海上风电风险无处不在 单桩正成为重大风险环节

  高冷病友       

在欧洲海上风电项目频频出现“零补贴”的大环境下,开发商必须在项目的各方面都挖掘潜力,降低LCOE,以确保盈利。但降本必须在安全可靠的前提下进行,否则就会留下安全隐患,反而增加了运行期的成本,提高了LCOE。


来自美国加州的GCube Insurance Services公司专门从事可再生能源项目的保险,其业务遍及风电、光伏、水电、生物燃料发电、波浪潮汐发电等。


海上风电风险无处不在 单桩正成为重大风险环节


根据该公司提供的数据,在海上风电项目的索赔事件中,单桩基础相关问题占到了35%。其中绝大多数都发生在深水海域。公司核保人Robert Bates认为,这是因为开发商在建设过程中过于自信,为了降低单桩基础的成本而忽视了安全性和可靠性。


Robert Bates说:“十多年前公司刚刚涉足海上风电项目保险业务,当时专家们告诉我们,单桩基础最多适用于30m水深。现在,浅水海域资源已经很难找到了,开发商不得不向深海进军,但他们仍然使用单桩基础。”


单桩基础相关的索赔事件越来越频繁,越来越严重,Robert Bates认为可能有两个原因:


第一,在更适合使用导管架或其他基础型式的海域,开发商选择使用单桩基础;


第二,开发商为了降低建设成本,在单桩生产制造过程中,省去了一些工艺环节,比如我们最近可以看到一些单桩使用很薄的钢材制成的,于是单桩发生弯曲、凹陷的可能性提高了,也增加了出现故障或者事故的几率。


“许多单桩来自欧洲以外的供应商,而他们的产品没有经过足够的测试和认证,从我们接触到的案例来看,这些单桩发生问题的比例比较高。而一旦发生问题,要维修、维护,就会产生很高的费用,费用主要来自于租用船只。如果它是大型基础,要用到重型船只,费用将高达每天30万英镑。根据我们统计,海上风电索赔中,船只相关的费用占到了三分之二。”


海上风电风险无处不在 单桩正成为重大风险环节


“海上风电行业出现的很多问题,可以归结为没有真正吸取油气行业的教训,许多可再生能源行业的人不想和油气行业合作。以我们的经验来看,我们认为在深水就应该使用导管架基础,油气行业在过去几十年一直是这么做的。”


海上“争风”,风险无处不在,盐雾腐蚀、海浪载荷、台风破坏,都是海上风电面临的威胁,为何这么多企业看好这一行业,甚至出现一拥而上的态势?


2018年1月23日,中国海洋石油集团有限公司的发布会上,中海油提出将探索海上风电业务,以配合全球能源行业低碳发展趋势。


2018年1月16日,江苏省发改委公布了2018年12月一次性核准的24个海上风电项目,总装机规模达6700兆瓦,总投资达1222.85亿元。据悉,加上之前已经并网的海上风电装机容量,以南通沿海为主阵地的江苏千万千瓦级海上风电项目已经全部敲定,被喻为江苏“海上三峡”的这些项目建成后,将成为亚洲最大的海上风电场。


海上风电风险无处不在 单桩正成为重大风险环节


2018年12月中旬有关统计数据显示, 2018年广东省共核准31个海上风电项目,分布于阳江市等6个市县,核准批复的海上风电项目总装机18708兆瓦,总投资3627.24亿元。


2018年至今,海上风电项目在全国火速上马。除江苏省外,多个省都在2018年年底突击核准了大批量风电项目。诸多企业也表示,要投身海上风电行业。2018年11月——12月,是海上风电项目核准的高峰期。期间核准的项目高达15.4吉瓦。据有关金融机构统计:目前在建、已核准待建和处于核准前公示阶段的海上风电项目总规模达49.3吉瓦,对应的投资计划达9300亿元,考虑2019年仍有部分项目将获得核准,未来即将开发的海上风电项目投资规模近万亿元。


海上风电风险无处不在 单桩正成为重大风险环节


这轮海上风电项目的突击核准,源于对2018年风电“5·18新政”的应对。2018年5月,国家能源局印发了《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》,并随文下发《风电项目竞争配置指导方案(试行)》,明确从2019年起,推行竞争方式配置风电项目。这意味着,海上风电标杆电价模式结束,竞价模式全面开启。


理论上,已核准的海上风电项目就能锁定2019年之前的每千瓦时0.85元的上网电价,拿到优厚补贴。于是,已纳入风电建设方案的风电项目纷纷加快核准,想要赶上标杆电价时代的末班车。


而此前,2017年10月16日,在北京国际风能大会上,国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏透露,我国要在2020年到2022年基本上实现风电不依赖补贴发展。


沿海各省 竞相“争风”


我国陆地风电主要分布于西北部,当地电力消纳能力有限,对外输送有赖于特高压输电线路建设。海上风电主要集中在东部沿海地区,海岸线长达1.8万公里,海上风能资源丰富。


据国家发展改革委能源研究所《中国风电发展路线图》,我国广西、广东和海南近海风能资源较为丰富;福建省以北,近海风能资源逐渐变小,到渤海湾,近海风能资源又开始增强。


2007年,我国首台1.5兆瓦海上风电机组安装于渤海,接入海上油田的独立电网。


2010年6月,上海东海大桥风电项目的海上风电机组全部并网运行,标志着我国迈入发展海上风电时期。


2010年——2017年,我国海上风电装机容量飞速增长。据中国风能协会统计数据,2017年海上风电新增装机319台,新增装机容量116万千瓦,同比增长97%;累计装机容量达279万千瓦,同比增长71%。无论从哪个方面看,海上风电装机增速都要高于风电整体增长。


2007年,我国首台1.5兆瓦海上风电机组安装于渤海,接入海上油田的独立电网。


2010年6月,上海东海大桥风电项目的海上风电机组全部并网运行,标志着我国迈入发展海上风电时期。


2010年——2017年,我国海上风电装机容量飞速增长。据中国风能协会统计数据,2017年海上风电新增装机319台,新增装机容量116万千瓦,同比增长97%;累计装机容量达279万千瓦,同比增长71%。无论从哪个方面看,海上风电装机增速都要高于风电整体增长。


目前我国海上风电项目主要集中在江苏、福建、广东3省。江苏因其开发难度相对较小,起步较早,建成项目最多;随着技术的进步,风资源更优的福建、广东在建、待建项目疾驰而上,欲与江苏呈三足鼎立之势。其他沿海省份也不甘落后,根据水电水利规划总院的统计,到2020年,江苏、浙江、福建、广东、海南、山东、上海、河北、辽宁等省市海上风电开工规模总计将突破7800万千瓦,远远超过《风电发展“十三五”规划》到2020年达到1500万千瓦的目标。


而海上“争风”的企业也多是一些大型能源企业。原国电集团无论是建成项目还是在建项目的装机容量都首屈一指,与神华合并后,新成立的国家能源集团在海上风电项目装机容量上,拥有更加难以撼动的地位。装机容量紧随其后的分别是三峡集团、中广核集团,这两者正在迎头赶上。


除了大型能源国企央企,海上风电的投资主体也不乏一些地方省属能源投资平台。如福建福能股份有限公司、福建省投资开发集团有限责任公司、山东的鲁能集团、广东的粤电集团、河北的河北建投等。


竞价政策能否奏效?


有关专家认为,与陆上风电相比,海上风电具有风力平稳、风机利用率高、单机装机容量大、不占地不扰民等优势。然而,海上的自然环境比陆上恶劣,空气湿润、含盐,容易腐蚀风机,尤其在台风区。此外,海上作业困难,一部风机百十来吨,想立在海上并不容易,维修起来也相对困难。这些,必然会增加技术难度,提高生产成本。


以海上风电机组装机成本为例,其主要受海水深度、离岸距离影响。海水深度的增加将导致支撑基础造价上升。据行业相关数据,若只考虑海水深度,当水深从15米增至30米,支撑基础造价将由每千瓦3000元增至5000元。另外,安装成本也会随着海水深度的增加而增加。而离岸越远,海底电缆长度与所需变压设备数量也将大幅增加,安装船的燃料成本也会随之上升。


因此,海上风电高度依赖补贴,其补贴强度远高于陆上风电和光伏发电。


此前0.85元的上网电价始于2014年国家发改委发布的通知。2014年6月,国家发改委出台海上风电电价政策规定,对非招标的海上风电项目,潮间带按每千瓦时0.75元的电价执行,近海按每千瓦时0.85元执行。


海上风电标杆电价执行之初,欧洲大多数国家海上风电电价与我国电价相当,甚至高于我国,但最近几年却下降迅速。目前,欧洲有些竞标项目,电价已经降到每千瓦时0.4元人民币左右。在欧洲,竞价政策极大地降低了海上风电电价。


在我国竞价政策能否达到相似效果,在2018年海上风电领袖峰会上,诸多业内人士关注于此。


在海上风电项目的成本结构中,机组占35%左右。对于竞价政策实施后成本电价能否降低,部分整机制造商持乐观态度。金风科技副总工程师兼海上业务单元副总经理赵详认为,如果行业集中度够高,有信心将上网电价做到每千瓦时0.5元以内。该公司总工程师、海上风电业务单元总经理翟恩地表示,竞价能够倒逼风机成本下降,带动技术进步。远景能源海上产品线总经理谢德奎则表达了短期内不乐观的态度,认为目前行业内竞争不充分,机组的运行经验不足,业主的选择余地不多;且供应链不充分,叶片产能有限。


那么,这一波突击核准之后,将会带来怎样的市场变化?


大唐集团有限公司规划发展部李海涛长期从事新能源行业研究,他认为:光伏大规模超规划发展,在本就千疮百孔的补贴基金池上捅出了一个更大的窟窿,而海上风电的突击核准,又在伤口上撒了一把盐。


电力规划设计总院规划研究部新能源规划处处长苏辛一则看好海上风电的市场前景。他说,从负荷来看,沿海11个省市用电量占全社会用电量的53%,是我国的负荷中心,这些省份面临巨大的能源调整压力,迫切需要清洁电力,并且大部分沿海省份的煤电建设规模都受到严格控制,因此海上风电消纳利用的前景广阔。


另有消息称,相关部门或将在年后发布政策,规定只有开工建设的风电项目才有可能拿到高电价,而核准未开工项目将参与竞价。


有关专家表示,如果上述消息为真,那将对我国海上风电行业造成极大打击,已经核准未开工项目或将搁置开发、核准延期。而根据规定,核准后两年内未开工项目,需要重新核准并按照新核准年份重新参与市场竞价。


国内海上风电的技术进步速度较快,长期发展逻辑清晰,具有较大的降低成本潜力。但有关专家表示,我国海上风电不少新的技术和产品尚处于应用的初期阶段,其可靠性仍需更长时间的验证,不排除个别新产品会出现质量风险。按照现在的退补速度,大批海上风电相关企业将如同光伏企业一样面临生死困境。


海上风电风险无处不在 单桩正成为重大风险环节


预计,2019—2021年,我国大陆海上风电建设投资额分别为617亿元、769亿元、856亿元,风机、塔筒、海缆、海上升压站在建设成本中的占比分别约39%、4.2%、10%、5%。建议关注产业链受益标的:1)风机与塔筒领域,上海电气、金风科技、明阳智能、东方电气、粤水电等,2)海缆领域,东方电缆、汉缆股份、中天科技、亨通光电,3)模块化变电站领域,金智科技、特锐德,4)运营领域,上海电力、福能股份、申能股份、粤电力A。

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