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我国海上风电未来7年成本需降一半

导读: 目前,无论是我国国内企业的竞争,还是国际市场的压力,都在迫使我国的海上风电企业控制、压缩成本。

对我国的海上风电行业来说,近几年可谓是“最好的时代”。我国海上风电装机规模连续5年快速增长,已跃居全球第三。据统计,截至2017年底,我国海上风电累计装机容量已达279万千瓦。

不仅如此,“十三五”期间,这种“好时代”还将进一步延续。我国《风电发展“十三五”规划》提出,到2020年海上风电装机容量达到500万千瓦。彭博新能源财经甚至更乐观,认为届时中国的海上风电累计装机容量可以达到800万千瓦,甚至2020年到2030年每年新增容量将达到200万至300万千瓦。

但形势一片大好之下,却是诸多隐患。补贴、成本控制、市场容量这些必须面对和解决的问题,或许也将使我国的海上风电处于“最坏的时代”。

补贴方面,目前,我国海上风电补贴强度相当高,2014年发改委下发《关于海上风电上网电价政策的通知》,规定2017年前投运的潮间带海上风电项目上网电价0.75元/千瓦时(含税);近海项目上网电价0.85元/千瓦时(含税)。对比我国2018年新建陆上风电最低0.4元,最高0.57元的标杆上网电价而言,不仅补贴力度大,而且我国海上风电项目上网电价已有4年没有调整。

但这种好日子到头了。2018年5月,国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》,明确自2019年起,新增核准陆上及海上风电项目将全部通过竞争方式配置和确定上网电价。这意味着海上光伏“旱涝保收”的局面将一去不复返。

成本控制方面。目前,无论是我国国内企业的竞争,还是国际市场的压力,都在迫使我国的海上风电企业控制、压缩成本。

近日,台湾的离岸风电竞价开标,据悉,2024、2025并网的海上风电场的上网电价每度已经跌至新台币2.2245元到2.5481元(约合人民币0.4808元到0.5508元)。而那时我国的海上风电上网价格也必须处在相似水平,才能具有竞争力。对比现在的上网电价,价格几乎已经腰斩;对比目前含税海上风电成本不低于0.84元/千瓦时的现状,届时我国海上风电的成本必须降低一半,才能盈利。

市场容量方面。虽然目前我国的海上风电行业还在高速发展,海上风电场也正在不断建设中。但即使背靠着我国沿海经济发达地区,也就是电力负荷中心,“过剩”的阴云还是不可避免地聚拢起来。

数据显示,2017年,我国11个沿海省份的用电量占全社会用电量的比例达53%,且保持了较好复合增长。同时,在巨大的能源结构调整压力下,未来这些省份对清洁能源电力也有着巨大的的需求。但需要指出的是,同样是这些省份,由于经济发达,无论是电网的密集度还是变电站的利用率都非常高,输电通道走廊比较紧张。业内专家更是表示,海上风电在一个省如果发展到1000万千瓦以上,可能也会面临消纳问题。

或许有人会说,目前离“危险数值”还很遥远,但不妨来看看各省的规划:福建省计划到2020年底海上风电装机规模达到200万千瓦以上;广东省在全省规划了23个海上风电场址,总装机容量为6685万千瓦;江苏规划到2020年累计建成海上风电项目350万千瓦,已分别达到专家估计数值的20%、668%、35%。可以说,理论上的过剩红线已近在眼前。

当然,对我国海上风电来说,规模化却也恰恰是其进一步发展的助推器。因为无论是要解决海上风电面临的补贴退坡压力、成本控制要求还是扩大市场需求等方面的问题,归根结底都在于要做到控制成本,使海上风电电力成为真正清洁、廉价的电力来源。

对此,扩大海上风电的规模将是最有效的选择。这不仅是因为大容量机组的应用是降低千瓦时电成本的关键因素,大容量机组的应用将加快机组的技术迭代速度,降低机组成本;更是因为在实际建设中已经证明,采用更大容量的机组,其建设成本(包括全场设备吊装成本、全场基础造价)以及后续运维成本等都明显低于小容量机组。

更重要的一点是,从电力市场规模而言,当一个市场累计装机达到300万千瓦时至400万千瓦时,可实现从新兴市场到成熟市场的切换。而一个成熟的市场,电力装机的千瓦时成本将快速下降。在我国,具体事例可参考光伏市场,以此看来,我国的海上风电行业自然也不会例外。

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