源法经过六次大规模修订,对海上风电开发的政策也在逐步调整.根据德国政府规划,海上风电开发目标是在2020年和2030年装机总量分别达6.5GW和15GW.
德国海上风电发展战略
阶段
周期
潜在装机容量
潜在电产量
准备阶段
2001-2006
初步扩张阶段
2007-2010
2000-3000MW
7-10TWhp.a
进一步扩张阶段
2011-2030
20000-25000MW
70-85TWhp.a
根据2014年颁布实施的可再生能源法,德国2020年前新建海上风电场可选择两种不同上网电价：
普通模型下,海上风电场投产后的前12年内上网电价为15.4欧分/（KW•h）,加速模型下,投产后前8年内的上网电价为19.4欧分/（KW•h）,之后两种模型下的海上风电场上网价格均为3.9欧分/kWh,总的补贴周期为20年.另外,根据海上风电场的离岸距离和水深情况,政府会对最初的高价补贴上网电价周期进行延长.从2018年开始,新建海上风电场选择加速模型或普通模型,上网电价分别下调1欧分/kWh和0.5欧分/kWh,并且2020年开始普通模型补贴电价每年下调0.5欧分/kWh.
2017年后,德国海上风电全部采用补贴竞价方式.在第一轮项目竞价中,BorkumRiffgrundWest和NorthernEnergyOWPWest将无需政府补贴,第二轮竞标项目中,也出现了零补贴的项目.可以认为,德国海上风电的成本将在未来几年实现平价.
德国海上风电电价（政府定价）单位：
欧分/kWh
投产年份
普通模型
加速模型
最终上网电价
2015
15.4
19.4
3.9
2016
2017
2018
14.9
18.4
2019
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