国补取消第一年海上风电何处去?

轰轰烈烈的海上抢装潮结束,我国海上风电在2021年取得了耀眼的成绩,新增装机量约10.8GW,一跃成为全球最大海上风电场。 

进入1月份,400MW规模海上风电机组开启招标,1300MW规模海上风机中标信息公示,江苏、上海相继公布近3000MW海上风电竞配结果……如此这般热闹的海上风电市场,还在延续着2021年的辉煌。

但是,我们也不得不注意到2022年海上风电的国补取消,而现阶段海上风电实现平价上网略有距离。

尽管海上风电在2021年完成了远超预期的规模,我国海上风电依旧面临着大而不强的局面。

成为海上风电强国,我们还将面临哪些挑战,又将如何攻坚克难?

一味追求大型化并不是一件好事

国补取消不可逆转,对风电行业来说,最需要做的还得是补短板锻长项。

在这几年的追赶中,海上风电得到迅速发展,我们已经从近海走向深远海,机组也不断朝着10MW以上发展着。

大容量机组意味着降本,也是业内普遍所追求的一种趋势。

在“单位千瓦成本一定,追求发电量最高”的前提下,海上风电机组大功率所带来高发电量,可以使运输、吊装、线路等费用大大降低。从2021年风能展上,各个整机商公布的机型来看,金风科技、明阳智能、电气风电、运达风电、东方电气和中国海装均推出了10MW以上的风电机组。

中国海装学科带头人董晔弘在接受「能见」采访时表示:“海上风电增效降本的一个重要途径就是风电机组大型化,而到底多大的机组比较合适,目前整个行业都还在研讨中,但是大型化这是必然趋势。”

董晔弘进一步分析:“目前来看,10-16MW规模的机组技术成熟还需要2-3年,但未来有了更成熟的技术依托,20MW机组发展则会更快。”

“大容量机组是带动全生命周期度电成本降低和技术先进性的趋势。”金风科技总工程师翟恩地对「能见」说:“从招标公告上就可以看出,机组大型化已经不只是海上风电的趋势,陆上风电亦是。”

根据1月发布的海上风电项目风机采购信息:浙江台州一号海上风电场单机要求7-9MW;山东昌邑莱州湾一期单机容量在6MW以上;阳洲一、青洲二海上风电项目均采用明阳MySE11-230半直驱抗台风型风电机组;三峡平潭外海海上风电项目要求单机容量8MW。

翟恩地进一步补充:“具体项目需要多少容量匹配,这取决于当地的风资源。像福建、广州等风资源较好的区域,会优先选择大容量机组。但是对于一些风资源相对一般,比如7m/s平均风速或者更低的地区,会受限于一些条件的制约。”

从目前所了解的信息结合我国海域划分来看,江苏以北的地区搭配10MW以下的占比较大,江苏以南10MW以上更适配。

全产业链技术突破推动平价

“2022年是我们行业从建设高峰迈入技术沉淀的休整期。”翟恩地表示,海上风电是必须要进入平价的,但更多的需要通过技术创新来走入平价,技术才是拉动海上风电规模化发展的基石,靠国家补贴是走不长的。

董晔弘认为:“每一轮抢装潮之后,会有一个低谷期,在这个低谷期更应该做的是内功。因此,我们在这一阶段更应做的是全方位技术突破,来达到降本的目的。”

海上风电的成本构成与陆上风电最大的不同之处在于海工工程,这一工程更为复杂。

数据显示,在海上风电成本构成中,风机叶片、传动系统以及塔筒分别占比为6%、18%、8%,安装成本为20%,海上电力设施以及海上风电基座等成本占比25%,其余还包括前期勘察、工程维护管理、保险等费用。

“海上工程施工的成本不亚于机组本身的成本。”董晔弘直言,“从技术上应对降本,一方面大力加强海上施工能力建设,另一方推动开发新的施工工艺,使得风电+海工相融合。”

翟恩地认为:“海上风电的平价应从三个方面突破,一是通过技术创新实现统一规划、集中连片的规模化开发态势;二是海工工程的降本是非常重要的领域,建设高峰期之后海工工程的价格也应回归合理;三是随着自动化、数字化和人工智能的发展,海上风电的运维也会走向智能化。”

“海上风电场运维成本占风电场全生命周期的度电成本的20-30%,要实现降本就需要引入更智能化的技术手段来改变传统运维模式,比如高端运维装备,包括船舶、运维工装;智能化的机组故障及预警监测及识别;人工智能在运维策略领域的应用等技术。”董晔弘解释说。

此外,翟恩地还建议:“海上风电未来发展还可以推进‘源网荷储’,在沿海用能大户中,集中式平价上网略有困难的,可以考虑海上分散式,通过用能协商促进海上风电消纳。”

海上风电实现平价的几大关键因素,装备、建安、运维等海上风电产业链的核心,在技术突破上均存在着加速推进的问题。

将风电产业的关键环节捏在手中

2020年12月30日,中国工程院院士、中国华能集团董事长舒印彪在“海上风电支撑我国能源转型发展战略研究”结题评审会上指出,应从两个方面认识海上风电的重要定位:战略意义上,海上风电在实现我国“碳达峰、碳中和”目标具有重要地位;科技意义上,风电各产业链技术是国际必争的制高点。

从资源禀赋来看,我国海上风能资源丰富,共拥有长度约1.8万公里的海岸线,近海风能资源储量较大,适合大规模开发建设海上风电场,海上风速高风机单机容量大,年运行小时数最高,可达4000小时以上。

同时,该研究项目对我国海上风能资源、开发条件、近海风电装机容量进行了初步评估,根据评估结果,仅考虑0—50米海深、平均风功率密度大于300瓦/平方米区域的开发面积,按照平均装机密度8兆瓦/平方千米计算,我国海上风电装机容量可达到3009GW。

在“双碳”背景下,海上风能清洁低碳,资源储量大,适合大规模开发,有望成为沿海地区未来主力电源之一,可以有效提高我国的能源供给安全系数,在改善能源结构的同时保障能源供应安全。

那如何理解风电各产业链技术是国际必争的制高点?

“部件和系统集成同样重要。”董晔弘认为,海上风电大型化趋势越来越明显,那么可靠性、智能化的需求会越来越高。在这样的需求下,部件的关键技术处于重要位置,设计、制造和匹配能力决定了机组开发的能力。而机型大型化的趋势一定程度上由叶片发展水平决定,叶片越大质量越重,同时也越难制造,新工艺的应用就需要得到创新发展。

另一方面,从系统性能匹配层面,作出合理优选。作为整机商需要去判断,当前技术发展能够做到哪种程度?应该做到哪种程度?做到什么样的程度才能够应对当前的平价趋势。

其实简单来说就是关键部件国产化。董晔弘介绍:“目前国内已成熟的机型除主轴承外,实现国产化是完全没问题的。”

作为核心部件的轴承,国内高端精密轴承研究起步较晚,主轴轴承的设计与制造等方面距离国外顶尖水平仍有较大差距。“谁能把这些部件关节打通,谁就能在下一个阶段的市场竞争中占据有利地位。”董晔弘说道。

目前我国海上风电规模全球第一,但规模不一定代表实力,真正代表实力的是综合竞争力。

翟恩地表示:“中国的风电产业,从全球来说,规模化、健全度都是领先的,但为什么还不能够称之为风电强国,原因在于海上风电产业所面临的叶片、轴承、传动链以及设计软件都属于‘卡脖子’范畴。”

此外,翟恩地还谈到:“未来的海上风电发展一定会走向深远海,漂浮式海上风电一定是兵家必争之地。漂浮式海上风电技术要要远远复杂于现在固定式海上风电,更远远复杂于陆上风电,这一定是整机商的技术的核心要素,谁在这方面能够胜出,谁就占据了未来技术制高点。”

纵观我国能源发展历程,其实也在反映着核心技术从无到有,从落后到追赶,从追赶到并跑乃至超越的过程。在绿色能源的舞台上,水电、核电、特高压都已成为“国家名片”。

“未来风电也将成为一张新的名片。”翟恩地期许。