有分析認為，水深30~60m,、離岸距離30~130km的海上風電項目,，將成為“十五五”期間的主流。
據(jù)CWEA統(tǒng)計,，“十四五”期間,，中國沿海省份海上風電規(guī)劃容量約5000萬千瓦。由此推算,，預計到2025年中國海上風電累計裝機容量將達到0.8億~1億千瓦,，到2030年達到1.8億~2億千瓦,。因此,，“十五五”期間，中國海上風電新增裝機總規(guī)模約在1億千瓦,，其中很大比例的項目將位于深遠海海域,。
此前有專業(yè)機構(gòu)曾分析指出，深遠海雖然風能資源條件相對較好，但設(shè)計,、設(shè)施,、運輸、施工,、運維成本遠高于近海海上風電,，在現(xiàn)有政策與技術(shù)條件下，經(jīng)濟性不足,。
早在十多年前的國際海上風電市場,，這樣的影響就曾出現(xiàn)過。國際可再生能源署(IRENA)發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示,，2000年全球海上風電項目的平均建設(shè)成本約為2685美元/千瓦(約合人民幣18405.94元/千瓦),。隨著大量深遠海項目的開發(fā)，平均建設(shè)成本大幅提高,，至2008年一度高達5712美元/千瓦,。
那么，未來影響中國深遠海海上風電度電成本走向的具體因素有哪些?據(jù)調(diào)研分析,，有利因素主要包括六方面,。
增大規(guī)模提效降本
通過提升單體項目規(guī)模，可提高項目開發(fā)效率,，攤薄投資成本,。例如，風電場規(guī)?；_發(fā)的主流開發(fā)容量,，如果能從30萬千瓦提升到50萬千瓦，進一步增至100萬千瓦,，會有效攤薄單位千瓦投資成本,。
國外海上風電開發(fā)同樣符合這一趨勢。IRENA的統(tǒng)計顯示,，2010―2020年全球海上風電項目的平均裝機容量從13.6萬千瓦提高至30.4萬千瓦,，增加了124%。2021年,，全球海上風電項目的平均裝機容量為26.2萬千瓦,。2020年后，已有部分項目的單體容量超過了100萬千瓦,。
輸電技術(shù)水平提升
隨著海上升壓站及柔性直流輸電等長距離輸電技術(shù)的發(fā)展進步,，深遠海全直流型風電場正成為發(fā)展方向。全直流風電場的發(fā)電規(guī)模將達到40萬~100萬千瓦,，采用30~60kV的匯流電壓和±320kV左右的輸電電壓,。
有機構(gòu)分析，隨著時間推移，海纜市場的潛力將吸引更多企業(yè)跨過技術(shù)門檻,，打破現(xiàn)有市場格局,，通過更激烈的競爭降低海纜價格。
電壓等級的進一步提升,，以及柔性高壓直流電纜都是深遠海項目工程降本的重要方向,。據(jù)CWEA專家預測，到2030年海纜總體成本將下降15%~20%,。
機組大型化降低造價
在一定容量項目中采用更大單機容量的機組,，所需安裝的設(shè)備數(shù)量更少，進而減少所需塔筒,、基礎(chǔ)的數(shù)量,，在降低單位千瓦造價同時提升整機發(fā)電量。投運后,，由于機組數(shù)量更少,，項目單位千瓦運維成本也能得到更好控制。這是目前海上風電通過大型化持續(xù)降本的核心邏輯,。
業(yè)內(nèi)普遍認為,，后續(xù)整機大型化趨勢仍將持續(xù)。有專家預測,，如果整機商在未來深遠海市場中無法推出12MW以上產(chǎn)品,，就會失去競爭優(yōu)勢。這道市場門檻同樣被另一項專業(yè)預測所驗證,。據(jù)某整機商市場人員預測,，到“十五五”初期，長江口以北批量裝機單機容量可達到12MW及以上,，長江以南則可達到20MW級別,，在主機成本進一步降低的同時，可節(jié)約25%的機位點和基礎(chǔ),。CWEA專家預計,，到2030年整機(含塔筒)價格可下降30%~35%。
工程能力持續(xù)增強
據(jù)了解,，海上風電機組安裝費用主要包括人工,、材料和施工船機等。其中,，影響最大的為船機設(shè)備費用,。由于大型船機設(shè)備的制造周期較長，2025年以前新投運的大型吊裝船數(shù)量有限,，預計這段時間吊裝價格回落空間有限,，在10%左右。
以目前最大單機容量的18MW機型為例,，受制于海上風電機組吊裝對吊高和樁腿長度的技術(shù)要求,，2022年國內(nèi)滿足要求的安裝平臺僅有1艘，2023年將有3艘新一代升式風電安裝平臺服役,，未來5年預計將有10~20艘具備該級別機組吊裝能力的風電安裝平臺投運,。
隨著“十五五”期間施工船機的大量投運，整機與其基礎(chǔ)的吊裝,、打樁費用,，以及海纜敷設(shè)費用將進一步下降。據(jù)CWEA專家分析,，2025―2030年這部分費用將下降25%~35%,。
基礎(chǔ)技術(shù)實現(xiàn)優(yōu)化
目前，全球主流的深遠海風電機組基礎(chǔ)技術(shù)路線主要分為固定式與漂浮式,。到“十五五”期間,，根據(jù)海上風電項目客觀條件，需要選擇不同的基礎(chǔ)類型,?！袄纾憬?、江蘇,、山東、遼寧的海床相對平坦,，更適合采用導管架方案配套大容量風電機組為優(yōu)選方案,。福建、廣東,、海南的深遠海海域更適合采用漂浮式基礎(chǔ),，從而推動漂浮式基礎(chǔ)批量化應(yīng)用?！鄙鲜錾钸h海風電技術(shù)專家認為,。
對于固定式基礎(chǔ)，整機商與設(shè)計院都積極開展“機組-支撐結(jié)構(gòu)一體化設(shè)計”,，以降低支撐結(jié)構(gòu)的原材料用量,。CWEA專家預計，隨著該技術(shù)的推廣,，到2030年可縮減15%~20%投資成本,。對于漂浮式基礎(chǔ)，目前仍處樣機研究階段,。據(jù)一位了解萬寧漂浮式海上風電100萬千瓦試驗項目的企業(yè)負責人介紹,，此前國內(nèi)安裝的兩臺樣機在38000~40000元/千瓦,，而該項目的降本總目標是達到20000元/千瓦以下，計劃于2027年實現(xiàn),。
運維成本逐步降低
伴隨著海上風電開發(fā)規(guī)模的逐步增大,，越來越多的主體正進入海上項目運維領(lǐng)域，這主要包括業(yè)主下屬運維單位,、整機商服務(wù)團隊和第三方運維服務(wù)供應(yīng)商,。更多的主體必然產(chǎn)生一定的市場競爭，在一定程度上會降低運維成本,。
此外,，除項目規(guī)模化開發(fā)與機組大型化所附帶的運維成本間接下降外,，大量專業(yè)運維船舶的投入,，以及海上風電場大數(shù)據(jù)運維平臺、故障預警診斷技術(shù)的廣泛應(yīng)用,，也將一定程度降低運維成本,。據(jù)CWEA專家預測，到2025年海上風電運維成本可下降15%左右,，到2030年可達到40%,。
除上述有利因素外，影響“十五五”深遠海風電降本趨勢的制約因素也不容忽視：
一方面,，到2025年后,，中國海上風電新增裝機規(guī)模仍將落后于陸上風電，疊加大型化機組的快速迭代,，導致零部件規(guī)?；б娌蛔悖瑱C組成本難以實現(xiàn)更大幅度的下降,。另一方面,，專業(yè)風電運輸與施工船舶的開發(fā)周期長、造價高,，海工降本的動力不足,，單位千瓦工程成本在“十五五”前后下降不夠顯著。
“此外,，2030年中國將實現(xiàn)碳達峰,，可能出現(xiàn)的'搶裝’現(xiàn)象會擾亂正常的降本規(guī)律?！鄙鲜稣麢C商市場人員預測,。但總體而言，制約因素不足以抵消有利因素,，到“十五五”末期以前,，海上風電成本仍將持續(xù)保持下降,。
綜合上述因素，CWEA通過科學分析,，對“十四五”和“十五五”期間中國海上風電度電成本的走勢,，根據(jù)不同海域進行了預測。預計從2022年年底到2030年,，中國海上風電度電成本將整體降低19%~23%，從目前的0.33元/千瓦時下降至0.25元/千瓦時左右,。其中,，粵西、海南周邊海域度電成本凈值下降最多,，達0.08元/千瓦時,，其他海域皆為0.07元/千瓦時。
