国内海上风电发展环境及经济性浅析

国内海上风电虽然起步较晚，但是由于海风资源的稳定性和大发电功率的特点，近年来有了较快发展。鉴于海风资源的地理分布，海上风电可发展区域主要集中在我国东部沿海地区，因而大力发展海上风电，既可以满足东部用电需求，更会加快我国绿色发电的步伐。在此通过对国内，特别是海上风电发展较为迅速的江苏省的经济政策环境研究，以及海上风电项目施工、运行特点的分析，对海上风电的经济性及发展前景进行探讨。

国内海上风电发展概述

根据中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）数据，截至2016年底，我国海上风电累计装机容量162万千瓦，海上风电占全国风电总装机容量的比重为0.96%。2009年，东海大桥海上示范风电场建成投产。2012年底我国海上风电场累计装机接近40万千瓦。受海域使用等因素影响，2013年海上风电发展放缓。2014年，我国海上风电新增并网容量约20万千瓦，全部位于江苏省。2015年我国海上风电新增装机容量为36万千瓦，主要分布在江苏省和福建省。2016年中国海上风电新增装机154台，容量达到59万千瓦，同比增长64%。

在电价方面，2014年6月5日，国家发展改革委发布《关于海上风电上网电价政策的通知》，对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。2016年年底，国家发展改革委再次发布通知，为继续鼓励海上风电发展，规定海上风电标杆电价不作调整。

规划政策方面，为了鼓励和引导海上风电健康持续发展，实现能源结构调整，国家出台了一系列政策，为海上风电的发展提供支持。国家能源局印发《全国海上风电开发建设方案（2014-2016）的通知》《海上风电开发建设管理办法》等，提出了海上风电发展规划、项目核准、海域海岛使用、环境保护、施工及运行等环节的管理和技术质量具体要求。其中，《风电发展“十三五”规划》提出，“十三五”期间将积极稳妥推进海上风电建设，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年4省海上风电开工建设规模均将达到100万千瓦以上，到2020年，全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。

江苏省海上风电的经济政策环境

截至2017年的6月底，江苏省海上风电装机是118万千瓦，占全省新能源装机20%，海上风电（潮间带和近岸海域风电）装机容量规模全国居首。从布局区域上看，江苏省海上风电项目主要集中在如东县、大丰市、滨海县和响水县等海域。由于江苏省得天独厚的自然优势，透明开放的市场准入制度，良好的工业基础，各电力开发企业纷纷抢滩进入，市场资源的竞争非常激烈。

资源良好、风能条件优越。江苏省东部沿海海岸线长约954千米，海域面积37500平方千米，滩涂6500平方千米，风能资源丰富，主要分布在沿海滩涂和近海海域。潮间带和近海海域80米高度平均风速在7.5米/秒左右，近海部分海域80米高度平均风速接近8.0米/秒，风能资源开发价值较好。

电网消纳能力强。江苏省电力装机规模超过一亿千瓦，电网消纳能力强，具有较强大的电网系统。电网布局合理，电力输送便利，能够保障全额消纳。新能源补贴发放及时，未出现长时间拖欠问题，保证了新能源项目的收益。

海上风电企业发展迅速，已形成了完整产业链。江苏省风电产业链基本齐全，形成了一定的集群优势，具备了一定规模和水平的风电机组制造能力、关键零部件制造能力、风电机组配套能力。江苏省规模以上风电企业约为70家，其中风电机组制造企业10家，关键零部件制造企业10余家，配套企业30余家。节约了物流成本，同时也为后期运维备品配件的及时供应创造了条件。

经济发展迅速，政策规划重点培育。“十二五”，江苏省GDP年均增长9.6%，高于全国1.8个百分点，“十三五”期间，江苏省预计将继续保持较快增长。同时，《江苏省国民经济和社会发展十三五规划》提出，“要加快推进能源变革，优化能源生产结构，大力发展风能等可再生能源，推动清洁高效、低碳优质能源逐步成为增量能源贡献主体。风电，海陆并举、以海为主，兼顾内陆中低速风能开发，形成800～1000万千瓦装机。”《江苏省“十三五”海洋经济发展规划》提出，“优化海上风电开发布局，积极发展离岸风电。巩固放大盐城国家海上风电产业区域集聚发展试点效应，推动海上风电设备关键技术攻关，重点发展具有世界先进水平的6兆瓦以上海上风电机组及关键零部件、集中监控及智慧风场管理系统、风电控制系统及设备、构建集技术研发、装备制造、风场应用和配套服务于一体的全产业链。支持盐城、南通、连云港海上风电开发，加快建设千万千瓦级风电基地。”

海上风电项目的经济性及成本控制

海上风电机组装机成本主要受到海水深度和离岸距离影响。海水深度的增加将导致支撑结构成本上升。据测算，单独考虑海水深度的影响，当海水深度从15米增加到45米时，支撑结构的成本将由2886元/千瓦增加到7380元/千瓦。另外，安装成本也会随着海水深度的增加而增加。

离岸距离的增加将导致海底电缆长度与所需变压设备数量的增加，同时远离海岸的海域环境也普遍较差。据测算，当离岸距离从5千米增加到200千米时，安装成本将由3813元/千瓦增加到7905元/千瓦。另外，离岸距离的增加还会增加安装船的航行距离，使得燃料成本上升。

中国海上风电场的千瓦容量投资约为陆上风电场的2~3倍左右。

就海上风电项目各部分具体来说：

风机方面，海上风电风机投资占比达到工程总造价50%，对项目的经济性十分敏感。由于海上气候特殊，风机设备制造过程中需考虑台风、防腐等技术要求，需要增加设备成本。风电机组的选型并不是单机容量越大越好，应结合海上风资源、风机机型技术成熟度、机组效率、风机设备的运输安装和易维护性等条件综合比较，选择有代表性的风机及不同风机组合进行详细的经济比选。

桩基。不同风电场基础造价受到海深和基础形式的影响会有明显的差别，应具体进行造价对比分析。以江苏沿海为例，现阶段钢管桩制作费用在4000元/吨左右。钢管桩钢材价格的波动对海上风电项目的投资有较大影响，仅从2016年1月～2016年5月，价格就有30%左右的上涨。高桩承台钢管桩数量有6～8根，现阶段制作费用在2500元/吨左右。钢管防腐与单桩基础相同。如果桩重在120吨以下，国内能施工的船机较多，超过120吨后，国内的施工船机相对来说较少。

海缆。海缆结构特殊复杂，自重和机械强度大，为了适应海底的复杂环境，海缆的设计要考虑海水的渗漏和腐蚀，因此海缆造价远高于陆上电缆。风电场风机之间一般采用35千伏海缆，海上升压站至登陆的主海缆一般选用110千伏或220千伏。采用三芯海缆还是单芯海缆，剔除输送容量因素，主要受制于施工船机设备和登陆距离的影响。

海上升压站。电压等级、上部建筑结构体积重量、升压站基础形式对所用钢结构工程量影响较大，陆上升压站建设规模的大小以及所有海缆敷设路由是否合理、舾装的标准、材料采购来源的远近对工程费用的影响程度等也是影响造价的内容。

海上风机运输和吊装要用专业的驳船和巨型浮吊，并需要采取相关辅助措施，远高于陆上风机吊装费用。目前国内专业船舶数量较少，导致吊装所需时间偏长，增加了整体吊装成本。

此外，海洋资源十分宝贵，风电机组布置应按照节约用海原则，在技术可行的范围内尽量减小风电场涉海面积，以减少项目建设用海（地）费用。

通过国内特别是江苏和福建陆续开工建设的一批海上风电项目，主机设备的可靠性、施工装备、施工工法等都逐步成熟，为规模化开发海上风电项目打好了基础。

目前海上风机机组基本已经实现国产化，随着海上风电的迅猛发展，大量风电机组的批量生产、吊装、运行，国内风机厂家竞争越来越激烈，机组和零部件价格会逐渐下降。另外，海上升压站、高压海缆等价格随着产业化程度提高，也显现了下降的趋势。随着施工技术逐渐成熟，海上风电施工成本也将大幅降低。目前，我国海上风电单位千瓦投资一般在15000～19000元之间，至2020年建设成本预计可小幅下降。

由于我国海上风电建设处于起步阶段，因而缺乏专业的施工队伍，施工能力较弱，随着众多海上风电项目的开工建设，我国海上风电建设队伍的施工能力将不断提高，逐渐形成一批专业的施工团队。同时，根据市场的需要，未来将出现一大批专业的运维团队，专门从事风电机组、塔筒及基础、升压站、海缆等设备的预防性维护、故障维护和定检维护。海上风电的装备标准和认证体系也将逐步完善。海上风电项目在今后的快速发展中，相关配套产业也将不断完善。