海上风电现状与展望.docx

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海上风电现状与展望

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海上风电——现状与展望

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海上风电——理顺节奏 再出发

[核心提示]目前海上风电市场随着电价的确立正式拉开帷幕，虽然政府和相关机构持乐观态度，但海上风电开发难度比陆上更大，涉及的层面更广，成本也更高，对机组的要求也相对增加，国内主要的投资商、风电机组整机供应商是否对展开海上风电市场的竞争最好了充分的准备？

我国海上风电技术可开发量很大，5-25米水深，50米高度，可开发的海上风电技术容量约为2亿千瓦，5-50米水深，70米高度海上风电可开发量约为5亿千瓦。

但是考虑到通航、军事、海洋环保以及其他特殊用海的问题，真正可开发的量还是有限的。

目前我国规划了三大海上风电建设基地，分别是江苏、广东和山东千瓦千瓦级海上风电基地，还在辽宁、河北、上海、浙江、福建、海南等地规划了百万千瓦级海上风电基地，以陆上风电规划和建设速度为参照，海上风电开发规模大概不会超过1亿千瓦，不包括深海风电。

“十二五”规划提出，到2015年投入运行海上风电装机容量500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。

但是，由于海上风电上网电价一直不明朗，加之海上风电涉及海洋部门、渔业、能源、国防等多个部门，风电场规划与海洋功能区划、海岸线开发规划、国防用海规划等协调难度大，海上风电进展缓慢，也出现了很多对海上风电的质疑。

国家发改委近日正式下发《关于海上风电上网电价政策的通知》，明确了国内海上风电的标杆电价：

2017年以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元（含税）。

电价的确定对于风电行业而言应是利好消息，尤其是非招标海上风电项目的并网销售工作将更容易开展，企业、投资者兴建海上风电项目的积极性也会更高。

第一批特许权招标项目的困惑

国家第一批海上风电特许权项目招标中，滨海近海风电场30万千瓦时项目等4个项目均在江苏省，总规模达100万千瓦。

江苏省是海上风能资源丰富的地区，2020年目标为1000万千瓦，其中陆上300万千瓦，在潮间带和近海700万千瓦，年风电上网电量可达200亿千瓦时。

自2010年10月公布首轮海上风电特许权中标结果之后，将近两年过去了，首批的4个项目均未完工。

水利水电规划设计总院副总工程师易跃春介绍，第一批海上风电特许权招标项目已考虑了港口、码头、航道等因素，做了充分的前期排查工作。

但在实施推进过程中，随着国家新一轮滩涂围垦计划的出台，海上风电项目服从大的规划调整，包括特许权项目在内均对场址进行了复核、调整。

上海电气与山东鲁能中标了国家能源局招标的东台项目，但后来海洋部门称该区块是自然保护区，上海电气副总经理刘琦曾表示“有关部门要求我们需要从原地往深海推进10公里。

这就涉及到海事局、海洋局、军事，海底电缆，渔民等等问题。

手续得重新走一遍，非常复杂。

据我了解，当年第一批的4个项目，地址都变更了。

现在要全面启动缺乏基础，缺乏国家相关的主管部门的协调、配合，以及法律法规支撑。

”

另一家海上风电生产企业华锐风电也直言，风电场址的变更对其产生了不小的影响。

根据华锐风电提供的数据，华锐在首轮招标中，中标滨海和射阳两个共计600MW的近海项目，其余两家风电机组制造企业分别中标大丰和东台各200MW潮间带项目。

除了政府部门缺乏协调规划，风电运营商在海上风电一期特许招标中投出的超低电价也饱受业界诟病。

在开发成本远高于陆地成本的情况下，一期投标的最低电价已接近陆上风电的标杆电价。

第一批海上风电特许权项目中标的4个项目的投标价普遍低于0.8元/千瓦时，平均分别为0.7779元/千瓦时、0.7070元/千瓦时、0.6881元/千瓦时和0.6882元/千瓦时，均远低于上海东海大桥海上风电项目最终确定的上网电价0.978元/千瓦时。

实际上这一价格已经接近了陆上风电的价格，但是海上风电的投资成本却是陆上风电成本的2倍左右。

在第一轮投标中，大唐新能源股份有限公司的滨海近海30万KW项目的中标电价为每千瓦时0.7370元；中国电力投资有限公司联合体的射阳近海30万KW项目为每千瓦时0.7047元；山东鲁能集团的东台潮间带20万KW项目为每千瓦时0.6235元；龙源电力的大丰潮间带20万KW项目为每千瓦时0.6396元。

而现实是，海上风电开发难度远大于陆上风电，其发电技术落后陆上风力发电10年左右，成本也要高两三倍。

据参与评标的一位人士透露，当时招标采用的不是最低价者中标，而是各家投标价格的加权平均价，再下浮10%，谁最接近这个价格谁中标。

（附第一批海上风电特许权招标中标电价）

第一批海上风电特许权招标中标电价

1.东台项目：

用海面积缩减

由于东台潮间带风电场20万千瓦项目用海选址与江苏沿海滩涂围垦范围和盐城珍禽自然保护区有重叠，东台项目调整了用海位置。

自中标以来，鲁能公司积极开展项目核准所需的各项可研报告。

但国家海洋局在召开用海平面布置方案审查会时，指出东台项目用海选址与江苏沿海滩涂围垦范围和盐城珍禽自然保护区有重叠，并退回了该项目的海域使用申请。

鲁能公司随即向江苏省发改委能源局递交了尽快确定该项目海域使用的报告。

江苏省能源局、海洋与渔业局召开会议提出场址调整初步框架方案，目前华东勘测设计院正按照初步框架方案，在东台海域进行项目用海地形勘测。

该项目的原场址位于潮间带地形，距海岸线21公里，初步确定的新场址据海岸线至少32公里，属于近海地形，这将大幅增加风电机组的基础投资。

而且随着用海位置的调整，已经完成的海域使用论证报告、海缆路由调查、通航安全评估报告、环境影响评价报告等都要推倒重来，地震安全评价报告、可行性研究报告、风电机组基础专题报告等也需根据前期工作成果进行补充和完善。

2.大丰项目：

盈利压力巨大

2013年11月26日龙源大丰200兆瓦海上风电特许权项目举行开工仪式，龙源大丰200兆瓦海上风电特许权项目位于江苏大丰市外侧的东沙沙洲北部海域，总装机容量为200兆瓦。

项目场址呈四边形，东西向长约16公里，南北向长约6.3公里，风电场中心距离海堤约30公里。

这个海上风电项目年上网电量为52560万千瓦时，项目的集控中心、运维码头等前期工程已动工建设。

在海域使用问题上，该项目面临着和东台特许权项目同样的困境，即风电场与江苏围垦区规划、江苏省上报的珍禽保护区局部有重叠。

应国家海洋局要求龙源电力与江苏相关部门协商调整了用海方案。

这引起了项目执行与规划衔接等一系列问题，在架空线、电缆铺设等方面势必要增加成本。

事实上，项目执行成本的压力不仅来源于用海方案调整引起的成本增加，海上特许权中标电价过低是另一个重要因素。

以海上风电场建设配套的220千伏海上升压平台为例，国内没有相关的建设经验，同时国内海缆生产厂家也没有220千伏海缆生产经验，而国外产品价格昂贵，远高于特许权电价承受能力。

在2010年国家海上特许权投标中，各开发商为了获得海上风电开发先机，在评标打分规则影响下，中标电价低于预期值，接近于江苏陆地风电电价。

与2010年投标时相比，外部条件发生了很大变化，尤其是原材料大幅涨价，融资成本明显增加，给开发商带来了很大的压力。

3.射阳项目：

海域征用困难

江苏射阳海上风电场30万千瓦风电特许权项目位于射阳北区H4#风电场，离岸距离36km，为近海风电场，规划海域面积150km2。

工程拟安装100台单机容量3.0MW的风电机组，装机容量300MW，风电机组转轮直径113.3m，轮毂高度90m。

风电场配套设置一座220kV海上升压站及一座陆上集控中心，集控中心布置在海堤内侧。

工程建设总工期约为42个月，工程静态总投资约52.5亿元，工程动态总投资约54.7亿元人民币。

海域征用困难似乎是每一个海上风电特许权项目都绕不过的问题。

由于射阳项目220千伏海缆登陆点处于国家自然保护区试验区内，按环保要求，保护区内的线路不能架空，只能采取地埋方式。

由于海上风电属于新兴产业，海洋相关职能部门在以往的海洋功能区划中没有考虑海上风电使用需求，导致项目用海报批程序反复、漫长。

此外，中电投还做了大量调研工作来确定海上技术施工方案。

根据可研报告，本项目风电机组基础形式选用单桩结构；安装方式以分体安装作为首选，整体安装作为备选；220千伏海上升压站和海缆路由优化将借鉴国外经验；码头初步定为在射阳港新建码头或直接利用华锐风电设备出运码头以满足分体吊装的方案要求；就项目所需的3兆瓦离岸型风电机组，除了对质量可靠性的要求外，还要求齿轮箱、变桨轴承等关键零部件采用本土设备；塔筒将采用物理防护和电化学防护等措施作为防腐手段。

4.滨海项目：

应变经验缺乏

江苏滨海海上风电场30万千瓦风电特许权项目位于滨海县废黄河口至扁担港口之间的近海海域，中心位置离海岸线直线距离约21千米，规划海域面积约150平方千米。

工程拟安装100台单机容量3兆瓦的风力发电机组，总装机容量300兆瓦，均采用华锐风电研发生产的3兆瓦风电机组。

预计工程建设总工期约为36个月，工程静态总投资约50.2亿元，工程动态总投资约52.4亿元。

2013年8月15日，获得江苏省发展和改革委员会核准批复。

滨海项目风电机组基础施工选择三桩导管架结构，风电机组运输安装采用改进整体吊装方案。

滨海特许权项目的海洋地质情况差，表面淤泥及淤积质黏土较厚，与国外已建成的海上风电地质情况相比差异较大，海上风电机组基础结构施工难以完全套用国外成型的单桩结构。

而且该项目所处海域的海洋表面承载力差，风电机组吊装无法完全采用国外成熟的分体吊装方案。

值得一提的是，220千伏海上升压站的设计安装在国内尚属于首次，大唐新能源通过与国外有经验的海上升压站设备厂家的交流探讨，拟对该项目的海上升压站实施整体吊装，在陆地完成钢结构和所有部件安装调整。

而海底电缆的施工还需要对国内现有船舶设备进行改造更新。

“此外，我们也正在对海上防腐、消防冷却等进行技术论证。

”该项目负责人补充说。

然而，这看似顺利的进展也遇到了难题，该项目面临着海域使用面积减小的尴尬。

根据滨海特许权项目海域使用评审意见，原计划安装100台风电机组的用海面积缩小了1/3，造成单机可利用率降低，也大大影响了风电的发电量和安全运行。

大唐新能源眼下急需在用海面积缩小的情况下确保项目的收益率。

幻想中的“千亿蛋糕”

海上风电在全国风电总量中所占的地位是怎样的呢？

从总的规模来说，2013年底全国风电装机总量是7716万千瓦，海上风电装机容量是38.9万千瓦，海上风电占全国总容量的千分之五。

从发电量来说，海上风电的发电量在全国占比也只能比千分之五多一点。

因此从比例上来看，纯粹从规模上来说海上风电的贡献是比较小的，但是从产业来讲，海上风电设备的单机容量基本上是3MW、4MW、5MW、6MW等大容量的水平，代表了当今风电机组制造业的最前沿。

从勘察、安装、运行等方面来说也是当今风电行业发展水平的最前沿，在产业链中确实属于起步阶段。

中国农机工业协会风能设备分会理事长杨校生表示：

“海上风电原来制定“十二五”目标的时候还是比较乐观的，当时陆上风电已经进入高速发展时期，十二五完成万千瓦海上风电，好像问题不大。

但是海上风电开发比陆上难度要大的多，比预计的难。

首先设备上存在问题，国产海上风电机组的实试验时间不够，规模安装运行存在风险，进口设备价格又太高。

其次海上风电工程上相关的经验不多，我国海岸线全长超过3.2万公里公里，近海水下地形、地质类型较多，海底情况复杂多变，海上风电工程造价可能相差很大，需要一个摸索和优化过程。

再就是我国海上风力资源的研究分析和海上台风、浮冰等气象灾害的应对方法还不完善，另外从经济上来说上网电价迟迟没有确定，也为海上风电