【天风】第二届海上风电创新发展大会会议纪要

【天风电新】海上风电创新发展大会纪要-0812（内部资料，请勿外传）时间：2022年8月11-12日 声明：未经允许和授权转载转发本次纪要相关内容均属侵权，天风证券将保留追究其法律责任的权利。 1、市场情况： 海上风电取得跨越式发展。江苏、广东、福建、浙江、辽宁并网规模超过百万千瓦。 近海场址资源趋紧。 规划容量：截至目前,考虑在近海已并网容量26.66GW，剩余可开发规模约在70GW左右。 其他约束条件进一步增强:一是生态约束趋紧。《海岸线保护与利用管理办法》指出将建立自然岸线保有率控制制度,严格限制建设项目占用自然岸线。二是其他经济活动的新增用海需求大。随着近年来我国经济的飞速发展,渔业、工业、交通运输、造地工程等地方经济发展用海经济活动活跃,用海需求较大。 结合“十三五”时期海上风电规划执行的经验,综合考虑其他约束条件,“十四五”可实施的近海海上风电项目约4000万千瓦~5000万千瓦。预计近海海域依然是“十四五”时期我国海上风电开发的主要海域十四五”中后期开始,近海场址资源趋紧。 表：各省份已核准容量与并网量（单位：GW）   适用于深远海的开发建设技术亟待加快研发。 深远海是“十四五”后期及中长期的海上风电开发主要海域,目前相关技术尚不成熟,亟待加快研发。 1）柔性直流输电技术 当风电场离岸距离超过70公里左右、输送容量达到百万干瓦级别时,柔性直流输电具备优势。目前我国柔性直流输电工程相对较多,但应用于海上风电的柔性直流输电工程仅有如东海上风电项目.*我国柔性直流输电技术函待研发,重点需加强设备国产化、降本增效、提高稳定性等方面。 2）漂浮式基础技术 当风电场址水深超过50米时,漂浮式海上风电技术具备优势。当前我国漂浮式海上风电技术尚处于起步阶段,存在部分样机工程。根据样机工程实际情况,浮体重量,漂浮式风电机组、系泊系统等是技术开发重点。 3）海能源岛技术 当一个海域开发建设海上风电达到千万千瓦时,能够实现海上风电、海洋能、海水淡化、海上光伏、制氢等多种能源或资源利用的海上能源岛技术具备优势。我国能源岛尚在规划阶段。 政策发展：尤其是深远海，政策体系逐步完善。 2016年海上风电开发建设管理办法仍在用，但没有很好地涵盖深远海。 2021年之前深远海没有相关政策，没办法办理相关手续。 发展趋势： 风机大型化、轻量化：单GW风机的铸件耗量2.5万吨→2万吨（20%），塔筒12万吨→8万吨（33%）随着施工能力的提高，施工速度快、相对经济的单桩基础可能适用于50m以内的水深区域。 2022-2023年建设节奏（嘉宾个人思考）：22-23年主要开发的是十三五结转的15-18GW，预计22年并网其中建设条件较好的部分4-5GW，23年结转剩余项目。 海南项目：电网薄弱，电力负荷1000万/年，项目有1800万，无法消纳，因此分批建设。 解决：1）引入制造业（自己建的风电场自己消纳部分）；2）储能：成本2000/kW，对风电的消纳没有大的改善，电网调频效果可以，调峰不太行；3）可以向广东输电。 汇集站（谁来建？需要解决） 2、海风成本当前造价： 近海场址：10000-14000元/kW。风机（含塔筒）占比35%-40%，其次是基础及施工，输电工程。年利用小时数2800-3800小时，项目资本金收益率在4%-8%。 远海场址：14000+元/kW，年利用小时数3500+小时，项目资本金收益率多数低于6%。 图：各沿海城市风资源情况 根据我国海上资源禀赋，南北差异大，应对平价需要针对不同区域,因地制宜,提供适合当地的最佳解决方案。 表：各省平价上网对应的造价和发电量水平 平价时代机组的选择： 中低风速区域：综合产业链发展考虑容量和风轮平衡高风速区域：容量越大收益水平越高趋势明显 降本途径：CAPEX、OPEX 包括规模化集群开发；成熟的产业链；单机容量大型化；勘察设计技术进步；市场船机供求关系。 其中风机： 中低风速海域：增加机组单位千瓦扫风面积,提升机组满发小时数,提高风电场发电收益,从而降低风电场LCOE。 高风速海域：增加单机容量,减少风电场机位点数,均摊风电场建设设备费用降低风电场静态投资,从而降低风电场LCOE。   降本空间：在技术创新推动下，“十四五”期间海上风电投资水平具备1000-2000元/kW左右的下降空间。其中，江苏、山东投资降至10000元/kW左右，福建、广东12000元/kW左右。 参考欧洲海风成本下降的途径：技术进步推动机组大型化发展。 1)风机台数下降减少了风电机组基础和施工安装的工作量,并降低了后期运维费用； 2)风机排布距离提高,海底电缆电压等级提升增强了电力输送能力,并降低了损耗； 3)更大更先进的风电设备运输船可减少来往港口的次数,进一步降低了安装成本;. 4)海上作业装备与技术进步大幅降低远海的施工建设成本。 产业规模化发展。1)规模化形成协同效应,形成项目集群,新建项目与相邻的投产项目之间能够形成协同效应,共享人员、运维基地、运维船只、直升机以及第三方服务费用等,运营成本随之降低；2)行业集中度提高,行业领先者利用自身市场、技术和资金优势,拥有强大的谈判能力,进而在电价竞标中取得优势。 融资成本低廉。 欧洲大型能源集团利用市场流动性充裕的窗口期,能够以极低的成本锁定较长期的欧元融资,显著地杠杆效应可大幅提升竞争能力和风险承受能力。例如葡电2016年8月发行10亿欧元7年期债券,固定利率仅为1.125%。 3、风机 上海电气 1）海神平台：注重降低LOCE——半直驱 特点： 实现驱动链空中可更换,提供全套更换方案与工装；降低部件更换成本,不使用大型吊装设备； 节省风机维修时间，缩短风机MTTR，保证机组发电量。 高度集成驱动链设计： 2）海燕平台：注重高风速市场风资源开发——直驱 中国海装： 2021年：10MW-102米叶片是国内首支突破百米级海上风电叶片,创造中国叶片长度新纪录,持续领跑。采用大厚度碳纤维主梁灌注工艺,证明双瑞已掌握碳纤维灌注工艺核心技术。2022年：102~107~116米同平台系列化叶片,匹配810MW级海上风电机组,制胜低风速海上风电； 210/220米级风轮直径批量生产。 长叶片核心技术：2022~2023年采用大厚度碳纤维主梁灌注工艺,掌握碳纤维灌注工艺核心技术;攻克大型气动组件成型技术、超宽超厚碳纤维灌注技术、叶根节圆形状控制技术、三腹板一体精确定位技术等一系列技术难关。 远景MODELY平台：成熟技术路线+灵活模块化。模块化/货架化产品开发,匹配不同场景。 核心系统更智能、更灵活。 轮毂变奖系统：变奖制动能力升级，三排柱变浆轴承 叶片系统：全自主设计/工艺，更优载荷-效率平衡，先进测试验证护航塔基系统：动态一体化设计，塔底一层/两层运维提效 整机智能控制系统：激光高精IPC传感，自适应智能控制，主动加阻降浪载 机械传动链系统：高速\中速都具备，双TRB传递大扭矩，EΡΗM远程智能诊断电气传动链系统：1140V提效1.5%，35/66kV高兼容，E-top电气置顶设计 部件灵活更换方案保证低成本运维。 作业对象 更换策略 综合效率提升/单次更换(较商业吊机) 成本降低/单次更换(较商业吊机) 变压器绕组/水冷散热片 简易旋转悬臂吊 50% 80% 变压器整体 模块化侧悬桁架吊 20% 80% 齿轮箱整体 自起升升降平台 20% 30% 发电机整体 自起升升降平台 20% 80% 该平台风机大型化的限制在叶片、轴承。风机发电时间3000小时会是一个门槛。 叶片：分多段生产，设计的好不一定制造的好，最终还是看工艺。 4、苏格兰海风发展 海风发展超预期：海床用海权的竞标，原本计划10GW，今年年初选取了17个，达到25GW。浮式风电： 系泊与锚链占浮式风电初始投资成本的19%系泊公司：TTI、intermor、FMS 5、低频海缆——并网技术 大规模风电并网方式： 海上风电送出技术1：目前使用的送出海缆是工频交流输电： 优势：技术成熟，具有过零开断、电磁变压的交流特性，易于组网等； 局限性：目前使用的送出海缆是工频交流输电，需要配置无功率补偿平台或采用更多回海缆线路送出，1）提升了造价，2）加剧了海缆通道资源紧张局面。 海上风电送出技术2：柔性直流输电 优势：1）解决大规模远距离海上风电送出的电缆充电无功问题；2）直流造价线路低；3）基于电力电子设备，具备柔性调控能力，综合提升输电能力。 局限性：1）随着水深，海上换流站（尤其是深海平台）造价指数上升。如东1100MW海上换流平台 （水深17米）造价18亿元；2）不具备过零开断、电磁变压的特性。 关键在于换流器。 图：柔性直流输电路线 海上风电送出技术3：柔性低频交流输电基本原理： 利用风机直接输出低频电能，通过汇集系统将低频电能传输至海上平台，并通过低频变压器升压后经海缆线路送出,最后通过陆上交交变频站将低频电能变换为工频汇入工频电网。 采用电压源型换流器,具备类似柔性直流输电的柔性调控能力,如潮流灵活调节、无功补偿、电压动态支撑等,可实现海上风电场黑启动,可建立系统电压/频率,更适合于风电等新能源并网、送出、电网互联、海岛供电与互联等应用场景。 图：柔性低频交流输电结构 优势：1）借助电力电子技术灵活选择0~50Hz合适频率进行电能传输,频率低于工频,线路充电功率小；2）具备柔性调控能力,可显著提升输电能力；3）具备电流过零开断、电磁变压特性,易于组网；4）可利用新能源机组直接输出低频电能,无须新增变频环节,在中远距离海上风电送出、海缆组网输电、海岛及海上平台联网供电等场景下,独具优势。 图：柔性低频交流输电路线 具体来看，柔性低频交流输电技术优势体现在： 1）降低频率，提升电缆载流量（220kV3*1000m2海缆载流量：50Hz为818A，12.5Hz为 1031A）； 表：不同频率海缆载流量对比 2）采用全控器件，具备柔性调控能力； 3）综合提升海缆有效传输能力： 随着频率的降低,海缆充电功率显著下降,目随着电压等级和输电距离增加,效果越明显； 电压调节、无功补偿等柔性功能,实现海上风电的平稳并网,进一步提升送出系统的输送能力。 4）可靠性提高，运维成本降低。 较直流汇集送出方式,柔性低频方式无需直流变压器、直流断路器、海上直流换流站等复杂设备,低频变压器及断路器等传统设备的过载能力强、故障率低,运行可靠性高。 比工频交流方式,低频新能源场站无功波动大幅减少,可减少甚至无需动态无功补偿设备; 从系统整体运维费用考虑,柔直及平台年运维费用占总运维费的27%,低频方案比柔直方案能够节省10亿元（典型1000MW送出系统全生命周期）,低频送出方案比柔直系统更具经济性。 三种送出方式适用范围：端对端,低频VS交流： 200~600MW，220kV工、低频输电的等价经济距离约为90~145km。容量越大,送出电压等级越高,低频较工频的经济距离越短。 端对端送出，低频VS直流： 600~800MW,采用2回220kV低频或+250kV柔性直流线路,等价经济距离大于250km; 800MW~1200MW,需3回220kV低频交流或2回+400kV柔直线路,等价距离为170km;采用330kV柔性低频线路则只需要2回,等价距离大于200km。 多端组网送出： 未来大规模海上风电开发,多端组网可提高通道利用率和可靠性。柔性低频输电可电磁变压、过零开断,可在海上经济可靠组网;而柔性直流变压器与直流断路器成本较高,组网经济性及可靠性低。 柔性低频输电系统的关键：低频风机改造。 由于海上风电多采用直驱/半直驱型风机,其均采用全功率换流,可通过改变风机换流器控制及滤波回路,直接输出低频电能实现低频并网,但由于风机内负荷多须工频供电,则须采用3%装机容量左右的工频电源,该方案已于台州35kV柔性低频风