翟恩地：中国海上风电平价时代技术创新挑战与机遇
近年来，中国海上风电发展迅速，取得了一系列可喜的成绩。截至2019年年底，我国海上风电新增装机约240万千瓦，累计装机约684万千瓦，招标未建设项目共2132.5万千瓦，容量巨大。
然而2020年1月23日，财政部、国家发改委、国家能源局紧急联合下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确从2022年开始，中央财政不再对新建海上风电项目进行补贴。加上在此之后各省地方政府接力国家补贴意愿不明确，使得刚进入商业化阶段不久，还处于起步阶段的中国海上风电承受巨大压力。
为了赶上0.85元/千瓦时的电价，中国海上风电进入了装机高峰，但海上风电吊装能力仍受安装船和风电机组产能的制约。
根据中国海洋工程咨询协会海上风电分会统计数据，2020年中国海上风电安装船预期量为33艘，随着小兆瓦机组逐渐退出市场，可用船舶或将明显小于这一数值。2021年中国海上风电安装船预期量是40艘，假设一条船一年吊装35至40台风机，每台风机容量是6MW，理论上吊装总容量将近900万千瓦。
风电机组主轴承等大部件产能受制于国外供应商，即使不考虑今年疫情影响，根据中国海洋工程咨询协会海上风电分会的统计，预计至少800万千瓦项目将结转至2021年之后。结合各省已招标未建设的容量，可以看到未来建设任务仍然很重。
中国海上风电只有达到平价，才能与火电和其他可再生能源公平竞争。依靠补贴，行业永远无法规模化发展。然而当前中国海上风电在通往平价的过程中，如何能借鉴欧洲海上风电发展的经验，通过技术创新降本增效，尽快实现平价上网，本文将从不同区域度电成本及电价趋势等几个维度对此进行探讨。
欧洲在海上风电行业涉入较早，开发经验丰富，具有先进的工程装备技术和成功的行业发展模式。欧洲海上风电的发展趋势或许能够给我们以启示。
通过欧洲申报电价的下降趋势图可以看出，英国的电价下降趋势最快，从2017年到2023年，六年间的电价降幅达到49.5%，年平均降幅为8.3%；而丹麦的电价下降趋势最慢，从2013年到2021年，八年间降幅达到40%，年平均降幅为5%。其余各国电价下降趋势介于两者之间。
中国海上风电起步较晚，近几年才开始高速发展。如果海上风电电价下降幅度能够达到5%~8.3%，与欧洲水平相当，那代表着我们的技术进步已经相当快，这个降幅是欧洲海上风电经过了二十年的发展后，直到最近几年才实现的。
若在“十四五”期间，我们的海上风电电价下降幅度能够达到上述水平，那说明我们在海上风电降本增效上能达到甚至能超越欧洲的进步速度。
除了电价下降趋势对比，我们还可以对比投资成本趋势。整个欧洲海上风电平均投资成本从2015年的33750元/千瓦降到2018年的18750元/千瓦，成本下降了约44%；在此期间，陆上风电的平均投资成本从15000元/千瓦降到了10500元/千瓦，成本下降幅度近30%。
而2015年，我国海上风电才刚刚进入商业化阶段，整个海上风电行业仅处于起步阶段。即使在这样的情况下，我们用了短短几年，海上风电平均投资成本从2015年的19000元/千瓦降到2018年的16500元/千瓦，成本下降了达到13%的水平。虽然跟欧洲相比还有很大差距，但我们正发力追赶。
按照政策规定，2018年底前核准的海上风电项目，如在2021年底前完成并网，上网电价为0.85元/千瓦时。2019年、2020年新核准的项目实行每年每千瓦降0.05元的价格。而沿海主要省份脱硫煤标杆电价低至0.39-0.45元/千瓦时，若以此为平价标准，海上风电降本压力非常大。
2019年中国海上风电新增装机约240万千瓦，主要集中分布在江苏，其次为广东、福建、山东等省。
以广东省为例，脱硫煤标杆电价是0.453元/千瓦时，若按照欧洲的电价每年下降幅度5%~8.3%来计算，广东最快可在2023~2024年间实现平价，最慢要到2026~2027年间实现平价。
同理，江苏、福建、山东最快均将在2024~2025年间实现平价。当然，要降低电价并不仅是在技术方面的创新，还有商务创新、政策支持等。那我们能否最快在2023~2024年间真的实现平价？毕竟欧洲经过了二十年技术的积累才达到今天的降幅水平，让我们来进一步分析。
以当前广东某风场为例，假定容量是40万千瓦，平均风速8.2米/秒，离岸距离28公里，水深为45米，年等效小时数为3300小时左右，投资成本约18000元/千瓦，运营成本含大部件约397元/千瓦。在项目全投资回报率为8%的条件下，支撑电价应为0.72元/千瓦时。想要达到脱硫煤标杆电价0.453元的水平，那么我们除了商务创新和政策支持外，就要通过技术创新来降本增效，使得年等效发电小时数增加、投资成本和运营成本降低。即便以项目全投资回报率按6%测算（资本金回报率不低于8%），要想支撑0.453元/千瓦时的电价，则要降低14%的投资成本，降低11%的运维成本，同时在年等效发电小时数上要提升15%，预计我国在“十四五”末能够实现这些目标。而要按项目全投资回报率8%测算，则要降低24%的投资成本，降低16%的运维成本，同时在年等效发电小时数上要提升30%，若想在在“十四五”期间内实现目标还相当困难。
同理，假设投资回报率按6%测算，江苏海上风电要想达到平价，需要在目前的基础上，降低27%的投资成本，降低18%的运维成本，在年等效小时数上要提升20%；福建需要降低22%的投资成本，降低17%的运维成本，在年等效小时数上要提升20%；山东需要降低22%的投资成本，降低15%的运维成本，在年等效小时数上要提升20%。
在投资成本下降方面，欧洲现在达到了43%的水平，我们在过去几年也达到了13%的水平。但要想迈向平价，要求降幅达到14%~27%，还要同时降低10%~18%运维成本，并提高15%~20%的发电量。要想在“十四五”期间内实现这些目标，就需要整机商在产品上实现技术突破、供应链要实现主要大部件国产化、整个风电场设计要实现优化并能够实现智能场群控制，设计院和整机商协同实现支撑结构载荷整体化设计、新型基础施工技术突破、施工公司从安装船、吊装技术突破实现施工窗口期大幅提高，中压、高压柔性直流远距离送出的技术突破，整机商在运维方面要提升整机的可靠性、提升运维效率将运维成本下降，只有通过技术创新实现以上的目标才能够实现平价。这一切，都需要我们全行业的共同努力。
广东、江苏、浙江、山东等沿海省份，既是负荷中心，财政实力也较强，补贴资金并不会带来过重负担。有了“省补”的助力，海上风电将迎来持续健康发展，每年将拉动上千亿元的投资，创造出数万个就业岗位，从而为地方经济社会发展作出更大贡献。
发展海上风电为推动地方经济发展带来机遇。过去几年，海上风电对沿海省区的地方经济拉动作用已经得到了验证。特别是广东阳江、揭阳、江苏如东等地具备建设海上风电母港的优良条件，依托海上风电开发，通过产业配套及产业组合，能够实现海上风电全生命周期产业价格的集合，形成千亿元级产业集群。
发展海上风电有助于促进前沿技术创新。由于海上风电涉及众多当代高端装备制造顶尖技术，海上风电的快速发展能够推动我国在长柔叶片、高端轴承、齿轮箱和大功率发电机等前沿技术上实现突破。同时，开展具有前瞻性的海洋测风、海洋基础、海洋施工、整机等前沿研究测试，对我国实施海洋强国战略、新型海洋经济开发具有重要带动作用。
发展海上风电能够加速沿海地区能源转型。东部沿海作为我国的经济中心，沿海省份的总能耗占全国的50%左右，且主要依赖化石能源。要实现我国的能源转型，这些地区必须率先调整能源结构。加快海上风电开发，会为这些地区尽快实现能源转型提供良好支撑。
发展海上风电利于国家能源安全。目前，我国能源对外依存度达到21%，原油和天然气更是分别突破70%、45%，不仅会给我国带来政治风险，也危及到国家的经济安全。海上风能资源储量大，适合大规模开发、就近消纳，充分挖掘这些资源，能够有效提高我国的能源供给安全系数。
沿海各省非水可再生能源发展需要海上风电。通过统计沿海各省在2019年的电力缺口，可以看出广东省的电力缺口最大，为1969.7亿瓦时。通过分析发现，在包括光伏、陆上风电等众多可再生能源形式中，海上风电由于贴近负荷中心，出力稳定，对广东省电力缺口弥补贡献最大。除了广东外，海上风电对电力缺口贡献较大省份的还有江苏、浙江、山东。随着国内可再生能源加速进入平价时代，若海上风电可以在“十四五”实现平价，就能与其他能源实现竞争，那么广东、江苏、浙江、山东四省会出现更大的海上风电消纳需求。预计“十四五”期间，四省的海上风电增量约1200万~1600万千瓦。
江苏和广东是目前海上风电发展的主战场，如果这两个省份释放出接力海上风电补贴信号的话，对于前途未卜的中国海上风电而言，毫无疑问是一剂强心剂。
在“国补”难以为继的客观形势下，希望地方政府能高瞻远瞩，按照中央要求，接力补贴，为海上风电发展营造稳定的政策环境和技术创新时间，助力其在“十四五”期间实现平价，让人们用上更多的可再生能源。
来源：中国海洋工程咨询协会海上风电分会
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