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海上风电进入集中连片规模开发期
来自:中国经济网 发表时间:17-08-30 浏览:
    

  近日,记者从中国长江三峡集团公司获悉,福清兴化湾海上风电项目一期首批机组将于9月中旬正式并网发电。作为我国首个5兆瓦以上的大功率海上风电样机试验风场,金风、GE、海装、太重等8家国内外厂商的14台大型风机将在此同场竞技,以确定适应福建地区海况风况的最优机型。这意味着从福建海上风电基地开始,中国海上风电发展进入集中连片规模开发的快速发展新阶段。

  创新提升海上风电装备制造水平

  “一个晚上都没敢睡觉,事实证明我们的施工和风机的质量都是非常可靠的。”在刚吊装完不久的2台大型风机成功经受住了台风考验后,三峡集团福建能投公司执行董事孙强也终于睡了一个好觉。

  福建不仅是我国海上风电资源禀赋最好的省份,更是亚洲海上风电资源最好的地区,年利用小时数甚至可以超过4000小时,而内蒙古区域的陆上风电年利用小时数也仅2000多小时。基于此,截至目前,我国已经在福建海域规划了上千万千瓦的风电装机。

  为了顺利推进我国海上风电集中连片规模快速开发,2016年11月,三峡集团启动了福清兴化湾30万千瓦海上风电场一期工程(样机试验风场)建设,投资总额约18亿元,成为全球首个国际化大功率海上风电试验场。

  《经济日报》记者近日在福建省福清市江阴半岛东南侧兴化湾海面上采访时看到,已经有2台大型风机吊装完毕,周边数个施工平台旁,大型打桩船、浮吊正在紧张作业。

  福建能投公司副总经理雷增卷告诉记者,去年底,福建省首制的最新一代海上风电一体化作业移动平台“福船三峡号”在厦船重工出坞,其起吊能力、甲板工作面积及载荷为迄今国内最大。得益于此,现在海上风机的吊装时间大大缩短,仅需2天半,有效提高了海上风电工程施工效率,降低了海上风电场建设成本。

  在兴化湾北岸的福州江阴工业集中区,占地千亩的福建三峡海上风电国际产业园也正在同步建设中。“样机试验风场将借鉴三峡工程经验,让各厂家同台竞技,科学、客观、公正的对厂家进行综合评判,以确定适应福建地区的最优机型,并选取技术先进、质量可靠的风机厂家进入产业园,通过创新提升我国海上风电装备制造水平。”该产业园运营公司副总经理陈永明说。

  据悉,项目2019年12月达成后,年生产5兆瓦以上风电机组150万千瓦,年产值超过100亿。目前金风科技、江苏中车、西安风电、LM公司和GE公司已签署入园协议或意向协议。

  “大容量风机关键技术在中国已经取得突破,产业发展条件已经具备,一个高起点、大容量、全产业链的海上风电产业基地正在福建形成。”三峡集团董事长卢纯说。

  我国拥有发展海上风电的天然优势

  海上风电虽然起步较晚,但是凭借海风资源的稳定性和大发电功率的特点,近年来正在世界各地飞速发展。最新数据显示,风能发电仅次于水力发电占到全球可再生资源发电量的16%。

  据全球风能理事会(GWEC)统计,2016年全球海上风电新增装机221.9万千瓦,全球14个市场的海上风电装机容量累计为1438.4万千瓦。英国是世界上最大的海上风电市场,装机容量占全球的近36%,其次是德国占29%。2016年,中国海上风电装机量占全球装机量的11%,取代了丹麦,跃居第三。

  “我国拥有发展海上风电的天然优势,海岸线长达1.8万公里,可利用海域面积300多万平方公里,海上风能资源丰富。”孙强表示,根据中国气象局风能资源详查初步成果,我国5至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内,风电可装机容量约2亿千瓦时。可以看出,海上风电是我国发电行业的未来发展方向。

  事实上,2016年,我国陆上风电新增装机容量有所回落,而海上风电装机实现大幅度增长。根据中国风能协会的统计,2016年,我国海上风电新增装机(吊装量)154台,容量达到59万千瓦,比上年增长64%,累计装机量达到163万千瓦,排在全球海上风电装机榜单第三位。

  雷增卷表示,我国陆地风电主要位于我国西北部,当地消纳能力有限,对外输送有赖于特高压输电线路建设的现状。海上风电可发展区域主要集中在我国东部沿海地区,大力发展海上风电,不仅可以满足东部用电需求,陆、海风电相结合,更会加快我国绿色发电的步伐。

  记者了解到,按规划,到2020年我国将建设海上风电1500万千瓦(包括建成500万千瓦,在建1000万千瓦)。在此基础上,国家还明确了海上风电场0.85元/千瓦时以及潮间带风电场0.75元/千瓦时的电价政策。与此同时,一批海上风电示范项目陆续建成,设备技术水平不断提高。

  我国海上风电发展仍处于初期

  “我国海上风电发展仍处于初期,勘测设计、建设管理、运行维护、技术创新、产业融资等方面还不太成熟。”三峡集团副总经理毕亚雄坦言,需要产业链上下游联合起来,共同增进海上风电产业链全面融合发展。

  虽然取得了快速发展,处于起步阶段的海上风电仍面临不少困难。“海上风电开发涉及到军事、环保、旅游、渔业、生态和航运等众多部门。”孙强说,由于规划制定过程中缺乏有效沟通,导致各种规划之间的不同步、不配套的现象日益严重,有些因素或对项目场址产生颠覆性的影响,导致企业前期投入浪费,对企业造成巨大的经济损失。

  电价是影响一个电站收益的主要因素,目前看来,海上风电项目电价回收周期长,经营成本压力较大。以三峡集团响水近海风电场为例,截至2017年5月31日,累计上网电量为3.91亿千瓦时,目前实现上网电量标杆电费部分次月结算,应收电费3.32亿元,但目前只收回标杆电价部分的1.48亿元,补贴电费部分正在申报国家的第七批补贴名录,具体公布时间尚未确定,导致未收回的补贴电费金额大,电费回收周期长,造成企业经营成本压力大。

  与陆上风电相比,海上风电的后期运维成本也要高出不少。进入运营期后,风电场的主要运维成本包括备品备件成本、运维交通工具购置或租赁费、风机运维耗材费用、机组大修、机组防腐、人工费用等。由于目前国内海上风电尚无长期运营经验和成本数据积累,运维成本仅靠预估,存在极大的不确定性。德国Meerwind海上风电场每年的维护费用约为3570万欧元,相比欧洲已经历了近20年的发展、海上风电场的运营维护已形成完整产业链的情况,我国海上风电的运维成本预计还将更高。

  此外,当风机大部件发生故障需要更换或维修时,必须租赁专业大型作业船舶进行维修,维修成本极高。大型维修船舶出场费用往往高达数十万一天,且国内大型维修缺乏起重船舶,受海况天气大,维修周期长,再加上大部件更换时停机发电量损失,导致海上风电场运维成本不可控的特点明显。

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