亚洲黄色网站偷拍_无码人妻精品中文字幕免费_午夜A级理论片在线播放_色婷婷综合激情中文在线

2022年7月，國際可再生能源署（IRENA）發(fā)布了《2021年可再生能源發(fā)電成本》（Renewable Power Generation Costs in 2021）報告。在“海上風電”一節(jié)中，以圖文形式介紹了2010―2021年全球海上風電平準化度電成本，以及與其相關的建設成本、發(fā)電能力、運維成本發(fā)展趨勢。以下內容節(jié)選自該報告。

建設成本

海上風電的發(fā)展前景是顯而易見的。在過去的幾年中，全球海上風電已經(jīng)開始通過規(guī)模化釋放自身的發(fā)展?jié)摿Α?010―2020年，全球海上風電項目的平均裝機容量從136MW提高至304MW，增加了124%。2021年，全球海上風電項目的平均裝機容量為262MW。2020年后，已有部分項目的單體容量超過了1GW。

2000年，全球海上風電項目的平均建設成本約為2685美元/千瓦（約合人民幣19332元/千瓦）。但隨著項目開發(fā)進入深遠海，平均建設成本大幅提高，至2008年達到5712美元/千瓦。

諸多因素抬高了2006年后數(shù)年海上風電項目的建設成本，包括：

（1）走向更深、更遠的海域，提高了物流、基礎、安裝成本；

（2）項目的規(guī)模和復雜性不斷增加，使得調研與辦理許可手續(xù)等前期工作的成本相應增加；

（3）彼時的海上風電產(chǎn)業(yè)處于起步階段，缺乏專業(yè)安裝船，導致建設效率較低。此外，供應鏈尚未得到優(yōu)化，缺乏規(guī)模化運作，缺少市場競爭；

（4）當時大宗商品價格上漲，直接影響到設備材料與運輸成本。

圖1 2000—2021年歐洲、中國與其他地區(qū)海上風電平均離岸距離和平均水深變化

部分導致成本上升的因素，如機組和電纜供應瓶頸及物流問題都是階段性的。因此，此后全球海上風電平均建設成本呈下降之勢，2011―2021年下降了49%，2021年投產(chǎn)項目的平均建設成本為2858美元/千瓦。

影響這一趨勢的主要因素包括較低的大宗商品價格、穩(wěn)定的政府政策和支持計劃、改進的機組設計、設計制造的標準化、物流的改善（特別是海上大型機組專業(yè)安裝船），以及歐洲項目的規(guī)模效應。然而，由于同陸上風電和光伏發(fā)電相比，海上風電市場不夠成熟，建設成本仍不穩(wěn)定。

上述市場波動，還受到海上風電項目現(xiàn)場的客觀條件、當?shù)厥袌龀墒於群凸�應鏈�?guī)模的影響。每年全球市場的裝機分布略有不同，進一步加大了波動的幅度。比如2021年，中國主導了全球海上風電市場發(fā)展，因此，全球海上風電項目平均建設成本很大程度上受到了低成本的中國市場的影響? 包括較低設備和勞動力價格，以及近海及潮間帶項目占比較高等。

對建設成本影響顯著的其他因素，還包括輸電線路成本。通常，輸電線路是由國家、地方電網(wǎng)企業(yè)或者開發(fā)商投資建設的。

圖2 2000—2021年全球海上風電項目平均建設成本走勢

因此，要想更深入地了解成本構成的演變，逐個分析各國建設成本發(fā)展趨勢很重要。

2010―2020年，比利時的海上風電項目平均建設成本從6334美元/千瓦降至3545美元/千瓦，降幅居全球，達44%。

2010―2021年，中國是全球海上風電累計裝機容量大的國家之一，平均建設成本從4638美元/千瓦降至2857美元/千瓦，降幅為38%。在中國，電網(wǎng)資產(chǎn)由公共電網(wǎng)企業(yè)建設運營，減少了項目的建設投入。

丹麥的情況與之相似，因此，其2021年的海上風電項目平均建設成本為2289美元/千瓦。

英國是2021年海上風電新增裝機容量第二大的國家，項目平均建設成本為3057美元/千瓦。

海上風電項目的吊裝與基礎平均成本更高，使得其與陸上風電項目的成本構成不同。

風電機組（含塔架）通常占總建設成本的33%~43%，但吊裝、基礎、輸電等同樣很重要，在建設成本中占相當大的份額。其中，吊裝成本占建設成本的8%~19%，而應急/其他成本占10%~14%，輸電線路建設成本占8%~24%，基礎建設成本占14%~22%。項目規(guī)劃、管理等其他行政費用，占總建設成本的2%~7%。

各國政策與項目特點的不同，可以用來解釋成本分解的差異。例如，在中國、丹麥和荷蘭，開發(fā)商不承擔輸電線路建設費用（除了連接機組的部分）。

吊裝成本是建設成本中的一個重要組成部分，涵蓋了海上運輸、操作和安裝基礎與機組的全部費用，項目現(xiàn)場與港口的距離則是另一個重要的成本因素。然而，隨著大型專業(yè)安裝船的增加，以及經(jīng)驗的積累與機組的大型化，項目吊裝施工周期被縮短。2010―2015年，每個項目平均需要2年或更長時間來完成全部吊裝施工作業(yè)，到2020年已縮短至不到18個月。

為了更好地解釋上述趨勢，并考慮項目規(guī)模存在的差異，比項目整體吊裝周期更好的衡量標準是各個項目的年度平均吊裝量。自2018年以來，從歐洲的相關數(shù)據(jù)中可以發(fā)現(xiàn)一個明顯趨勢，即項目年度平均吊裝量由2010年的100MW提升至2015年的200MW，2020年更是達到200~300MW。尤其是自2016年起，這一數(shù)據(jù)常超過300MW。

發(fā)電能力

海上風電項目的容量因數(shù)差異極大，這是由現(xiàn)場氣象條件、技術應用和點位設計方式不同造成的。優(yōu)化項目運維策略，也是影響項目全生命周期容量因數(shù)的決定性因素。

圖3 2000—2021年全球海上風電項目平均容量因數(shù)走勢

2010―2021年全球投產(chǎn)的海上風電項目平均容量因數(shù)從38%增至39%。2021年，新投產(chǎn)項目的容量因數(shù)介于30%~46%。自2017年達到高峰后，全球海上風電項目的平均容量因數(shù)有所降低，這主要是受到中國的影響。中國海上風電項目往往位于近海或潮間帶，風能資源條件比遠海差。此外，2021年投運的中國海上風電項目，尚未大量采用歐洲地區(qū)所用的那種大型且先進的機組。

2010―2021年，歐洲投運的海上風電項目平均容量因數(shù)從39%提高到48%。相比之下，中國于2021年投運的海上風電項目平均容量因數(shù)為37%。

容量因數(shù)的持續(xù)提高得益于機組的大型化。這些機型的掃風面積更大，輪轂更高，能夠獲得更多電力。

圖4 2000—2021年中國、歐洲與其他地區(qū)海上風電單機容量、項目容量和全球平均項目容量走勢

2010―2021年，全球海上風電機組的風輪直徑和輪轂高度增長趨勢明顯，平均風輪直徑從112m提高到160m，增幅為43%；輪轂高度從83m提高到105m，增幅為27%。由于風輪直徑比輪轂高度、單機容量增長得更快，機組的單位掃風面積功率（W/m2）逐漸下降，這在歐洲地區(qū)表現(xiàn)得尤為明顯。這對容量因數(shù)的變化趨勢產(chǎn)生了重要影響，因為在其他條件相同的情況下，較低的單位掃風面積功率會推高容量因數(shù)。且隨著制造商將項目運行經(jīng)驗運用于新機型的設計中，機組停機時間越來越少。同時，通過改進數(shù)據(jù)收集和分析方式，優(yōu)化運維管理以減少非計劃性維修的經(jīng)驗已經(jīng)得到應用。此外，在開發(fā)階段對風能資源的深入分析，可以實現(xiàn)精準的宏觀選址與微觀選址。

2010―2021年，英國是海上風電項目平均容量因數(shù)提升多的國家，達到33%。在容量因數(shù)普遍提高的背景下，德國卻成為一個例外，這是由于該國在2010年已經(jīng)達到相對較高的水平，并且其在波羅的海投運的項目比重越來越大，該海域平均風速比北海低。荷蘭的情況與之相似。

歐洲的數(shù)據(jù)顯示，過去十年中技術進步對提高海上風電項目容量因數(shù)的貢獻明顯，這一趨勢還將在未來幾年持續(xù)下去。

2010―2020年，全球新投運海上風電項目的平均容量因數(shù)提高了約8%，而這些項目的風能資源質量僅提高了2%。

運維成本

海上風電項目的單位千瓦運維成本高于陸上風電，這主要是由于對機組或電纜進行現(xiàn)場維護的成本更高。后者在很大程度上受天氣條件、人員和船只的專業(yè)水平影響。然而，考慮到海上風電具有更高的容量因數(shù)，運維成本會被攤銷，意味著其通常占二十國集團（G20）國家海上風電項目平準化度電成本的16%~25%。

得益于容量因數(shù)的提高和運維服務市場競爭的加劇，全球海上風電項目的度電運維成本一直處于下降之中。

2018年，全球海上風電項目運維成本介于70~129美元/千瓦/年，運維成本較低的主要是歐洲和中國，且通常是離岸距離較近的項目。運維成本范圍覆蓋面廣，主要取決于當?shù)氐倪\維能力、海上風電項目集群的協(xié)同效應，以及業(yè)主簽署的質保合同。隨著行業(yè)的發(fā)展，運維市場出現(xiàn)了越來越多的競爭者，產(chǎn)生出第三方運維服務商、整機商服務部門、業(yè)主自運維等各類合作方式，以減少成本。

除了運維經(jīng)驗與市場競爭外，規(guī)模效應同樣顯著降低了運維成本。如開發(fā)商?rsted在全球范圍內建設與運營著9.9GW海上風電項目，2015―2018年將運維成本從118美元/千瓦/年降到67美元/千瓦/年，幅度達到43%。

根據(jù)過去5年的項目信息分析，歐洲和中國等成熟市場的運維成本較低，介于0.017~0.030美元/千瓦時；韓國等一些尚未建立完善運維供應鏈體系的欠成熟市場，運維成本更高。

平準化度電成本

近年來，隨著開發(fā)經(jīng)驗的積累、市場競爭的加劇、技術的進步、供應鏈的完善及政策的支持，海上風電越來越具有競爭力。

2010―2021年，全球海上風電平準化度電成本從0.188美元/千瓦時下降到0.075美元/千瓦時，降幅達60%。從2007年的峰值到2021年，全球海上風電平準化度電成本已經(jīng)下降了65%。

圖5 2000—2021年全球海上風電項目平準化度電成本走勢

2021年，丹麥投產(chǎn)項目的平準化度電成本低，為0.041美元/千瓦時；英國的平準化度電成本居次席，為0.054美元/千瓦時。2010―2021年，英國平準化度電成本下降幅度大，達到了74%；丹麥居第二，為62%。

丹麥是個實現(xiàn)海上風電商業(yè)化開發(fā)的國家，于1991年投運了Vindeby項目。因此，丹麥的低平準化度電成本部分得益于豐富的開發(fā)經(jīng)驗。同時，其項目的水深更淺，離岸距離更短，相比一些鄰國的客觀條件更好。此外，丹麥風電項目至陸地的輸電線路不由開發(fā)商負責投建。

2010―2020年，比利時海上風電的平準化度電成本降低了63%。值得注意的是，該國在2010年時的平準化度電成本是高的，達0.226美元/千瓦時。