海上风电场经济性及风险因素浅析

海上风电场经济性及风险因素浅析

与其它新能源相比，风电具有建设周期短、投入运营快的特点，其技术相对较为成熟，发电成本接近火电成本，近年来我国风电装机以每年超过100%的速度增长。至2009年末，我国风电计装机已达16130MW，其中全部为陆地风电。由于我国陆地风能资源主要分布在“三北”地区，装机容量占比75%左右，但这些地区绝大部分属于中国电网的末端，电网建设相对落后，从2010年规划装机及区域电网容量看，内蒙、东北、甘肃、新疆地区风电装机已超过当地电网总容量的10%（表1），因此，未来3-4年，在特高压电网建成之前，这些区域的风电发展规模将遭遇电网消纳能力瓶颈（国际普遍经验表明，风电上网电量在电网容量3%以内对电网没有影响，5%左右时可通过适当的技术措施减少影响，10%以上将影响电网的稳定运行）。

海上风电较陆上风电相比具有风速高且稳定，年利用小时数高、不占陆地面积、对环境影响小、靠近电网负荷中心等特点。在陆上风电短期遭遇电网瓶颈的背景下，我国启动了海上风电项目特许招标项目。

表1.“三北”地区装机容量情况

（单位：万千瓦）

（数据来源：各地发改委、wind资讯）

一、世界海上风电发展现状

目前的风电场主要分为陆上（包括滩涂）和海上（如图1）。其中海上风电场又分为潮间带和中、深海域。

图1.风电场分类

(图片来源：东莞证券)

表2.陆上及海上风电场比较

1．海上风电发展规模及速度

海上风电开发在全世界都是新生事物，其开发难度要远大于陆上风电，从技术上来讲，海上风力发电技术要落后陆上风力发

电10年左右，成本要较陆上风电高1-2倍。

目前世界海上风电主要集中在欧洲，占全球总装机量的99%。自1991年丹麦第一座海上风电场建成到2000年十年中，仅完成了31.45MW的海上风电装机容量，随着海上风电整机技术及风电场建设技术的逐步成熟，从2000年到2008年，欧洲海上风电装机容量年复合增长率达到37.1%。从欧洲的8个国家已有规划来看，2010年、2015年欧洲海上风电装机容量将分别达到3500MW、15000MW，未来五年欧洲海上风电将进入大规模发展期（图2）。

图2.欧洲海上风电装机变化

（图片来源：联合证券研究所）2008年欧盟的海上风电装机容量为1470MW，从各国占比看，英国和丹麦分别占40%和26%，其次是荷兰约占17%，瑞士占9%。但由于政策支持力度的差异，丹麦海上风电止步不前，未来5年德国将异军突起，海上风电占比将从2008年的1%提高到2010年的30%，届时，英国和德国将是海上风电的主力军。

图3.欧洲主要国家海上风电场装机规划对比

（数据来源：wind资讯）2．欧洲海上风电投资及成本

根据国外多个海上风电场投资的统计数据显示，海上风电场投资成本一般在1700-2000欧元/kw之间（外国陆上风电场投资成本在1000欧元/kw左右），每度电成本在0.08-0.10欧元之间。但专家预测，这个价格有望在未来降到0.04-0.06欧元/kw。

表3.欧洲主要海上风电场情况

（数据来源：中国期刊网）由于丹麦在海上风电场建设起步较早，积累了较多的经验，在技术和安装设备方向也相对比较成熟，所以他们的建设成本比平均水平略低，而在英国的两个风电场的平均单位千瓦成本则高达2722欧元和4100欧元。

二、海上风电经济性分析

虽然我国陆上风电场已开始大规模运行，但目前尚缺乏海上风电大规模运行的经验，且海上风电场建设成本及运行成本与陆上风电差别较大，因此国内只能以欧洲已运行风电场成本来估算海上风电建设、运营成本。

1.成本经验值

以目前欧洲的经验值来看，一般来说水深20米和离岸20公里两个指标是海上风电场投资成本变化的分水岭。一般地，离岸20公里的海上风电场水深会小于20米，采用小于3.6MW的机组。

图4.海上风电成本经验值

（数据来源：联合证券研究所）

2.建设成本与运营成本构成

海上风电分建设期和营运期，一般建设期为两年左右，营运期应该在20年以上。海上风电场建设期成本中的基础建设、并网接线等费用在总投资成本中所占份额要高于陆上风电场；营运期维修费用和折旧费用占营运成本比例远高于陆上风电场。

海上风电的风机相比陆地风机从设计上要考虑到冰冻、台风、闪电、海水对风机的腐蚀等影响，要采用先进的镀膜技术以及先进的防腐蚀材料等，因此对海上风机的要求比陆地要高，其造价也高，陆地风机平均5000元人民币/千瓦，海上风机在7-8千元/千瓦。但是从海上风电场建设总成本来讲，占陆地风电场建设成本65-75%左右的风机在海上风电场建设中只占30-50%。

从营运成本考虑，海上风电场的营运成本仍然主要有财务费用和折旧费用构成，但是两项占比由陆上的77%提高到85%，同时维修费用也由陆上风电的5%提高到8%。

表4.风电场建设成本构成占比

表5.风电场营运成本构成占比

（数据来源：wind资讯）

3.我国东海大桥海上风电场经济性分析

东海大桥海上风电场是国内第一座海上风电场，由上海电力、大唐电力、中广核联合投资兴建，计划2010年完工。该项目总装机容量102兆瓦，安装34台国产单机容量3MW的离岸型风电机组，距离岸线8-13公里，平均水深10米，全部采用华锐自主研发的34台3兆瓦海上风电机组。

据悉，该项目目前34台风机已安装完毕，总投资成本23.65元，项目资本金比例20%，贷款年限18年，按照年设备利用小时数2600小时、电价0.9745元/度（含税价）计算，项目每年发电收入2.58亿元。按照根据德国设备制造商REpower提供的数据，欧洲海上风电场运营成本约为1-1.5欧分/（kw·h），考虑到欧元今年贬值较大，我们按照年初的汇率来计算并结合我国实际测算，项目运营成本约为4000万人民币/年，粗略估算其内部收益率为4.33%。

考虑到东海大桥海上风电场是我国第一个示范性海上风电场，其投资成本与营运成本较高是难免的，预计未来随着技术水平的提高以及维护营运经验的增长，海上风电的电价有望降低，若国家出台财政、税收支持政策，海上风电收益率有望提高。

三、海上风电主要风险因素

1．技术风险