1、精選優質文檔-傾情為你奉上海上風電理順節奏 再出發核心提示 目前海上風電市場隨著電價的確立正式拉開帷幕，雖然政府和相關機構持樂觀態度，但海上風電開發難度比陸上更大，涉及的層面更廣，成本也更高，對機組的要求也相對增加，國內主要的投資商、風電機組整機供應商是否對展開海上風電市場的競爭最好了充分的準備？我國海上風電技術可開發量很大，5-25米水深，50米高度，可開發的海上風電技術容量約為2億千瓦，5-50米水深，70米高度海上風電可開發量約為5億千瓦。但是考慮到通航、軍事、海洋環保以及其他特殊用海的問題，真正可開發的量還是有限的。目前我國規劃了三大海上風電建設基地，分別是江蘇、廣東和山東千

2、瓦千瓦級海上風電基地，還在遼寧、河北、上海、浙江、福建、海南等地規劃了百萬千瓦級海上風電基地，以陸上風電規劃和建設速度為參照，海上風電開發規模大概不會超過1億千瓦，不包括深海風電。“十二五”規劃提出，到2015年投入運行海上風電裝機容量500萬千瓦，2020年達到3000萬千瓦。但是，由于海上風電上網電價一直不明朗，加之海上風電涉及海洋部門、漁業、能源、國防等多個部門，風電場規劃與海洋功能區劃、海岸線開發規劃、國防用海規劃等協調難度大，海上風電進展緩慢，也出現了很多對海上風電的質疑。國家發改委近日正式下發關于海上風電上網電價政策的通知，明確了國內海上風電的標桿電價：2017年以前投運的近海風電

3、項目上網電價為每千瓦時0.85元(含稅)，潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.75元(含稅)。電價的確定對于風電行業而言應是利好消息，尤其是非招標海上風電項目的并網銷售工作將更容易開展，企業、投資者興建海上風電項目的積極性也會更高。§ 第一批特許權招標項目的困惑國家第一批海上風電特許權項目招標中，濱海近海風電場30萬千瓦時項目等4個項目均在江蘇省，總規模達100萬千瓦。江蘇省是海上風能資源豐富的地區，2020年目標為1000萬千瓦，其中陸上300萬千瓦，在潮間帶和近海700萬千瓦，年風電上網電量可達200億千瓦時。自2010年10月公布首輪海上風電特許權中標結果之后，將近兩年過去了，

4、首批的4個項目均未完工。水利水電規劃設計總院副總工程師易躍春介紹，第一批海上風電特許權招標項目已考慮了港口、碼頭、航道等因素，做了充分的前期排查工作。但在實施推進過程中，隨著國家新一輪灘涂圍墾計劃的出臺，海上風電項目服從大的規劃調整，包括特許權項目在內均對場址進行了復核、調整。上海電氣與山東魯能中標了國家能源局招標的東臺項目，但后來海洋部門稱該區塊是自然保護區，上海電氣副總經理劉琦曾表示“有關部門要求我們需要從原地往深海推進10公里。這就涉及到海事局、海洋局、軍事，海底電纜，漁民等等問題。手續得重新走一遍，非常復雜。據我了解，當年第一批的4個項目，地址都變更了。現在要全面啟動缺乏基礎，缺乏國家

5、相關的主管部門的協調、配合，以及法律法規支撐。”另一家海上風電生產企業華銳風電也直言，風電場址的變更對其產生了不小的影響。根據華銳風電提供的數據，華銳在首輪招標中，中標濱海和射陽兩個共計600MW的近海項目，其余兩家風電機組制造企業分別中標大豐和東臺各200MW潮間帶項目。除了政府部門缺乏協調規劃，風電運營商在海上風電一期特許招標中投出的超低電價也飽受業界詬病。在開發成本遠高于陸地成本的情況下，一期投標的最低電價已接近陸上風電的標桿電價。第一批海上風電特許權項目中標的4個項目的投標價普遍低于0.8元/千瓦時，平均分別為0.7779元/千瓦時、0.7070元/千瓦時、0.6881元/千瓦時和0.

6、6882元/千瓦時，均遠低于上海東海大橋海上風電項目最終確定的上網電價0.978元/千瓦時。實際上這一價格已經接近了陸上風電的價格，但是海上風電的投資成本卻是陸上風電成本的2倍左右。在第一輪投標中，大唐新能源股份有限公司的濱海近海30萬KW項目的中標電價為每千瓦時0.7370元；中國電力投資有限公司聯合體的射陽近海30萬KW項目為每千瓦時0.7047元；山東魯能集團的東臺潮間帶20萬KW項目為每千瓦時0.6235元；龍源電力的大豐潮間帶20萬KW項目為每千瓦時0.6396元。而現實是，海上風電開發難度遠大于陸上風電，其發電技術落后陸上風力發電10年左右，成本也要高兩三倍。據參與評標的一位人士透

7、露，當時招標采用的不是最低價者中標，而是各家投標價格的加權平均價，再下浮10%，誰最接近這個價格誰中標。（附第一批海上風電特許權招標中標電價）第一批海上風電特許權招標中標電價1.東臺項目：用海面積縮減由于東臺潮間帶風電場20萬千瓦項目用海選址與江蘇沿海灘涂圍墾范圍和鹽城珍禽自然保護區有重疊，東臺項目調整了用海位置。自中標以來，魯能公司積極開展項目核準所需的各項可研報告。但國家海洋局在召開用海平面布置方案審查會時，指出東臺項目用海選址與江蘇沿海灘涂圍墾范圍和鹽城珍禽自然保護區有重疊，并退回了該項目的海域使用申請。魯能公司隨即向江蘇省發改委能源局遞交了盡快確定該項目海域使用的報告。江蘇省能源局、海

8、洋與漁業局召開會議提出場址調整初步框架方案，目前華東勘測設計院正按照初步框架方案，在東臺海域進行項目用海地形勘測。該項目的原場址位于潮間帶地形，距海岸線21公里，初步確定的新場址據海岸線至少32公里，屬于近海地形，這將大幅增加風電機組的基礎投資。而且隨著用海位置的調整，已經完成的海域使用論證報告、海纜路由調查、通航安全評估報告、環境影響評價報告等都要推倒重來，地震安全評價報告、可行性研究報告、風電機組基礎專題報告等也需根據前期工作成果進行補充和完善。2.大豐項目：盈利壓力巨大2013年11月26日龍源大豐200兆瓦海上風電特許權項目舉行開工儀式，龍源大豐200兆瓦海上風電特許權項目位于江蘇大豐

9、市外側的東沙沙洲北部海域，總裝機容量為200兆瓦。項目場址呈四邊形，東西向長約16公里，南北向長約6.3公里，風電場中心距離海堤約30公里。這個海上風電項目年上網電量為52560萬千瓦時，項目的集控中心、運維碼頭等前期工程已動工建設。在海域使用問題上，該項目面臨著和東臺特許權項目同樣的困境，即風電場與江蘇圍墾區規劃、江蘇省上報的珍禽保護區局部有重疊。應國家海洋局要求龍源電力與江蘇相關部門協商調整了用海方案。這引起了項目執行與規劃銜接等一系列問題，在架空線、電纜鋪設等方面勢必要增加成本。事實上，項目執行成本的壓力不僅來源于用海方案調整引起的成本增加，海上特許權中標電價過低是另一個重要因素。以海上

10、風電場建設配套的220千伏海上升壓平臺為例，國內沒有相關的建設經驗，同時國內海纜生產廠家也沒有220千伏海纜生產經驗，而國外產品價格昂貴，遠高于特許權電價承受能力。在2010年國家海上特許權投標中，各開發商為了獲得海上風電開發先機，在評標打分規則影響下，中標電價低于預期值，接近于江蘇陸地風電電價。與2010年投標時相比，外部條件發生了很大變化，尤其是原材料大幅漲價，融資成本明顯增加，給開發商帶來了很大的壓力。3.射陽項目：海域征用困難江蘇射陽海上風電場30 萬千瓦風電特許權項目位于射陽北區H4#風電場，離岸距離36km，為近海風電場，規劃海域面積150km2。工程擬安裝100 臺單機容量3.0

11、MW 的風電機組，裝機容量300MW，風電機組轉輪直徑113.3m，輪轂高度90m。風電場配套設置一座220kV 海上升壓站及一座陸上集控中心，集控中心布置在海堤內側。工程建設總工期約為42 個月，工程靜態總投資約52.5億元，工程動態總投資約54.7 億元人民幣。海域征用困難似乎是每一個海上風電特許權項目都繞不過的問題。由于射陽項目220千伏海纜登陸點處于國家自然保護區試驗區內，按環保要求，保護區內的線路不能架空，只能采取地埋方式。由于海上風電屬于新興產業，海洋相關職能部門在以往的海洋功能區劃中沒有考慮海上風電使用需求，導致項目用海報批程序反復、漫長。此外，中電投還做了大量調研工作來確定海上

12、技術施工方案。根據可研報告，本項目風電機組基礎形式選用單樁結構；安裝方式以分體安裝作為首選，整體安裝作為備選；220千伏海上升壓站和海纜路由優化將借鑒國外經驗；碼頭初步定為在射陽港新建碼頭或直接利用華銳風電設備出運碼頭以滿足分體吊裝的方案要求；就項目所需的3兆瓦離岸型風電機組，除了對質量可靠性的要求外，還要求齒輪箱、變槳軸承等關鍵零部件采用本土設備；塔筒將采用物理防護和電化學防護等措施作為防腐手段。4.濱海項目：應變經驗缺乏江蘇濱海海上風電場30萬千瓦風電特許權項目位于濱海縣廢黃河口至扁擔港口之間的近海海域，中心位置離海岸線直線距離約21千米，規劃海域面積約150平方千米。工程擬安裝100臺單

13、機容量3兆瓦的風力發電機組，總裝機容量300兆瓦，均采用華銳風電研發生產的3兆瓦風電機組。預計工程建設總工期約為36個月，工程靜態總投資約50.2億元，工程動態總投資約52.4億元。2013年8月15日，獲得江蘇省發展和改革委員會核準批復。濱海項目風電機組基礎施工選擇三樁導管架結構，風電機組運輸安裝采用改進整體吊裝方案。濱海特許權項目的海洋地質情況差，表面淤泥及淤積質黏土較厚，與國外已建成的海上風電地質情況相比差異較大，海上風電機組基礎結構施工難以完全套用國外成型的單樁結構。而且該項目所處海域的海洋表面承載力差，風電機組吊裝無法完全采用國外成熟的分體吊裝方案。值得一提的是，220千伏海上升壓站

14、的設計安裝在國內尚屬于首次，大唐新能源通過與國外有經驗的海上升壓站設備廠家的交流探討，擬對該項目的海上升壓站實施整體吊裝，在陸地完成鋼結構和所有部件安裝調整。而海底電纜的施工還需要對國內現有船舶設備進行改造更新。“此外，我們也正在對海上防腐、消防冷卻等進行技術論證。”該項目負責人補充說。然而，這看似順利的進展也遇到了難題，該項目面臨著海域使用面積減小的尷尬。根據濱海特許權項目海域使用評審意見，原計劃安裝100臺風電機組的用海面積縮小了1/3，造成單機可利用率降低，也大大影響了風電的發電量和安全運行。大唐新能源眼下急需在用海面積縮小的情況下確保項目的收益率。§ 幻想中的“千億蛋糕”海上

15、風電在全國風電總量中所占的地位是怎樣的呢？從總的規模來說，2013年底全國風電裝機總量是7716萬千瓦，海上風電裝機容量是38.9萬千瓦，海上風電占全國總容量的千分之五。從發電量來說，海上風電的發電量在全國占比也只能比千分之五多一點。因此從比例上來看，純粹從規模上來說海上風電的貢獻是比較小的，但是從產業來講，海上風電設備的單機容量基本上是3MW、4MW、5MW、6MW等大容量的水平，代表了當今風電機組制造業的最前沿。從勘察、安裝、運行等方面來說也是當今風電行業發展水平的最前沿，在產業鏈中確實屬于起步階段。中國農機工業協會風能設備分會理事長楊校生表示：“海上風電原來制定“十二五”目標的時候還是比

16、較樂觀的，當時陸上風電已經進入高速發展時期，十二五完成萬千瓦海上風電，好像問題不大。但是海上風電開發比陸上難度要大的多，比預計的難。首先設備上存在問題，國產海上風電機組的實試驗時間不夠，規模安裝運行存在風險，進口設備價格又太高。其次海上風電工程上相關的經驗不多，我國海岸線全長超過3.2萬公里公里，近海水下地形、地質類型較多，海底情況復雜多變，海上風電工程造價可能相差很大，需要一個摸索和優化過程。再就是我國海上風力資源的研究分析和海上臺風、浮冰等氣象災害的應對方法還不完善，另外從經濟上來說上網電價遲遲沒有確定，也為海上風電建設推進增加了不確定性。因此，海上風電發展目前還在起步初期，各方還是持謹慎

17、態度的，觀望氣氛濃厚，發展速度比預想的慢。，目前看來，十二五期間要達到既定規劃目標是很困難的。”目前有一種說法，海上風電即將開啟千億市場，這個算法是按照500萬千瓦的裝機容量，每千瓦兩萬元的成本計算，得到1000億的數據。但是這個千億蛋糕是否能夠按照人們的設想順利的實現，恐怕沒那么簡單。實際上，從目前的行業發展現狀來看，雖然規劃目標是2015年達到500萬千瓦的海上風電裝機，但是目前的進度遠到不到。海上風電的“千億蛋糕”只是理論上存在，真正能夠拿下這個市場，可能還需要更長時間的努力。§ 對海上風電準備不足 致使發展速度遲緩我國對海上風電的規劃目標是到2015年投入運行海上風電裝機容量

18、500萬千瓦，目前海上風電發展速度比較緩慢，裝機總量達到38.9萬千瓦，與500萬千瓦的差距比較大，按照目前的發展程度在到2015年很難完成這個目標，造成這個局面的原因是多方面的。就此，水利水電按規劃設計總院副總工程師易躍春表示，首先海上風電開發存在一定的難度，我們對海上風電的認識是一個逐步加深的過程。通過這幾年的陸上風電的快速發展，從小到大、從無到有，到現在成為世界第一的風電大國，對風電機組的制造、使用、安裝都取得了一定的成績，行業發展達到了一定的水平。在陸上風電取得了上述成就的基礎上，對海上風電進行規劃時，也進行了相應的設想，對海上風電的發展速度也給予了較好的希望。但是實際建設過程中，不論

19、是風電機組的制造，還是海上風電場的施工安裝，以及前期的投入，相對于陸上風電來說都存在較多問題，工作難度等級更高。其次，陸上風電已經形成了一套比較完善的管理辦法和相關的技術標準，但是對海上風電來說，由于涉及一些新的部門和管理的要求，造成整個開發建設周期比較長。比如做一個陸上風電場，從測風到可研到建設2-3年可以完成，而海上風電場開發來說，目前完成海洋、海事、環評等前期專題研究工作就需要兩年多時間，加上前期的測風、海洋水文觀測的工作，前期工作需要三年多的時間。所以對于海上風電管理的認識和梳理海上風電管理流程也是一個新的挑戰。因此，由于海上風電前期沒有積累，加上前期準備的時間，完成2015年規劃目標

20、的時間周期就被延長。第三個不可回避的問題，就是海上風電的電價。陸上風電的電價是經過從特許權招標逐漸回歸市場引導、逐漸回歸理性的過程。隨著產業的成熟，陸上風電除了棄風限電的影響，大部分風電能夠帶來較好的盈利，各方反應速度、投資決策、開發建設都比較快。海上風電第一期特許權招標開始時，市場反應積極性也比較高，上網電價競爭也比較激烈。后來由于電價遲遲沒有確定，造成大的投資開發企業擔心風險，投資決策難下，因此雖然前期工作做了很多，但是實質性的開發建設動工的比較少。§ 電價政策解讀國家發改委于今年6月19日公布的關于海上風電上網電價政策的通知（下稱通知）。通知規定，對非招標的海上風電項目，區分潮

21、間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價。2017年以前（不含2017年）投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.85元（含稅，下同），潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.75元。通知同時指出，鼓勵通過特許權招標等市場競爭方式確定海上風電項目開發業主和上網電價。通過特許權招標確定業主的海上風電項目，其上網電價按照中標價格執行，但不得高于以上規定的同類項目上網電價水平。對于2017年及以后投運的海上風電項目上網電價，將根據海上風電技術進步和項目建設成本變化，結合特許權招投標情況研究制定。此次公布的價格雖然并不能覆蓋企業層面的成本支出，但使已經投產、正在興建的海上風電項目有據可依，項目規劃、設計、施

22、工、運營將更加順暢，民營資本進入海上風電的動力也相對增加。不過，對于這次公布上網電價市場反應不是很熱烈，在這個電價環境下，要達到海上風電項目保證充分的盈利從而吸引更多的投資，對于風資源的穩定性和設備發電效率等方面的要求就相應變的更嚴格。另外電價政策具體落實到實際實施還需要進一步解讀和實施細則的支撐，監管政策的制定也需要時間，僅僅期待一個上網電價的發布推動整個海上風電的發展進程題恐不太現實。國泰君安研究報告指出，按潮間帶15000元/千瓦的投資成本和2800-3200利用小時反推，0.7元0.9元/千瓦時的標桿電價將使海上風電運營的內部收益率與陸上風電相近，具備啟動的經濟性。對于大多數企業而言，

23、0.75元/千瓦時、0.85元/千瓦時的電價缺乏吸引力。海上風電前期工程與后期運維成本太高，除了福建等風能資源較好的地區，其他項目或面臨盈利壓力。作為參照標準，福建省海上風電資源相對較好，目前的電價水平對福建省來說有一定經濟性。如果靠這個電價盈利對福建地區都比較難的話，別的區域難度就更大了。長期關注風電開發氣候研究的國家氣候中心研究員張秀芝指出，除了福建沿海年平均風速可達到8.5米/秒甚至10米/秒外，中國大多數區域的海上風資源并非很豐富。對于浙江、江蘇、廣東等風資源在7.5米/秒以下又受臺風影響較大的區域，這個電價盈利空間有限。當然有一些地方政府會出臺鼓勵海上風電開發的補貼政策，則成為了重要

24、的補充。上海日前就出臺了上海市可再生能源和新能源發展專項資金扶持辦法（下稱辦法）。辦法稱，對風電項目根據上網電價對項目投資主給予獎勵，陸上風電補貼0.1元/千瓦時，海上風電補貼0.2元/千瓦時。獎勵時間為連續5年，單個項目的年度獎勵金額不超過5000萬元。這也是目前唯一出臺的海上風電地方補貼政策。2014到2016年將是大規模海上風電成本與電價水平的實際摸索階段，這意味著到2017年會有一個更加客觀合理的電價政策。§ 2015年、2016年是至關重要的兩年按照目前的海上風電開發進度，2015年海上風電裝機容量不會超過300萬千瓦。雖然規模上沒有達到預期，但是通過這幾年的海上風電開發進

25、程，海上風電的電價政策已經出來，管理流程得到完善，風電機組設備制造水平也提高了。這就給在“十三五”期間海上風電實現大的進展打下了基礎。以陸上風電為例，從2003年以來，對陸上風電的規劃目標逐年遞增，2015年的發展目標從500萬千瓦上調到了1億千瓦，而且這個目標在2015年實現是沒有問題的。所以行業發展是一個積累的過程，由于有前期的積累，促進相關的政策適時的出臺，從而促進行業規模和水平的顯著提升。反觀海上風電的發展歷程，最初是在陸上風電的基礎上，通過從零開始的摸索制定相關的目標，完全沒有積累。在提出2015年實現500萬千瓦海上風電目標的時候對海上風電開發利用的很多問題是沒有概念的，所以“十二

26、五”期間的海上風電是一個起步階段，對于政策、管理、技術等基礎問題的摸索和完善才是最重要的。通過建設一批示范項目，從設備制造、建設運行、政策環境、管理環境各個環境都完善起來，為下一步大規模的發展奠定一個好的基礎。如果這個基礎沒有做好，即使2015年完成了規劃目標，也不利于未來的海上風電開展。前期起步和示范階段的周期直接決定未來的海上風電發展速度。目前在海上風電電價出臺的前提下，如果到2015、2016年海上風電能夠建設300萬-400萬的規模，形成科學有效的管理辦法，設備制造水平能夠滿足建設需求，同時形成相對比較理性的電價，有可能引起海上風電爆發式的增長。如果這個階段沒有處理好，那探索階段的周期

27、還會延長。§ 必須越過的檻即使電價政策邁出了階段性的一步，海上風電的大發展還需要越過另外一道至關重要的門檻，即海上風電機組設備制造水平的提升。從成本占比來看，陸上風電有60%70%的成本來自風電機組，但是海上風電在歐洲大概只有17%的成本由風電機組產生，前期基礎建設和后期運維占據了海上風電開發成本的大部分，國內海上風電機組所占成本可能達到25%。而這一比例仍有提升空間，國內海上風電的主設備占比將達到30%40%。目前出臺的上網電價并沒有很大的利潤空間，確保機組本身質量的可靠性就成了風電場全生命周期成本控制的關鍵所在。而目前國內海上風電機組的制造水平，顯然還不能夠支撐行業的快速發展。目

28、前陸上風電機組市場基本被國內廠家瓜分，國產風電機組的研發制造水平已經成熟，也出現了能夠適應不同風況和環境要求的各種類型的機組，但是在海上風電機組的研發制造中，由于經驗的缺乏，一切都還在摸索的階段，相應的機組質量問題也需要一步步克服。江蘇海上龍源風力發電有限公司副總經理高宏飆曾說過：“現在為止（江蘇）如東用了10個廠家13種機型。這里面傳統說法就是給國內廠家提供這么一個平臺，作為試驗樣機安裝。但帶來一個很大的問題，現在廠家基本上都趴下了。我開玩笑說，我們給你們提供一個平臺讓你們表演，表演出什么結果呢？很多在舞臺上面歪掉了，還有好幾家從舞臺上面掉下來了。”他所說的，正是國產風電機組的穩定性與可靠性

29、問題。海上機組的質量可靠性如果出現問題，后期運維的投入將會是天文數字。陸上風電機組故障維修或更換最多動用到吊車，一天或兩天的時間，花費不超過50萬，但是如果在海上要更換一個重要部件，就需要大型海上施工船，現在的價格水平是起板價15天，15天施工周期，起板價就是1500萬。據稱東海大橋一期項目，一臺機組出現故障，更換費用除去機組本身，施工費用、租船費用總共將近2000萬。§ 把風電機組安裝到海上設備廠商都準備好了嗎？歐洲是海上風電發展最成功的地區,特別是英國。英國海上風電發展得益于皇家財產局對海洋資源的支持和差異化的ROC政策,值得我國借鑒。全球供應海上風電機組的企業中，西門子是最受推

30、崇的。西門子占據了歐洲海上風機60%的市場份額,主要裝機產品是3.6MW鼠籠式異步風機,新的D6平臺產品走大容量(6MW)直驅永磁路線。另外維斯塔斯也宣布了研發10MW大型風電機組的計劃。國內整機企業中已經有金風科技、華銳風電、聯合動力、湘電股份和海裝風電等廠家具備了5MW及以上大型風電機組的研發制造能力。金風科技金風科技公司6MW風電機組目前已經完成測試，并已進入吊裝階段，吊裝地點位于江蘇大豐。金風科技6MW風電機組繼續采用直驅永磁的技術路線，葉輪直徑超過150米，主要應用于海上風電。這家目前全國最大的風電整機制造商，原計劃于2011年完成6MW直驅永磁風力發電機組的總體設計和零部件的詳細設

31、計，2012年6月完成樣機的吊裝。2013年撤銷南京金風后，回收的資金約2690萬元用于6MW直驅永磁機組研制專案。聯合動力2013年1月4日，由國電聯合動力技術(連云港)有限公司自主設計研發的6MW海上風力發電機組在山東濰坊風電場順利并網發電。此次并網發電的6兆瓦機組是目前國內單機功率最大的風力發電機組。在技術上，該機組采用緊湊結構形式，有效減輕了機組的整體重量。同時，該機型還具有獨自變槳功能的控制系統，這種系統可以有效降低大兆瓦風機承受的不均勻載荷，從而更好地適應電網要求。此外，該機組相配套的66.5米長風電葉片也由國電聯合動力技術(連云港)有限公司自主研發。華銳風電華銳風電近年來始終堅持“兩海”戰略，即海上風電開發和海外市場的拓展。截至2013年年末，華銳風電海上