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4、持续扩大规模,才能迎来海上风电单位造价降低的拐点
海上风电是长产业链产业,涉及主机装备、基础、施工、电气(海上升压)、电力输送(电缆)、安装施工等,目前从海上施工的环节来看,基本实现了国产化,但从总量来看,海上风电规模还是太小;从规模效应来看,单位造价降价的拐点还远远未到。
图4:海上风电投资主要成本构成
到2019年年底,我国海上风电累计装机并网容量才684万千瓦,2019年招标量虽然达到2132万千瓦,但是因为海上风电的长产业链,从招标到开工到施工,还有较长的周期,更重要的是,目前的海上吊装施工船仅有19艘在役。根据初步统计,2020年会有14艘陆续投入使用,按照2019年的投产规模239.5万翻倍,2020年最多并网500万千瓦,意味着2020年的海上风电可以突破千万千瓦大关,但对降低行业单位造价几乎没有产生影响。
图5:2019年中国海上风电发展数据
图6:中国海上风电2019-2021发展基础数据
注:图5,图6来源于中国海洋工程咨询协会海上风电分会秘书长翟恩地演讲
海上风机造价还有继续降低的空间。中国海上风电的起步是站在巨人肩膀上开始发展的。真正大规模的海上风电装机应该从上海电气引进或国产化的西门子4.0MW机型开始,一直到今天的8MW(上海电气)机型,单从风机的价格来看,7.XMW机型的单价已经下降到7000元/kw以内,主机价格已经下降速度很快,但还有空间,因为规模还远远没有达到工业化产品应有的规模(目前是合计几百台的交付量)。一旦年需求量达到千万千瓦级,海上风机的造价将呈断崖式下降。
施工船是瓶颈,需要快速增加,同时增加运维配套。一艘工程船每年的施工窗口期是有限的,每年安装风机的数量基本固定的,甚至因为天气原因达不到预定的产能目标。行业企业(包括风电开发企业)需要规划好,根据施工量科学合理建造,与风机装机规划数量匹配,主机企业、开发企业要和施工船建造企业主动联合,创新商业模式(估计现有的部分是合作开发建造),降低造价。
升压站、电缆等属于传统工业产品,是造价高和用量大的这两个投资。因为用途的特殊性,短期内用量少,单位采购成本较高是必然的,笔者未对他们做深入了解,不做评论,但可以肯定的是,一旦需求量呈数量级的上升,我相信单价也会呈跳水式下降。
5、时不我待,提前做好平价准备
全力实施海上风电降本增效工作
由于海上风资源的稳定,年度平均发电小时数比较高,且相对陆上风电没有叶片、主机和塔筒等超限运输的限制,叶片再大也不会受阻。同时,只要把风机的可靠性设计做到位,相对陆上风电没有后期运维噪音、光污染等生态环保问题。
陆上风电的发展经验告诉我们,大规模发展才是海上风电实现良性循环的可持续未来。陆上风机从100万千瓦装机容量到1000千瓦万装机容量,主机价格价格下降了30%左右,1000万千瓦到5000万千瓦又下降了20%左右。海上风电的发展,关键在于规模,规模上去了,相关配套施工装备才能跟上,主机设备及电缆等用量上去了单价自然就降下来了,最后单位投资成本才能降下来,反过来才会促进规模扩大,实现风电的良性循环发展。
目前海上风电的单位投资成本在1.5-1.7万元/kw,如果可以降低到1万元以内,技术上将海上风电的发电小时数增加20%以上,同时将海上风机的寿命延长5-10年,海上风电的度电成本甚至低于火电度电成本,无疑给海上风电的发展带来更加广阔的市场份额。
从国外的海上风电发展来看,以丹麦和英国为例,6-8年时间实现风电电价下降40-50%。中国市场空间和发展规模远高于欧洲区域,5年内实现电价达到国内陆上煤电标杆电价完全不存在问题,无论是技术问题还是投资规模,实现起来都比欧洲要相对容易。无论是广东还是江苏还是山东,燃煤标杆电价都相对较高,而且用电量大,各方努力,共同降低成本,通过一致努力完全可实现平价。
海上风电的平价政策已经提前两年通知,是否有地方补贴,作为经济强省的东部沿海省份,随着经济的持续增长已经不重要,因为电力需求的市场已经摆在我们面前,能否抢占,就看海上风电自身的竞争力。
从市场经济角度来看,电力外购依赖度高的省份有可能部分继续地方补贴。例如广东省,经济总量巨大,一个百分点的经济增长,对电力需求的增加将是惊人的数字,考虑工业用电的安全,适当的增加少量成本也是值得的。从风电开发的产业链相关企业来看,只有全力以赴降低海上风电投资造价,提前实现海上风电平价上网,才能实现海上风电的可持续健康发展,并获得更大的市场空间。英国、丹麦和德国的经验告诉我们,具有了与火电竞争的价格水平,海上风电前景不可限量。
海上风电国补退出的日期日益临近,留给海上风电装备及其他相关企业的时间已经不多。同时要避免陆上风电2019-2020抢装导致的风电产业链涨价的教训,抢装实际上是变相降低了开发企业的投资收益;此外,也要避免过去近二十年陆上风电大起大落的发展形态,尽量实现装机容量平稳增长,与经济发展同步。
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