海上风电行业分析报告.docx
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海上风电行业分析报告
2018年海上风电行业分析报告
2018年9月
海上风电具备较好的发展前景。
海上风速一般相对陆地要高,风力稳定性也相对较好、沙尘较少;因此可以稳定的进行大功率输出,减少风机磨损。
同时由于海上风电不占用土地资源,一般临近经济发达地区,不存在消纳困难,因此海上风电尤其适合拥有大规模海岸线的国家进行开发。
欧洲海上风电开发经验丰富,具备较大的参考价值。
丹麦、英国、德国等欧洲国家为全球海上风电建设大国,累计装机容量以及新增装机容量在全球范围内都占据着举足轻重的地位。
丹麦是全球风电使用占比最高的国家以及最早从事海上风电开发的国家,风电产业发展最为领先、完善。
英国作为四面环海岛屿国家,通过政策引导,建立了目前全球最大的海上风电场。
德国海上风电起步相较丹麦、英国晚,但通过一些列政策引导,推动了海上风电产业链的快速发展、健全,并通过引入竞价机制,最早实现了海上风电的平价上网。
因此欧洲国家海上风电的发展,对于国内未来海上风电的发展具有十分重要的借鉴意思,对于预测未来国内海上风电发展方向具有重大的参考价值。
我国海上风力资源储备丰富,具备较高的开发价值。
我国海岸线长约18000多公里,可利用海域面积300多万平方公里,拥有岛屿6000多个。
近海风力资源主要集中于东南沿海地区及其附加岛屿。
根据此前风能资源普查的结果显示,我国5-25米水深、50米高度海上风电开发潜力约2亿kW;5-50米水深、70米高度海上风电开发潜力约5亿kW。
丰富的资源潜力,以及较好的消纳能力,决定了我国海上风电将大有所为。
海风开发渐入加速季。
从2007年中海油渤海钻井平台1.5MW实验机组开始,我国海上风电发展至今已近12年。
海上风电初期由于技术欠成熟,投资成本高昂,维护困难,缺乏专业开发团队,“十二五期间”开发进度相对缓慢。
而随着国家层面以及地方政府层面政策持续扶持,以及设备技术逐步成熟,开发经验的不断积累,国内海上风电开发逐步进入了加速期。
2017年国内海上风电实现新增并网容量1164MW,同比增幅达96.62%;累计并网容量达2788MW,排名全球前3,仅次于英国和德国。
预计随着各地政策的持续加码,海上风电技术不断完善,投资成本的不断下降,国内海上风电正进入加速发展阶段。
国内海上风电目前正处于加速发展期,行业成长空间巨大。
经过行业多年的技术以及开发经验的积累,国内海上风电开发技术已逐步趋于成熟;同时伴随着投资成本的不断下降,海上风电投资回报率呈现逐年提升的趋势,已经超出风电开发企业的内部资金投资回报率要求,海上风电开发正进入加速阶段。
一、海上风电源起欧洲,成本下行推动快速普及
世界上第一个真正意义上的海上风电场起始于欧洲的丹麦,以1991年投运的丹麦Vindeby海上风场为标志,海上风电发展至今已经有27年历史。
Vineby风场共计由11台450kW风机组成,机组距离海岸线仅1.5-3kM,而目前新增的风机容量普遍达到6-8MW,装机距离海岸线达数十公里。
海上风电技术水平、成本控制都已经有了长足的进步,应用范围不断推广,展望未来海上风电前景非常广阔。
(一)海上风电概述
海上风电主要是指借助于建造在水中的风机进行风能发电,“海上”目前主要指沿海大陆架,但也包括内陆的湖泊、海峡、潮间带等。
以1991年丹麦投建第一座海上风电起,全球海上风电已历经近27年发展,截至2017年底海上风电累计装机规模达18.814GW,海上风电正呈现加速发展的趋势。
1、海上风电的三种基本形式
海上风电主要是指借助于建造于水中的发电机组进行风能发电,这里的“海上”主要是指沿海大陆架,但也包括内陆的湖泊、海峡、潮间带等区域。
发展早期受制于风机技术、吊装能力以及海缆等因素,海上风电主要安装于距离海岸线较近的区域。
而随着技术端不断成熟,以及开发经验的积累,海上风电开发已可以逐步走向近海及远海区域,可开发资源量大大增加。
目前海上风电的开发形式主要以潮间带、以及近海风电为主,也有少部分远海风电。
潮间带主要是指平均最高潮位和最低潮位间的海岸,也就是海水涨至最高时所淹没的地方开始至潮水退到最低时露出水面的范围。
而近海风电则为一般指海岸较近(10-50km)仍处于大陆架范围内建设的风电场,而远海风电则一般距离海岸线(>50km)。
潮间带为我国特有的开发形式,我国发展潮间带风场主要因为我国东部临海沿海地区临近电力负荷中心,电网容量较大,能够节约电力传输成本,发展潮间带海上风电可以与陆上、中深海上风电进行成本比较,形成一条更适合中国的海上风电形式。
而欧洲国家普遍以近海海上风电为主,由于欧洲海上风力资源远远好于陆上风能,因此海上风电新增的发电量能够覆盖海上风电开发所增加的成本。
2、海上风电开发难度远超陆上风电
由于海上相较于陆上更为复杂恶劣的自然环境:
如盐雾腐蚀、海浪载荷、海水冲撞、台风破坏等因素,因此海上风电的设备要求远高于陆上风。
海上风机机组的功率以及叶片相较于陆上风电更大,且对于运行稳定性以及叶片的耐腐蚀性要求更高。
目前陆上风电机组较为常见的为2-3MW机型,技术上以双馈为主有部分直驱机型,风机叶片相对较短;而海上风电普遍新增装机机组功率大于5MW,主流的机组功率为6-8MW,在研制的大型机组达到10MW或以上,技术上以半直驱或者直驱为主,叶片普遍长于陆上风电。
且由于安装于海水区域,塔筒基座相较于陆上风电要求更高,一般需要根据水深、水位变动幅度、土层条件、海床坡率与稳定性等一系列要求进行综合考虑进行设计安装。
目前常用的基座类型主要包括单桩基础、重力式基础、桩基承台基础(潮间带风电机组)、高桩承台基础、三角架或多脚架基础、导管架基础等。
一般来说,海上风电基座随着水深增加结构趋于复杂,相对造价也就更为高昂;但同时随着水深的增加,风力资源相对更为优良,可利用小时数会有显著提升。
同时为了方便从海上向陆上电力输运,海上风电一般需要根据项目距离海岸线的长度使用专用输运电缆。
通常潮间带项目(除海上潮间带)只需要35kV的场内海底电缆;近海项目(10-50kM)范围内,通常需要使用220kV回岸电缆;而远海项目,从国外情况看100kM以上的海上风电已经不适宜使用交流并网,而一般需要采用柔性直流输运。
因此随着海上风电开发的深入,输运电缆的要求也会越发的严格。
因此海上风电一般主要可以7块部分:
1、发电机组2、风电基础3、矩阵电缆4、海上配电站5、海底电缆6、陆上电缆7、配电站,其中1-3一般归属于项目开发商运营和维护,4-7归海上输电业主运营和维护。
与陆上风电相比,海上风电既有相同部分,也有自己专属和复杂的系统部分。
由于海上相对困难的施工条件,往往需要专门的吊装设备以及吊装工艺。
根据欧洲地区海上风电施工公开报告显示,海上风电机组的安装方式主要分三种:
1、千斤顶安装2、半沉式安装3、漂浮式安装,安装工艺的选择主要取决于海水深度、起吊机的能力和驳船的载重量。
同时相较于陆上风电,海上风电由于远离海岸,风电机组在恶劣的海洋环境下,螺栓等易损件失效加速,机械和电气系统故障率大幅上升,导致检修维护频次加快,一般需要定期进行检查和为主,而运行与维护需要特殊的设备和运输工具。
3、成本持续下行,推动应用普及
海上风速一般远高于陆上风速,且风力持续性好于陆上,因此风电利用小时数一般高于陆上风电。
海上风电不占用陆上土地资源,装机一般不受地形地貌影响。
海上风速高、资源密度高,因此适合大型风电机组运行。
且沿海地区一般经济较为发达,电力消纳能力强,因此海上风场一般距离负荷中心距离更近,可以有效避免高压线路的输运损失,也不存在消纳困难。
因此基于以上的优点,虽然海上风电开发较困难,且成本亦远高于陆上风电,但仍有希望通过提升发电小时数覆盖成本的提升。
同时基于海上风电的一些特定优势,各国政府对于海上风电也较为青睐,出台了一系列扶持政策鼓励海上风电发展。
而随着海上风电逐步发展,技术以及安装经验的成熟,其成本也有了较为显著的下降,尤其以海上风电打桩、风机调度成本,均出现了快速的下降。
同时欧洲各国通过推动竞价机制推动海上风电成本的发现。
虽然初期成本较高,但经过几年发展,欧洲海上风电逐步走向了平价。
2017年9月11日英国海上风电竞出了57.5英镑/Mwh(0.5元/kWh)的价格,相较于几年前的价格下降约50%,显示出了海上风电成本下降的潜力以及未来发展的巨大潜力。
成本的持续下行,也带动了海上风电的快速普及,全球主要沿海岸国家尤其是欧洲国家占据全球海上风电装机量一半以上,丹麦、英国、德国、西班牙等海上风电发展尤为迅猛。
二、欧洲主要海上风电装机大国发展回顾
欧洲海上风电发展至今,无疑是非常成功和值得借鉴的。
目前欧洲海上风电每年新增装机容量仍在全球新增装机中占据着主导性地位。
而中国海风资源丰富,能源局以及地方政府也规划了规模庞大的海上风电发展计划,因此回顾欧洲海上风电的发展对于中国海上风电的发展具有重要的借鉴意义。
(一)丹麦海上风电发展与规划
1、丹麦海上风电发展与回顾
丹麦是全球最早利用风力发电的国家之一,由于自然资源的缺乏,丹麦自1891年就开始了风电的研究。
第一次世界大战期间,由于石油的短缺,刺激了丹麦风电行业的快速发展,至1918年丹麦25%的发电设备为风力发电。
而由于发展初期风机功率普遍较小、装机数量较多,2011年巅峰时期,丹麦风机数量达到6200多台,其中一半以上单机功率不足500kW。
因此陆上土地资源很快面临瓶颈,拥有较长海岸线的丹麦将目光转向了海上风电。
1991年丹麦建成了全球首个海上风电场(装机容量约4.95MW),成为全球第一个将风电延伸至海上的国家。
随后丹麦开启了一系列的小型示范项目。
1997年丹麦发布《海上风电行动规划》,建议在几个区域集中开发大型海上风电项目。
该计划筛选出了未来适合建设海上风电场的五个区域。
这五个区域主要基于前2个小型试点项目(Vindeby和Tuno)的经验以及政府委员会的工作建议。
由于与帆船航线等其他用海需求冲突,有3个海上风电规划区域随后被排除。
主要建成了HornsRevI和Nysted两个大型海上风电场,其装机容量分别达到160MW和165MW。
2007年4月,丹麦发布《2025年未来海上风电场选址》,海上风电空间规划委员会详细分析了23个具体的可能选址(每个场址44平方),而由于用海需求的不断变动,2011年丹麦对于报告的选址进行了更新。
根据报告选址规划进行推测可容纳装机容量达4200MW,占丹麦电力需求的50%。
目前不少选址已进入实质开发阶段,如HornsRev3(400MW)和KriegersFlak(600MW)。
由于近海风电开发性价比高于海上风电,2012年丹麦从2011年开展的选址规划中筛选出15个近海风电场址,并进行了战略性环境评估,每个场址装机规模约200MW。
2、丹麦在运行海上风电情况
丹麦海上风电场的建设项目部分由电力公司根据政府指令或通过招标建设而成,部分则为当地风机所有人协会部分或全资拥有。
截至2016年底,丹麦接入电网的海上风电机组容量接近1300MW,为全球最大的海上风电开发国家之一。
而Vindeby海上风电场也于2017年运营26年后成功退役,丹麦海上风电发展积累了丰富的经验。
发展海上风电的同时,政府通过引入招标竞价机制推动丹麦海上风电场电价不断下降,从而也带动了海上风电的应用推广。
2016年丹麦推动了2轮风电竞标,第一轮Vattenfall以17.5TWh(175亿kWh)电量0.475丹麦克朗/kWh的电价中标(预期0.7丹麦克朗/kWh);而2016年底揭晓的KriegersFlak风电场更是进一步降至0.372丹麦克朗/kWh。
招标一般由政府承诺以竞出的电价,在一定保障小时数以内进行全额收购。
当企业发电量超出保障小时数之后,则需要以市场价格参与电力交易。
3、丹麦海上风电发展的总结与启示
2014年丹麦风力发展占其电力供应总量的39.1%,2015年风电占比达到42%,而2017年丹麦风电机组装机容量达到5.3GW,全年风力发电量14.7TWh,风能发电占比为进一步提升至43.6%。
预计到2020年这一数字将进一步提升至50%,而到2020年丹麦海上风电装机容量有望实现翻倍,新增装机容量有望达到1350MW。
风力发电在丹麦能源结构中扮演愈发重要的角色,而海上风电发展也呈现良性的高速发展趋势,装机规模和占比不断提升。
丹麦海上风电装机容量占全国风电装机容量的约24%,且预计这一比例仍将继续提升,丹麦的海上风电发展无疑是成功的,其发展经验主要在于:
1、政府为企业做好初期海上风场的调研工作,作为公共服务,以降低海上风电开发成本,同时有助于企业的投资决策。
2、由政府部门为企业投资、规划和建设提供一站式服务,提高开发效率。
3、由政府部门牵头进行前期的环境和选址协商,避免后期由于开发涉及各利益主体,影响开发进度,从而降低企业开发的风险。
(二)绿证政策下的英国海上风电后来居上
1、英国海上风电发展与回顾
英国海上风电起步晚于丹麦,但由于丰富的海上资源、完善的政策扶持体系以及强大的消纳能力,2017年末英国海上风电实现累计装机容量6836MW,占据全球海上风电市场份额36.3%,装机量全球第一。
1990年英国开始实施的《非化石燃料义务政策》中,最早提出了发展海上风电作为提高非化石能源电力比例的一项重要措施。
在这一政策指引下,2000年12月英国第一个海上风电项目在BlythHarbour开始筹建,也由此拉开了英国海上风电发展的大幕。
2000年12月英国启动第一轮海上风电建设,项目以开发商自由选址,向英国皇家资产管理局租赁海域的形式进行开发。
租赁期22年,单个风场面积不超过10km2,机组数不超过30台。
2003年12月第一个风电项目NorthHoyle竣工,以2013年Teesside项目实现并网标志着整个项目的全部竣工。
第一轮海上风电项目建设前后历时13年,共涉及16个项目,总装机规模达1200MW。
由于第一轮采取企业自由选址,在实际后期操作中存在着审批、规划困难等一系列实际问题。
2002年7月启动的第二轮风电计划吸取了这一教训,指定利物浦湾、泰晤士河口湾和北海的沃什湾三个海上区域作为特定开发区域。
第二轮开发计划仍为16个项目,规划装机容量6.4GW。
2010年4月GunfleetStand2项目竣工为该计划首个投产项目。
2008年6月英国启动第三轮海上风电发展计划,此次共规划9个海域,总装机规模超25GW,超过前2轮规模总和。
2010年5月,英国皇家资产管理局对于第一轮计划以及第二轮计划中的7个项目进行了扩展,扩展总容量达到12GW。
2、政策扶持下的海风迅速崛起
英国海上风电的快速发展离不开有力的政策支持,其中配额制的实施对于推动海上风电发展起到了非常重要的作用。
2002年英国开始推行可再生能源配额制:
即要求电力供应企业必须含有一定比例的可再生能源电力。
2003年这一比例设定为3%。
随着新能源的发展,这一比例不断提升,至2010年这一比例提升至10.4%。
并在2015年提升至15.4%,而苏格兰政府计划在2020年进一步提升至40%。
而电力生产企业每生产1MWh的可再生能源即可获得一定数量的“可再生能源义务证书”,证书可以用于交易,没达到配额制要求的企业需向拥有富余证书的企业进行购买或接受罚款。
证书的价格从2007-2008年度的34.3英镑上涨至2012-2013年度的40.71英镑。
为了促进海上风电的发展,英国规定1WMh海上风电电缆可以获得1.5个可再生能源证书,并在2011年将这一比例进一步上调至2个证书,远远高于其他可再生能源,因此对于推动海上风电的发展起到了强大的推动作用。
2012年英国进一步推动可再生能源补贴的政策的发展,提出了“差价合约政策”,即成立国有的差价合约交易公司,可再生能源发电企业与差价合约交易公司自愿签订以固定电价出售电力的协议,不受电力价格的波动影响,差额由国家补贴解决,企业可以在配额制和“差价合约”中二选一。
除了配额制以及补贴政策扶持上,英国在审批管理、产业链扶持、技术研发补贴以及税收优惠上,均做了相应的规定,从而成功推动了英国海上风电的快速发展。
根据投产时间,英国海上风电的价格从2018年的119.89/MWh迅速下降至57.5£/MWh,下降幅度超过50%,取得了较大的成功。
3、英国海上风电发展对于中国的启示
英国仅用10余年的发展,就成为第一大海上风电国家,对于中国海上风电的发展具有重要的参考价值。
首先,需要提升海上风电重视程度,明确发展计划,充分调动地方政府以及企业的积极性。
其次,需要完善全产业链扶持政策,明确补贴方式。
同时,政府的审批以及管理效率需要提示,才能加速海上风电的开发进度。
最后,通过技术进步,不断推动发电成本下降,从而实现海上风电的平价化以及普及化。
(三)竞价推动下的德国海上风电走向平价
1、可再生能源法修订后的海上风电爆发
由于相对复杂的申请程序、严格的环保要求(至少离海岸线30km外进行海上风电开发)以及2000年出版的《可再生能源法案》不区分陆上风电与海上风电补贴标准,德国的海上风电起步相较于丹麦以及英国要晚,且初期发展速度远低于两国。
2004年8月德国公布公布修订后的《可再生能源法》,其中明确将陆上风电与海上风电进行区分,海上风电电价达到了13欧分/kWh,当年德国在北海地区Emden建成了第一台4.5MW风机。
2006年德国在波罗海Rostock新建一台2.5MW的风机,2008年在北海地区Hooksiel新增一台5MW风机。
2008年6月,德国再次修订《可再生能源法案》,将海上风电标杆电价进一步上调至15欧分/kWh,上调后的电费直接推升了海上风电的投资回报率,至此海上风电在德国开始了爆发性的增长。
同月德国政府批准了一项气候变化政策—《气候与能源计划》,旨在实现到2020年比1990年降低二氧化碳排放量降低40%的目标。
2010年德国建成投运了第1个海上风电场AlphaVentus,位于Borkum岛西北45km处的北海,该风场由12台5MW机组构成,于2010年4月投入运行,8月开始正式发电,是世界上第一座成功实现并网使用的5MW风电机组的海上风电场。
同时2010年9月28日德国政府通过新法案,规划于2020年可再生能源发展占比由16%提高到35%,到2030年这一比例提升到50%,到2050年则提高到80%。
由于德国陆上风电开发逐步趋于饱和,因此可再生能源发展重点落在了海上风电。
德国政府计划2015年海上风电装机300万kW,到2020年达到1500万kW,2030年达到3000万kW,风场开发计划主要集中于北海以及波罗的海域。
同时对于补贴电价进行了调整,对于20年的补贴期限设立了“标准”和“加速”两种电价模式:
标准模式下,前12年属于第一阶段,固定上网电价为150欧元/MWh;剩下8年属于第二阶段,固定上网电价为35欧元/MWh。
加速模式下,前8年属于第一阶段,固定上网电价为190欧元/MWh;后12年属于第二阶段,固定上网电价为35欧元/MWh。
对于风场距离海岸线距离以及水深的不同可以延长第一阶段上网电价期限。
发电商可以在标准模式以及加速模式下进行自主选择。
2014年德国再次修订可再生能源法案,并将可再生能源发展目标进行了细化,提出2025年实现可再生能源消费比例至少占终端消费能源比例的40-45%,2035年实现55-60%,2050年实现80%的目标。
提出到2020年实现650万kW海上风电总装机目标。
并将海上风电每阶段4欧元/MWh市场管理溢价补贴直接转化为上网电价,适用于2020前并网的发电项目。
2、竞价机制导入下的海上风电平价上网
2017年1月1日EEG-2017法案正式生效,开始引入了竞价招标模式。
法案主要有三大目标:
一、按照规划路径有序发展可再生能源二、努力达成最低的能源总成本三、通过竞标为所有参与能源开发者提供一个公平的市场环境。
法案对于海上风电发展也提出了具体的目标:
1、2021-2025年,海上风电总招标装机容量为1GW2、从2026年开始,每年招标的平均装机容量为840MW3、到2030年实现海上风电装机容量15GW目标。
对于海上风电的竞价也分为过渡期竞标,主要是为了解决一些已完成大部分审批流程,但不能在2021年1月1日前实现并网运行的海上风电项目;对于2025年以后并网项目采取则采取集中式竞标模式。
德国政府对于海上风电投标价格上限设定为120欧元,市场普遍预计竞价结果介于100-120欧元/MWh。
2017年4月13日德国政府公布了首轮海上风电竞拍结果,4个风电项目中3个项目投标结果为补贴为0,大大超出了市场预期。
四个风电项目全部位于北海海域,总装机容量为1449MW,世界最大的海上风电开发企业-丹麦东能源公司赢得了其中3个项目的开发权,分别为OWPWest(240MW)、BorkumRiffgroundWest2(240MW)、GodeWind(110MW),合计规模590MW,其中OWPWest(240MW)与BorkumRiffgroundWest2(240MW)完全不依赖政府补贴;而德国电力公司EnBW也以零补贴获得了HeDreiht项目的开发权。
这属于海上风电首次不需要政府补贴,具有重要的象征意义。
这些项目最终投资决策将于2021年敲定,并计划在2024年投运。
预计随着首批不需要补贴的海上项目的出现,后续更多的无补贴项目将陆续出现,从而推动海上风电的广泛发展。
3、德国海上风电发展的启示
德国海上风电从初期未有专门扶持政策,到逐步差异化对待海上风电与陆上风电,再到提升补贴推动海上风电起步,到引入竞价机制。
德国成功地推动了海上风电的发展,并引导海上风电价格发现,从而成功实现了海上风电的平价化进程,对于中国海上风电的发展具有极大的参考价值。
首先,根据修订后的EEG-2017法案,2021年之后并网的项目将由德国联邦海事和水文局BSH完成前期选址、地勘等基础性工作,这一方面降低了企的行政审批难度,且避免不同企业重复勘测所造成的资源浪费,大大降低了企业的开发难度和风险。
其次,由政府统一规划电力外送设施。
德国海上风电场集群都由政府委托TenneT公司配套建设高压换流平台以提供并网服务,从海上到岸上的送出海缆及陆上输电系统也都由TenneT公司来建设。
而风电场运营商仅需要安装风机、基础、场内海缆及场内交流升压平台等设施,而不需要投资建设外送电力设施。
从而可以有效降低企业投资,间接降低电力成本。
最后,政府通过提供充分、完备的信息引导企业有序竞争。
政府招标前将风场资源详细情况以及项目具体要求予以公开,并给予企业充分的时间进行测算和和评估,从而最终引导充分而良性的竞争。
三、中国海上风电崛起,千亿市场有望逐级打开
2016年能源局印发的《风电发展“十三五”规划》明确指出,到2020年底,国内海上风电累计并网容量达到210GW,其中海上风电开工建设目标规模10GW,确保并网容量达到5GW。
而作为扶持政策,能源局保持了潮间带0.75元/kWh、近海海域0.85元/kWh的标杆电价。
在成本持续下行,开发经验日渐丰富的背景下,国内海上风电开启了一轮建设高潮。
(一)国内海上风电的起源与发展
1、国内海上风电资源丰富,发展前景广阔
我国海岸线长达18000多公里,岛屿6000多个,近海风能资源主要集中在东南沿海及附加岛屿,风能密度基本都超300瓦/㎡,其中台山、平潭、大陈、嵊泗等沿海岛屿风能密度甚至超过500瓦/㎡。
根据此前风能资源普查结果,我国5-25米水深、50米高度海上风电开发潜力约200GW;而5-50米水深、70米高度海上风电开发潜力约500GW,因此我国具备良好的海上风电开发资源基础。
台湾海峡海平面90米高度区域平均风速介于7
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