中國儲能網訊：海上風電是各國能源結構調整的重要發(fā)展方向，經過10 多年的發(fā)展，我國海上風電在勘 察設計、設備研發(fā)制造和工程建設運營等方面逐步積累了經驗，海上風電項目的建設成本已 從 2.3 萬元 /kW 逐步下降至 1.7 萬 /kW 左右。但 與其他新能源發(fā)電項目的建設成本相比，海上風 電項目的建設成本仍然較為高昂。因此，海上風 電從業(yè)人員一直較為關注海上風電項目建設期的 單位千瓦成本、上網電價、補貼電價等指標。
當前，隨著我國海上風電補貼逐步退坡，我 國海上風電即將進入平價上網時代，因此對海上 風電項目全壽命周期的成本構成及其敏感因素進 行研究與分析，對于指導海上風電的度電成本的 制定范圍、提升海上風電項目的投資收益率均有 重要的意義。
基于此，本文從風電機組設備、基礎結構壽 命的角度，通過分析海上風電項目全壽命周期的 成本構成，明確影響海上風電項目投資收益率的 主要因素，并針對主要影響因素提出改進意見。
1 海上風電項目全壽命周期的成本構成
1.1 全壽命周期
海上風電項目的全壽命周期包括建設期和運營 期，其中，建設期一般為 2～3 年，運營期為 25 年。
在海上風電項目的各組成部分中：風電機組 設備的設計使用壽命為 25 年；風電機組基礎的 設計基準期為 50 年，結構壽命為 25 年，防腐年 限為 28 年；海纜的設計使用壽命為 25 年；海上 升壓站的設計基準期為100年，結構壽命為50年。 整個海上風電項目的主要電氣設備的設計使用壽 命至少 25 年，以上各組成部分的設計年限均滿 足海上風電項目全壽命周期的要求，因此在使用 壽命周期內，不考慮更換費用。
1.2 成本構成
考慮在一個全壽命周期內，海上風電項目的 成本構成分為 3 個部分：項目初期的建設成本、項目運行過程中的運營成本、項目運行期末的退役 拆除成本。
1.2.1 項目初期的建設成本
我國海上風電項目成本的地域性差異較大，主要原因在于每個海上風電項目所在海域的海床 地質、水文條件不同，比如：廣東省、福建省海 域的礁石較多，基巖比較淺。因海上風電項目中 的風電機組和海上升壓站平臺的支撐結構設計比 較復雜，一般需要根據水深、水位變動幅度、土 層條件、海床坡率與穩(wěn)定性等一系列要求進行綜 合考慮后再進行設計。
江蘇省是我國海上風電產業(yè)起步最早、產 業(yè)鏈相對較為完善的地區(qū)，其海上風電項目的 單位建設成本約為 15000 元 /kW，而廣東省和 福建省 2 個地區(qū)的海上風電項目的建設成本約 在 17000 元～18000 元 /kW。以江浙地區(qū)和閩粵 地區(qū)為例，分析不同地區(qū)海上風電項目的單位建設成本構成及占比情況，具體如表1 所示， 海上風電項目的建設成本分析概算如表2所示。
1.2.2 項目運行過程中的運營成本
海上風電項目運行過程中的運營成本包括項 目運行維護成本和稅費成本。
1) 項目運行維護成本。據海上風電項目相關 企業(yè)的數(shù)據統(tǒng)計，目前閩粵地區(qū)的海上風電項目均為近海區(qū)域項目，其全壽命周期內的年均運行維護 成本約為 150 元 /kW，超過風電機組設備價格一半 以上。相比于陸上風電項目全壽命周期內的年均運 行維護成本 ( 約 30 元 /kW)，海上風電項目的運行 維護成本較高的主要原因在于海上風電場需在海 況、風速、浪高均滿足的情況下，借助專業(yè)的運維 船、起重船，甚至直升機才可登陸海上升壓站平臺。 特殊的交通工具限制了海上風電項目運行維護的 可操作性，并提高了運行維護成本。
2) 稅費成本。根據國家現(xiàn)行的增值稅稅率及 新能源行業(yè)“即征即退 50%”的優(yōu)惠減免政策， 以某 300 MW 的海上風電場項目為例，該項目全 壽命周期內可繳納增值稅 24821 萬元，城建教 育附加 4964 萬元；企業(yè)所得稅按 25% 計征， 實行“三免三減半”優(yōu)惠政策，可繳納所得稅 168714 萬元；海域及土地補償金約為 9140 萬元。 綜合計算，該海上風電項目的年均稅費成本約為 277 元 /kW，相比于運行維護成本，年均稅費成 本仍然偏高。
1.2.3 項目運行期末的退役拆除成本
為了避免風電機組的油液污染海域，保護海 洋生態(tài)環(huán)境，風電機組運行期末必須考慮更換或退 役。屆時，由于技術升級，風電項目初期采用的風電機組的發(fā)電效率低，零部件采購難度加大；送出 海纜工程的破損等也需要更換。從安全的角度考慮，達到或超過服役年限的風電機組應該按計劃進 行退役。因此，必須考慮項目運行期末的退役拆除成本。但目前我國海上風電尚無風電場退出運行， 無法按照實際案例的情況進行核算，因此，借鑒臺風登陸期間造成風電機組機位損毀拆除的案例，來 探討海上風電項目的退役拆除成本。
例如：2017 年 8 月 23 日，臺風“天鴿”登陸 珠海，進港走錨船只撞擊了在建海上風電場部分風電機組基礎，造成該基礎不滿足風電機組的安 裝條件，由于修復成本巨大，需對被撞擊的風電 機組基礎進行拆除。該風電機組基礎采用導管架 基礎，單臺導管架鋼結構的質量約為 400 t，單臺風電機組基礎的拆除費用約為 300 萬元；風電 機組、塔筒、海纜設備的拆除成本按照其安裝成 本的 60% 計算，以 6 MW 風電機組為例，單臺 風電機組、塔筒的拆除費用約為 300 萬元，海纜 的拆除成本約為 50 萬元 /km。
根據以上分析，以某300 MW 近海風電場 為例，估算海上風電項目的退役拆除成本。該近 海風電場有 47 臺 6.45 MW 風電機組，離岸距離 為 35 km。在不考慮通脹率影響的情況下，該近 海風電場運行期末的退役拆除成本約為 31700 萬 元，折合單位成本為 1056 元 /kW，約占項目初 期建設成本的 6%。
2 海上風電項目的敏感性因素分析
通過實例對海上風電項目的敏感性因素進行 分析。該實例為粵西地區(qū)某海上風電場，裝機規(guī) 模為 300 MW，水深為 28～32 m，離岸距離約 為 31 km；建設總成本約為 540970 萬元，折合 單位成本為 1803 元 /kW；年利用小時數(shù)為 2890 h，基準電價為 0.453 元 /kWh，補貼電價為 0.397 元 /kWh，補貼小時數(shù)為 2600 h(20 年 )；固定資 產折舊年限為 20 年，貸款 (70%) 還貸年限為 15 年。在考慮項目補貼的情況下，該項目運行期 末可實現(xiàn)凈利潤約為 591165 萬元，投資收益率 為8.36%，修正平準化度電成本(LCOE)為0.6443 元 /kWh。修正 LCOE 是指考慮資金的時間價值、 固定資產的折舊對所得稅的影響，國家對新能 源企業(yè)給予的增值稅、所得稅優(yōu)惠政策等方面 因素，對 LCOE 進行調整后的值?？紤]項目補 貼的情況下，該海上風電場項目的投資收益具體如表 3 所示。
若不考慮項目補貼，則該海上風電場的運 行期末可實現(xiàn)凈利潤僅為 93834 萬元，投資收 益率僅為 3.29%，基本不具備投資價值。不考慮 項目補貼的情況下，該海上風電場項目的投資 收益情況如表4 所示。
從表4 不考慮項目補貼時的投資收益情況可 以看出，目前海上風電項目暫時還不具備平價上 網的條件。通過打造全產業(yè)鏈的合力，借助國家 政策的引導，以市場化的手段配置項目資源，才能實現(xiàn)降本增效的目的。
根據海上風電項目全壽命周期所產生的成 本、收入等，確定影響海上風電項目投資收益 (IRR) 的因素包括：建設總成本、運營成本、退 役拆除成本、年滿負荷發(fā)電小時數(shù)、基準電價、 補貼小時數(shù)、補貼電價。分別采用單因素敏感分 析法和雙因素敏感分析法對海上風電項目進行分 析，從而判斷各敏感源對于項目投資收益的影響程度。
海上風電項目的單因素敏感性分析結果如表 5 所示。
由表5 可以看出，海上風電項目的建設總成本對其投資收益的影響最大，建設總成本的敏感倍數(shù)每降低 10%，項目的投資收益率提高 15.28 ～15.81%%；項目投資收益的第2 大影響因素是年滿負荷發(fā)電小時數(shù)，年滿負荷發(fā)電小時數(shù)的敏 感倍數(shù)每提高10%，項目的投資收益率提高0.72 個百分點；項目投資收益第3 大影響因素是補貼小時數(shù)和補貼電價，補貼小時數(shù)和補貼電價的敏 感倍數(shù)均為每提高10%，項目的投資收益率提高 0.43 個百分點；項目投資收益第 4 大影響因素是基準電價和運營成本，基準電價的敏感倍數(shù)每提 高 10% 或運營成本的敏感倍數(shù)每降低 10%，項目的投資收益率均為提高 0.23 個百分點；項目投資收益最后1 個影響因素是退役拆除成本，退役拆除成本的敏感倍數(shù)提高或降低，項目的投資 收益率的降低和提升均不明顯。
為了消除各敏感源之間的互相影響效應，采用雙因素敏感分析法，對項目投資收益影響較大 的敏感源進行分析，結果如表 6 所示。
通過表6 可以得知，海上風電項目的投資收益率基本由單個敏感源的收益率的變化幅度疊加而成。由此可得，由于海上風電項目存在多個敏感源、敏感倍數(shù)不同的情況，可由單個敏感源對 應不同的敏感倍數(shù)，根據單因素敏感性分析得到的投資收益率的變化幅度疊加，組成海上風電項目的整體投資收益率敏感性分析結果。
3 提高海上風電項目投資收益率的改進意見
通過表5、表6 對海上風電項目進行的敏感性 分析，結合海上風電項目全壽命周期成本構成及影 響整個項目發(fā)電效率的因素，針對風電機組設備、 風電機組基礎結構形式、海纜送出工程及海上升壓 站建設、年滿負荷發(fā)電小時數(shù)等方面提出改進意見及措施，以改善和提高海上風電項目的投資效果。
3.1 大功率風電機組的商業(yè)化應用
大功率風電機組的商業(yè)化應用對于提高海上 風電項目的投資收益率意義重大。隨著風電機組 功率提升，葉片直徑擴大，項目的年發(fā)電量也將 隨之提升。同時，在海上風電項目裝機容量一定 的情況下，功率提升可減少所采用風電機組的數(shù) 量，風電機組基礎的數(shù)量也將隨之減少，則基礎 施工費用、風電機組安裝費用、塔筒設備費用都 將有明顯的降低；另外，風電機組數(shù)量的減少還 可帶來運行維護成本的降低。
例如：粵西地區(qū)某海上風電場，裝機容量為 300 MW，可研階段原計劃采用5.5 MW風電機組， 初設階段改為采用 6.45 MW 風電機組，年滿負 荷發(fā)電小時數(shù)由 2715 h 提升為 2890 h，年發(fā)電 量提高了 5250 萬 kWh；由于減少了 8 根風電機 組基礎，項目建設總成本降低約 3 億元。
大功率海上風電機組商業(yè)化應用的前提為： 1) 與當?shù)氐娘L能資源相匹配；2) 根據當?shù)睾Ｓ?( 特別是近岸海域 ) 的海浪頻譜，如廣東省陽江 市陽西縣近海海域的譜峰頻率為 0.121 Hz[1]，結 合風電機組葉片的振動頻率，避免形成共振效 應，支撐結構才更具經濟性；3) 與風電機組相 匹配的主軸、發(fā)電機、齒輪箱等核心部件和供 應鏈是否完善，產品安裝技術、安裝設備是否 滿足要求。
3.2 新型風電機組基礎形式、安裝方式的研發(fā)
目前，海上風電機組基礎結構的形式主要以 單樁、導管架為主，重力式承臺基礎由于施工窗口 期漫長，已逐漸被淘汰。新型的吸力筒、復合筒基 礎正在進行示范研究，并逐步開展商用，復合筒式 基礎的成本比導管架基礎的成本降低了 10% 以上；漂浮式基礎已于 2021 年在粵西陽江海域進行了首 試，這意味著海上風電由近海逐步走向深海。
海上風電機組的安裝方式由分體式安裝逐步過渡到整體式、一步式安裝，安裝完成后進行解列，尤其以施工窗口期緊張的海域更為緊要，減少工期就相當于節(jié)約了項目建設成本。
3.3 有條件的海域聯(lián)合建設聯(lián)網工程及升壓設施
根據海上風電產業(yè)發(fā)展規(guī)劃，規(guī)?；?、集中化成為海上風電開發(fā)的主要形式。然而海上風電項 目的聯(lián)網工程、升壓設施均由各海上風電項目獨自 建設，不僅增加了海域使用面積，也對海洋生態(tài)造 成了重復性破壞，同時還增加了項目建設成本。2 個裝機容量為 300 MW 的某海上風電場 為例，同步建設海纜送出工程和升壓設施，可節(jié) 約成本約 5 億元，建設成本降低 5% 以上。
3.4 提升海上風電場的年滿負荷發(fā)電小時數(shù)
可從2 個方面提升海上風電場的年滿負荷發(fā)電小時數(shù)：
1) 開展預防性排查，提升海上風電機組的可 靠性。風電機組運行維護的主要內容包括定期維 護、檢查、清潔、故障維修、大部件更換等，做好定期檢查、定期維護，進行預防性排查，根據 全年有效窗口期及季風安排，錯“風”檢修，可在提升風電機組可靠性的同時保證其最大發(fā)電量。
2) 建立備品備件庫。根據質保期維護情況進 行經驗總結，對每月運行缺陷進行定期分析，建 立最優(yōu)庫存，以保證當風電機組出現(xiàn)故障時，能 夠及時進行更換；提出備品備件庫存儲備計劃， 從而提高風電機組利用率。
4 結論
本文從風電機組設備、基礎結構壽命的角度，通過分析海上風電項目全壽命周期的成本構成，利用單、雙因素敏感性分析法，明確了影響項目 投資收益的主要因素，并針對主要影響因素提出了改進意見。我國海上風電項目作為一種新型清潔能源發(fā)電項目，目前仍處于初級發(fā)展階段，通 過國家對相關產業(yè)鏈的引導，以市場化競爭手段 配置能源開發(fā)資源，推動能源結構轉型升級；各大整機廠商積極進行技術創(chuàng)新，進一步開發(fā)單位 千瓦掃風面積大的大功率風電機組，提高全場風 電機組的利用率，增強風電機組的可靠性與穩(wěn)定性；通過優(yōu)化設計降低成本，積極探索新型支撐 結構、安裝方法，在保證結構安全的同時節(jié)約項 目建設成本；規(guī)?；L電場聯(lián)合建設集中送出工程，積極探索“場網分離”的投資模式，將上、下游企業(yè)聯(lián)合為責權共享的共同體，有助于進一 步降低海上風電項目的建設成本，推動海上風電 項目實現(xiàn)平價上網。
作者 | 金長營
單位 |明陽智慧能源集團股份公司
來源 | 《太陽能》雜志2022年第3期 P10—P16
