全球海上風電現狀與發展趨勢

2017-08-17 09:47:11 可再生能源專委會CREIA　點擊量：評論 (0)

一、全球海上風電現狀根據最新數據顯示，風能發電僅次于水力發電占到全球可再生資源發電量的16%。在全球高度關注發展低碳經濟的語境下，海上風電有成為改變游戲規則的可再生能源電力的潛質。在人口密集的沿海地區

2016年，全球海上風電裝機達到14.4GW，其中歐洲占據了其中的87%，尤以英國、德國、丹麥、荷蘭、比利時五國為主。

※ 固定電價補貼／綠證不受歡迎

由于電力市場較為完善，歐洲大部分國家對可再生能源發電的補貼政策已經從FIT轉向了FIP，即更多考慮市場電價。其中固定電價補貼（fixed-FIP）即上網電價由市場電價和補貼兩部分決定，補貼多為固定額度，丹麥針對陸上風電的補貼就采取此類模式。而國內現在比較火的綠證其實與此類似，綠證可以理解為另一種補貼，其價格由不同的市場機制形成，其中英國的ROC和美國各州的RPS體系也不盡相同。對于海上風電，這種補貼模式在歐洲并不盛行。這種補貼模式下的上網電價并不固定，其中固定補貼模式下，上網電價相當于市場電價平行上抬，而綠證模式下，由于綠證價格的形成機制不同，價格靈活，上網電價更加多變。

※ 浮動電價補貼是主流

由于固定電價補貼下的上網電價不可預期，開發商收益受市場波動影響，風險較大，并不利于海上風電這種新興技術的初期發展，丹麥以及歐洲眾多國家采取了浮動式電價補貼方式。即上網電價固定，而補貼額度為上網電價和市場價的差額。成交價即海上風電廠所得上網電價，為固定值，這個價格或為政府制定，或為競拍所得。而成交價與市場價或校準市場價之間的差額構成了補貼。其中校準市場價多為在年平均市場價的基礎上考慮其他一些風險因素，進行調整，各國考慮因素也不一。

此外，各國對價格風險控制的態度也有所不同，有些設置了補貼下限，有些設置了補貼上限，有些則完全放開。

※ 競價成為新潮流

目前，采用競拍的方式決定上網電價正在成為趨勢，英國、德國、荷蘭都開始改成這種形式，與中國最初推行海上風電時實施的特許經營權有些類似。這種模式下產生的價格由競爭產生，更利于海上風電價格下降，但對于企業而言風險較大，更適宜較為成熟的市場，無論是供應鏈還是玩家的風險掌控能力都更強。

競拍規則各國有所不同，歐洲各國均采取度電價格投標，以價低者中標，但最后出清價格各異，其中英國以競拍最高價出清，而大多數國家采用中標價出清。而中國的特許經營權綜合考量多方因素，價格只是其中一個要素。美國則采用商業租賃的形式，拍賣土地，價高者獲得。

雖然競價模式因競爭可以盡快降低價格，但也增大了企業的風險，存在企業違約即不履行項目或推遲項目的可能，如中國的第一次海上風電的特許經營權競標就出現了類似的尷尬，雖然價低，但項目遲遲無法啟動。

為平衡價格與風險，各國各有想法。如通過政府來確定地點而非讓企業自主選擇，從而降低選址失誤的風險與成本，但也會一定程度上限制企業的自主性。再比如通過預選的方式，設置標準，排除一些投標。或是如荷蘭增收投標保證金來提高門檻，但英國則選擇免費投標，吸引更多競爭。

最后，對于未能按時履約，大多數國家都采取較高處罰措施，降低風險，而德國則選擇了較低的懲罰措施。這也可以部分解釋德國在今年上半年創造的零電價競標，即完全接受市場電價無需補貼。另一方面的原因可能是，項目完成日期設定較晚，為2024年，開發商對于技術進步有較為樂觀的預期。

三、海上風電發展趨勢

全球海上風電發展迅速，市場廣闊。2016年全球累計海上風電產能增長2,219MW，增幅18%。據全球風能理事會(Global Wind Energy Council)估計，2017年產能有望再增3GW。另外，根據市場研究機構Markets發布的報告，2017年全球海上風電市場投資約270.2億美元，預計到2022年增長到551.1億美元，期間復合年增長率達15.32%。

如果全球經濟一直朝著無碳化的方向發展，到2030年，風電必將成為主力電源。國際可再生能源署認為，海上風電的總裝機在2030年將達到100GW，但如果能夠從政策層面使可再生能源在全球能源結構中的占比翻番，那么到2030年海上風電的裝機規模有望進一步擴大——風電總裝機將達到1990GW，其中海上風電占280GW。

海上風電產業的發展現在已經不僅僅覆蓋北歐區域，開始向北美洲、東亞、印度和其他地區擴展。美國第一個海上風電場已在去年投產，中國海上風電產業也有了進一步的推動，計劃將在臺灣市場大力開發海上風電；在可預見的未來，盡管歐洲仍將繼續稱霸海上風電市場，但目前的趨勢表明，在未來幾年內全球海上風電將很有可能開始呈現全面騰飛的局面。

海上風電的技術發展趨勢：

（1）葉片制造技術以及傳動系統性能的持續改善。這使得可以應用更大型的葉片，相應地提高了單機容量。目前主流在役機組的單機容量為6MW，風輪直徑達到150m。運用更大型的機組，可能并不一定會在現有設計的基礎上進一步降低單位兆瓦的資本成本，但卻可以通過提高可靠性以及降低單位兆瓦的基座制造和吊裝成本，來降低度電成本。預計到21世紀20年代，單機容量為10MW的海上風電機組將會投入商業化應用，而到21世紀30年代，單機容量為15MW的機組將可以進入市場。

數據來源：GWEC

（2）機組吊裝的便捷化。機組吊裝將會不斷趨于簡單。通過在港口組裝和預調試機組，并在海上一次性完成吊裝工作，可以大大簡化原有的環節。另外一種創新則是預先安裝好機組和基座，再通過定制的運輸船或者拖輪將其運到指定的機位點。這些方面的創新有助于降低吊裝成本，并規避健康和安全風險。

（3）漂浮式基座的發展。漂浮式機組是另外一個將會對海上風電成本下降產生重要影響的創新環節，并有望在2020年實現商業化。應用該類型的基座，可以使海上風電開發進入到風能資源更好，水深超過50m的海域。在中等水深（30m—50m）的海域，相比于固定式基座，漂浮式基座無疑更具成本優勢，因為其可以使基座設計標準化，并能夠最大限度地減少海上作業。此外，安裝這種基座時還可以使用造價低、現成的安裝船。

（4）輸電環節的創新。輸電環節也存在諸多可以創新的方面，其中就包括減少海上高壓交流（HVAC）基礎設施。在輸送離岸較遠的風電場所發電力時，高壓直流（HVDC）方式要優于高壓交流（HVAC）方式，因為前者可以減少線損以及電纜成本。高壓直流輸電基礎設施成本的下降，將可以為其打開新的應用市場，并使高壓直流變電站的互聯成為建設國際或者洲際高壓交流超級電網的第一要素。

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