第一情报 ---能源与环境

全球海上风电市场情况研究

供稿人:肖巧琳  供稿时间:2018-12-13   关键字:海上风电  全球情况  

丹麦、英国、德国等欧洲国家为全球海上风电建设大国,研究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义,同时,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。

2017 年,欧洲新增海上装机共计3148MW,分布在英国、德国、比利时、芬兰和法国五个国家,其中英国装机1679MW,德国装机1247MW,占新增装机占比的93%。截止2017 年,英国、德国和丹麦的海上风电累计装机量分别达到6.8、5.4 和1.3GW,位居欧洲前三,英国、德国、丹麦、荷兰、比利时海上风电累计装机量共占到欧洲的98.0%。欧洲国家对海上风电的开发利用属于世界最领先水平。

丹麦

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 年将提升至50%,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。

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。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。

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。丹麦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Kriegers Flak 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。

丹麦海上风电发展经验值得借鉴的点: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;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;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。

英国

英国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。截止2018 年第一季度,英国海上风电发电量占总发电量比例达到8.52%,这意味着海上风电成为英国能源体系中举足轻重的环节。

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。

英国海上风电发展的可借鉴点有:1、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。2、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升,才能加速海上风电的开发进度。3、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。

德国

德国在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,但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,同年德国在北海地区Emden 建成了第一台4.5MW 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。2010 年德国建成投运了第1 个海上风电场Alpha Ventus,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。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%。

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。

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展,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: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,这一方面降低了企业的行政审批难度,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。

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。

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。

美国

截止2016 年美国五大海区海上风电总潜力装机容量可达10,800GW。如果按当前海上风电技术支持的可利用率来计算,美国五大海区可供开发的海上风电装机容量潜力达2059GW,年发电量可达7 万亿度以上,按照容量系数测算,美国海上大部分区域利用小时数能够达到3500 小时以上,海上风电资源较好。美国共有五大海岸线:太平洋海岸、五大湖海岸、北大西洋海岸、南大西洋海岸和墨西哥湾海岸。总海岸线长度达19,924km。从风速来看,太平洋海岸和北大西洋海岸风速湍急且瞬息万变,风能潜力大,但是对风机技术要求程度高;五大湖区、南大西洋和墨西哥湾风速平缓且变动幅度小,风能可利用率高,且美国东部人口密度高,对电力需求大,所以大西洋和墨西哥湾海岸有望成为美国海上风电的集中地。

凭借丰富的资源,美国海上风电尽管起步较晚,但是发展迅速。2016 年,BIMW 成为美国第一个投产运行的海上风电项目,共耗资3.6 亿美元。2017 年,美国海上风电项目迅速发展,截止2017 年6 月,美国已运营、在建、已批准、审批中和规划中的海上风电项目共计有28 个,总计划装机容量达到2.41GW,其中已运营、在建、已批准和审批中的海上风电项目有18 个,总计划装机容量达到1.48GW。从美国政府公布的海上风电项目招标电价来看,协议价格通常在130$/MWh 以上。美国海上风电高昂的电价源于成本。主要原因包括:

设备技术要求程度高:美国海岸线长,太平洋海岸和北大西洋海岸水域深,对设备技术难度要求较高,南大西洋和墨西哥湾风暴频现,对设备坚固程度要求较高。

供应链匮乏:美国海风装机供应链部件的缺乏,如风机、重型升降平台、安装运输船舶等,提高了装机成本。

基建设施缺乏:美国风电项目发展历史短,基础设施建设还不完善。相关问题的解决决定了美国海上风电市场能否复制欧洲的降成本之路。

欧洲海上风电发展趋势

海上风电向离岸更远、水深更深方向发展。2016 年欧洲海上风电项目平均离岸距离和水深为43.5km 和29.2m,2017 年海上风电项目平均离岸距离和水深略有下降,为41.0km 和27.0m。从欧洲海上风电规划项目和批准项目来看,未来海上风电将向离岸更远,水深更深的区域发展,以获取更大的风能资源,目前已核准项目最远的离岸距离已经达到200km,最深的水深则是在50M 左右,这些区域更为恶劣的自然环境条件对风机、海上施工与吊装包括后续运维都有更高的要求,欧洲海上风电的发展已经不断成熟。

欧洲海上风电单机叶片直径向更长,单机功率向更大发展。欧洲海上风电机组自从商用以来,最大单机叶片直径从35m 增长至164m,最大单机功率从0.45MW 增长至8MW。2008-2017 年间,欧洲新增海上风电机组的单个风机平均功率从2.92MW 增长至5.90MW,增长幅度达到102%;欧洲新增海上风电场平均规模从79.6MW 增长至493.0MW,增长幅度达到519%。单机功率的提升和单个风电场规模的扩大是降低初始投资的重要方式,项目后续的运维成本也能够因为这两个因素得以下降。欧洲最大的海上风电项目Hornsea One 项目于2018 年开工,单个风电场规模达到1.2GW。

成本下降与招标政策推动电价快速下降。2016-2017年,英国、德国、丹麦和挪威的最新海上风电项目竞标价格分别为57.50 -119.89£/MWh、60.00-81.00$/MWh、55.00-87.00$/MWh和60.00-101.00$/MWh。英国海上风电价格下降趋势最为明显,根据投产时间,从2018到2022年,海上风电价格从119.89£/MWh下降至57.50£/MWh。美国风能协会预估到2023年,欧洲国家的度电成本将下降至50.00$/MWh。欧洲海上风电竞标价格大幅下降的原因主要有:

成本下降:风机功率增大,单个风电场所需风机数目减少,维护费用降低;海底电缆输电能力提升,电力损耗降低;海上作业装备与技术进步,施工建设成本降低。2012-2016年间,欧洲海上风电装机成本累计下降46%。

协同效应显现:欧洲大型能源集团已初步在北海区域形成项目集群,新建项目与相邻的投产项目之间能够形成协同效应,从而共享施工人员、运维基地、办公场所等。

融资成本低廉:欧洲资本市场流动性强,大型能源集团能够以极低的成本获得较长期的欧元融资,显著的杠杆效应可大幅提升竞争能力和风险承受能力。

行业集中度提高:欧洲风电行业呈现垄断趋势,行业领先者利用市场、技术和资金优势,在产业链各环节通过谈判压低供应商利润空间,进而压缩成本。

能源政策和招标机制:政府主导研究海上风电成本下降路径;补贴政策确保海上风电开发商能长期获益。

 

参考资料

[1] 国家能源局,http://www.nea.gov.cn/

[2] OFweek风电网,http://windpower.ofweek.com/

[3] 中国海上风电网,http://www.offshorewind.cn/

 


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