海上风电场降低成本前景分析

上海电力

国外电力

海上风电场降低成本前景分析

MartinJunginger,AndreFaaij,WimC.Turkenburg

(荷兰乌得勒支大学,荷兰)

摘 要:目前,海上风电场的经济效益比陆上风电场稍逊一筹。为加强海上风电场的竞争力,迫切需要大幅降低成本。海上风电场大约70%的成本来自于最初的投资成本,包括风机、海上地基、内部和外部电网安装和连接等等。文章分析了海上和陆上风电的技术发展和成本要素,并参考了海上油、汽开发以及高压海底输电的工程信息,肯定海上风电场的成本是可以降低的。分析了影响成本降低的主要因素;提出在不同的增长设想下,到2020年海上风电场的投资成本将降低25%~39%。关键词:海上风电场;投资成本;成本降低;经验曲线;风机中图分类号:TM614 文献标识码:B

1 引言

与陆上风电场相比,海上风电场优势明显。首先,因为海上的风速更快,海上风电场的发电量有可能比同容量及类型的陆上风电场高出50%以上。其次,陆上风电场经常因为阻挡视线、产生噪音和阴影等环保问题而遭到公众的反对,而对于海上风电场来说,由于离岸很远,以上的几条反对理由都不成立。再次,在一些国家里,相对于其他可再生能源方案来说,风能可实现的技术潜力是非常大的。比如:在荷兰架,风力发电的技术潜能大约是从15~60GW,然而在陆地上,最大限度只有13GW。

在欧洲,现有的海上风力发电量占风力发电总量的1%不到,然而欧洲风能联盟(EWEA)预计,到2020年,海上风力发电量将达50GW,这相当于EWEA制订的2020年总的风力发电装机容量目标的1/3。这些预计是与德国、英国的发展计划以及更远大目标相一致的。欧洲其他国家如爱尔兰、荷兰、丹麦、苏格兰和比利时,也同样有发展海上风电场的计划。

目前海上风电场的经济效益依然比不上陆上风电场。目前,陆上风电场产生的电能可以与最便宜的、来源于石油的电能相竞争,而海上风电场却需要大规模降低成本才能保持竞争力。海上风电场需要更高的投资成本,同时运行和维护所耗费的成本也比陆上风电场要高得多。因此,制订者、能源公司以及风机制造厂商必须了解海上风电场总的成本降低潜力和发展趋势,其中包

括技术的发展程度及其实现时限。

这篇论文通过分析技术进步和降低成本的方

法,讨论了海上风电场的成本降低潜力。同时,为了降低成本还需要确定更多潜在的重要因素。这样的主导因素直接与海上风电场的发展以及外围其他工业发展有关,比如海上油气开发技术、海底输电技术以及主要原材料成本的降低,特别是钢铁。

2 海上风电场的发展与经济效益

第一台/海上风机0于1991年安装在瑞典,离岸仅250m。从那时开始,大约有10个风电场在丹麦、瑞士、荷兰、英国等地建造起来。最早的海上风电场建造于19世纪,主要基于改良的陆地涡轮机。仅仅5年以后,就设计出专门的海上风机投入应用,并不断改进使之在海上严酷的环境下维持运转更长时间。而陆上风电的发展,最近几年研究得出的降低成本的主导因素在于不断增长的风机高度、转子直径以及发电量。制造出的第一台海上风机只有220kW,而目前装机的风机容量至少为2MW。在2.75~5MW内的各种风机类型,目前已经均被测试,很有可能在不久后投入大规模商业开发。在海上风机发展的同时,各种应用于基建设备也在不断的开发中,比如三脚架结构、可漂浮式结构、钢铁支架等,这些设备的应用取决于海水水深与地基的情况。

从图1中可以看出,早期的投资成本大概为2500欧元/kW,目前已降至1200~1850欧元/kW。在德国,英国,丹麦以及荷兰的一些海上风

)429)

国外电力

上海电力

2007年第4期

电场工程已经达到了这一成本水平。由于海上地基建设正朝着向更远、有更高平均风速海域的趋势发展,(被计算过的)风机的容量利用率也从25%上升到了38%~41%,参见图1(b),尽管大部分风电场的基地正从离岸很近的浅水区迁移到更远(>20km)或者更深(>20m)的水域,大幅降低投资成本的目标还是正在逐步实现。与陆上风电场相比,海上风电场的初始成本以及最终电能生产成本都要高,因为陆上风电场风机的成本占总投资成本的75%,而同样情况下的海上风电场只占30%~50%。

最终的电能成本包括资产成本(如投资的利息与清偿)以及海上风电设备的运行与维护费用。海上风电场的投资成本占总成本的68%~75%。而现在风电场电能成本6~12分(欧元)/(kW#h),这要看不同的地点情况、所选择的利息率以及经济周期等,比陆上风电场3~8分(欧元)/(kW#h)的成本范围要高。

3 策略与方法

为了认识降低成本的方式,应遵循自下而上的方法。对投资成本中的每一项,应尽量确定降低成本的具体数额,以达到与过去海上风电场建设曾用过的项目相同的效果。同时,还应浏览相关文件和对该领域专家进行采访,确定过去和将来潜在的可能降低成本的定性原因。同时,在还没有完全确定降低成本的情况下,定量降低各个项目的可能性评估。

3.1 成本趋势的定量分析

典型的说,即是随着技术突破的增长,单位成本的技术性降低。从20世纪初的飞机生产开始,这种现象被长年的观察研究。一种特定的经验观察为:随着每次累积产量的翻倍,成本将或多或少的降低固定的百分点。这种特性也许可以使得未

图1 已建成与预测的海上风电场

来成本缩减。以下是经验曲线公式的数学性描述:

Ccum=C0Cum

PR=2b

式中 Ccum)))每单元成本;

Cum)))累计产量;

C0)))第一个单元制造成本;b)))经验指数(<0);PR)))增长比率。

b

各种费用在总投资成本中所占比例的总览,如表1所示,不同部分所占比例也可能会改变,这取决于一些情况的改变,比如风速、年均运行和维护费用的改变、特定地基的情况等。另外,对于海上风电场而言,特殊的地方在于基础建设、并网连接、安装花费等在总投资成本中所占的份额要比陆上风电场高。

表1 海上以及岸上风电场投资成本的比较

陆上

总承包投资成本风机基础

内部接线以及与海岸连接的网络线安装其他

800~1100欧元

/kW65%~75%5%~10%10%~15%0%~5%5%

海上1200~1850欧元

/kW30%~50%15%~25%15%~30%0%~30%

8%

(1)(2)(3)

logCCum=logC0+blogCum

增长比率(PR)是描述每次累积交易翻倍时单位成本下降速度的一个变量。例如:0.8的PR意味着当一个累积翻倍后,单位成本仅为原来成本的80%,即成本下降了20%。图2为一个陆上风电场的经验曲线。/单位0的定义有可能会变化,很多情况下单位是一个产品(如汽车或者飞机)而联系到能源技术上来说,单位被用来指代一个能量技术(例如本文提到的风机的容量)或被一种技术产生的电能数量。作为一个总览,经验曲线被用到不同能源技术中。尤其关于陆上风机成本发展,一些研究结果已经发表。关于经验曲线

注:在很多的公开数据里,安装费用并没有单独列出来,但是分配到其他项目中去。混杂数据有如下这些项目:工程成本、项目管理、建设利润等。

)430)2007年第4期

上海电力

国外电力

概念在陆上风力发电转化系统中运用的延伸以及更深入的讨论。电场投资成本的组成与陆上风电场是不一样的,故对于特定项目的成本降低潜力也是不相同的。因此,将分别分析海上风电场主要组成项目的技术发展。为了分析海上风电场的投资成本,将分别分析四种主要组成部分:风机;地基;电网连接;安装进程。可能的话,这些部分单独的经验曲线也要分别给出。通过这种方法,使得人们可以利用陆上风机的经验曲线来估计海上风机的成本缩减速率。3.3 定性分析

在推断未来成本趋势的时候,必须了解成本缩减的原因以及使成本缩减持续的原因。这些将

图2 全球陆上风电场的经验曲线

有可能成为制定者以及工业部门用以制定更为明确目标的基础。有时候由于缺乏可用的数据,而不太可能找到定量趋势曲线。此外,在关注标准化产品时,经验曲线是特别有用的。经验曲线的概念不太适合于描述对于特定环境高度依赖的过程或者生产过程的成本缩减。在许多文献以及专家的采访中,都陈述了这些情况。比如来自研究所,海上承包商以及海上设备生产商,基于过去和现在趋势的大量信息以及可能的成本缩减机会。同时,专家也运用他们的专业知识估计出降低成本可能的范围。

基于多次累积容量翻倍的持续增长比率(PR)的经验观察数据已经在文献中被讨论多次。然而,有许多因素可以解释成本缩减的各个项目(如R&D、边学边做、批量生产、标准化、重新设计)并没有规定说在每次产品的累计翻倍中,固定的成本降低将继续不确定。事实上,在市场潜力大部分确定的情况下,累积的翻倍在迅速增长时期将更快。例如:陆上风力发电累积装机容量,从1980年的大约10MW上升到2000年17.76GW。而全球核能装机容量,一种Hc风能更成熟的技术,在同一时间内从136GW到336GW。理论上来说,在不容量翻倍的情况下,成本将趋近于零。然而事实上,成本降低实际上被可利用的市场潜力。

一个尚未解决的问题是,增长比率是否会长时间的保持稳定,这意味着如果技术指数停止增长,则新知识将贬值,这将导致更少的增长比率。例如:在技术迅速发展的时期,技术花费可能将随着PR而降低80%。在之后的饱和时期,当容量每年增加很少时,PR将变得不那么有利。然而,我们举出的例子,是基于经过大量积累翻倍以及时间而总结出来的,有着稳定PR的经验曲线。这份研究认为,基于一种特定技术历史数据的经验曲线有可能推断出将来的情况,但是也是在能确定未来单位成本,以及预计到年容量的持续增长的情况下才能实现。3.2 经验曲线的方法

经验曲线的方法不可以直接用于海上风电场。因为至今为止,正在运行中的装置太少了,陆上风电场的成本发展经验曲线可以作为海上风电场的参考模板,但并不是最精确的。如前论述,海上风

4 成本降低潜力

在此部分中,描述了关于风机生产、电气构架以及基建的研究与降低成本的机会。同时,也讨论了在风电场安装过程中成本缩减的几率。描述了大幅降低成本缩减的因素以及成本缩减的定量分析。表2给出了所有定性趋势的分析总览。

表2 海上风电场成本降低相关因素总览

海上风电发展细节扩大规模标准化改进设计规模经济

发展外因陆上风机的进一步发展钢材价格

风机

HVDC电缆的标准化设计XLPE在HVDC电缆中的

海底HVDC中继馈线

网络连接应用

的进一步发展与扩张

阀门技术与电力电子技术的进步地基

基地标准化规模经济

动力负荷设计

钢材价格

边做边学

用于基建船舶的发展与结

海上安装油价

构

风机和设备的标准化

)431)

国外电力

上海电力

2007年第4期

4.1 海上风机

目前有望持续发展的海上风机发展的趋势包括:大小与容量的增长,比陆上风机更快的转速;更大发电量的发电机;有可能用直接直流取代交流的高电压传输。大风机不足之处在于不断增长的顶端重量,以及更大更重的基础构架的维护。到目前为止,由于更轻材料的发展与设计,叶片和发动机舱的重量并没有以立方增加,但是依然分别以2.3以及1.5的指数增加。例如Vestas公司最近报道,由于风机设计的改进,3MW海上风机的重量与2MW的风机基本相同,但转子的叶片还是长出了5m。然而,这种提高可以持续多久并不是很清楚。据估计,到2015年最大的海上风机将增加到大约在7.5~15MW之间,直到技术发展或者经济效益约束其增加。

其他的趋势是:风机的标准化及大量生产。这两种因素都将有助于降低成本。对于过去的陆上风机来说,订购大量的同样的风机将得到更多折扣。相比单台的风机价格来说,订购100台风机大概有30%折扣。最大的订购单(包括1600台风机),每台风机的价格要比原始价格低45%。由于风机规模在不断扩大,这样的情况可能发生在风机到达最大容量以后。由于海上风电场建设需要大量的风机,故这有可能是很重要的因素(特殊的订单中,与正常价格表中915欧元/kW相比,特定价格大概是500欧元/kW)。

对各种陆上风电场,已有量化成本降低的经验曲线。虽然海上风电场与陆上电场相比有不同的技术特性(比如不同的运行和维护要求、更大的顶端速度、不同的设计方案、不同的材质),但风机的基本规格、速度变化率、水平轴都是一样的。同样,海上风电的发展比如成本的持续降低,也有利于陆上风电产业的发展。因此,可以有理由假设相同的PR可以应用到海上和陆地风电场。经验曲线以及PRs在很多文献中都有论述,取决于所选择的系统负荷。就风电场来说,PRs是介于全球经验曲线推断出的81%与全国经验曲线推断出的92%之间。由于陆上风电业基本上已经是全球化的工业生产以及海上风电也可以用同样的发展方式(甚至大部分短期工程都适合于北欧和北美),海上风电场中风机的PR是在81%~85%之间。)

432)4.2 电网连接

海上风电场利用高压直流(HVDC)或者高压交流(HVAC)网络连接。对于距离比较近的海岸,HVAC线路更经济。而对于远离海岸的大型风电场,HVDC线路使用起来更诱人,因为它有很多的优点。由于无法得到充分的关于交流海底电缆和设备的历史数据,所以得不到任何有意义的经验曲线。在本文中,重点讨论HVDC连接成本降低的可能性。HVDC连接的主要部分是电缆,两个换流站,它们把交流转化为海上直流,或相反的用直流给高压交流电网送电。

(1)HVDC电缆

目前,与低压海底电缆相比,海底高压电缆的制造数量比较少,因为通常这些电缆是为每个项目独特设计的。当未来大量使用标准化的高压线路时,大规模的生产会使得成本下降。HVDC的这种效果一部分来自于便宜的复合聚乙烯型(XLPE)绝缘电缆的使用,与低压油填充绝缘电缆相比,XLPE绝缘电缆更便宜。XLPE绝缘电缆的运用使得HVDC的线路成本显著下降。

利用现有工程数据,如图3所示,做出一条经验曲线来对大项目的HVDC电缆成本进行预测。它反映了一个良好的PR值,例如累积产品成本的迅速下降。然而,人们却得不到相关的数据,并且线路成本中没有包括铺设费用。同时,也没有包括XLPE绝缘电缆的数据,因为同样没有数据来确定XLPE绝缘线路的使用是否会使得经验曲线向下结构性平移。

图3 HVDC海底电缆(1988年~2000年)

(3)HVDC换流站

关于换流站,晶体管技术以及电力电子器件

2007年第4期

上海电力

国外电力

的优势使得电压源换流站(VSC)投入使用,与目前普通HVDC换流站中的晶闸管相比,很可能既减少成本又缩小必须使用晶闸管的区域范围。同时,SVC在控制保护以及通信技术的优势显然,并且成本高效。最后,标准化的设计可以减少项目管理、工程、制造以及建设成本。另外一种减少成本的可能来自于未来海上风电的海底电缆在国际间的连接,例如德国和斯堪的那维亚半岛的国家,还有英国和荷兰。当然,这只适用于个别的站点,需要多终端的直流系统(目前还不存在),此分析中暂不考虑这种可能性。

管架结构,积累了大量的关于海上建筑和地基设计建设的经验。

关于生产过程,大部分专家判断,在这样已经长期存在、高度自动化的建造过程下,要想成本有明显下降不可能。然而目前的三脚架/导管结构都是基于油气田定做的,需要太多的工序(例如定位焊接)。如果需要定购大量的(40或者更多的)同样的结构,专家判断,与单个建筑的成本相比起来,规模化生产的成本下降会达到20%。关于地基设计,采用/软-软结构0(例如,一个低特征频率的支持结构)会使得地基及塔身更轻(因而减少了材料成本),与/软-硬0钢筋重力设计办法相比,成本有20%的下降可能,但是这个设计需要在实践中检验。

钢筋重力基础和三脚架的产品成本经验曲线还作不出来,因为要得到长时段的定量数据很困难。因此人们转为对所采用的原材料的成本增长进行研究。目前,钢筋重力地基成本大概40%~50%都是由材料成本组成的,50%~55%是生产成本。按照一个海上钢结构生产商所言,在过去

图4 1970-2000年HVDC换流站的经验曲线

的三十多年里名目条款中的建设钢材费用在400~550欧元/t变动。当发生短期的价格波动时,假定长期的钢材价格趋势维持在每年总产品成本的1%~2%。这会导致直到2020年前地基成本下降5%~10%。

4.4 安装

在过去的10多年里,海上风电场主要是利用海上石油天然气部门的大船、驳船以及起重机来安装的。确定海上安装成本降低趋势碰到的一个问题是因运输及安装船只(如自升式钻塔、驳船、起重机拖船等)变化太大,它们是由需求决定的。例如:在1977)1986年期间,自升式钻塔和半潜式钻塔的日价格是直接和原油价格挂钩的,造成日费用每天从1979年的25000美元到1981年的大约70000美元,而到了1987年又跌回到每天20000美元以下。据近期观察自升式钻塔船也有相似的价格波动状况。因而,预测未来实际价格会下降,是不是真的会是这样,还悬而未决。

然而,依照原油价格定价的局面会随着为特定目标而制作的船只专门用于海上风电而大大改善。与传统的油气平台相反,通常成十甚至成百的支持结构要在海上风场的几平方公里的区域内

)433)

图4的经验曲线用于HVDC换流站。71%的PR意味着成本缩减速率会很大。我们还需要再作一些调整。首先,换流站的成本与额定功率没有呈现线性增长,所有的工程数据采用比率算法规算到500MW变流站的标准状况下。其次,比较工程数据有困难,因为通常全套成本要么包括很多服务,要么不包括,并且每个项目的市场环境不同。由于这些原因,很多不可靠的数据点从分析中剔除。

内部网络接线只占总投资的很少一块(例如分离的风机与变电站的线路),没有数据显示中压海底电缆成本可能降低。因而,取成本为一个常数,大约每装机容量60欧元/kW。4.3 地基

在过去的十多年里,海上风机的地基主要采用两种基本类型:要么是混凝土地基结构,要么是钢筋重力建筑结构。也提出了一些其他种类的地基形式,如泵吸力沉箱地基、拉索式塔架、浮基以及利用伸缩式塔自安装地基的概念,钢筋重力基础和三角架基础的研究更透彻些。这两种结构都从20世纪中期开始建,仅在过去的40年中在北海20~50m深的水下安装了成百上千的海上导

国外电力

上海电力

2007年第4期

4组完整风机而不是2组。

在图6中,对两个安装所需时间进行了比较。由于两个地方的风机安装数量大致相同,第二个风电场的安装容量翻了一倍。考虑由HornsRev得来的经验曲线并忽略上面提到的区别,每组风机需要的安装时间理论上会降低23%,当引入恰当的派生幂函数用于Nysted从第一台到最后一台(按安装时间计算),这个时间会减少24%,与预期的23%配合的很好。因为设备是基于安装

图5 2002年夏HornsRev风电场风机安装的学习曲线

天数收费的,安装时间的减少可以转为成本的降低。

在一个有限的时间内安装起来。因而,安装风机以及快速移动到站点的能力对于高效率的安装至关重要。足够高的起重机以及足够起吊容量用来处理大小和重量不断增长的海上风机,以及可以快速投入使用和快速收回的千斤顶,伴随这些技术,研发出了专用船只。在HornsRev和Nysted风电场(丹麦),截至2003年这两个世界上最大的海上风电场,是第一次用为特设目的建造的专用船只来安装风机的,这两个工程由同一个承包人完成。

HornsRev风电场2002年开始建设,用了两艘安装船,每艘船总共携带两个/耳朵0构造的风机(如每个风机由安装于机舱内的两片桨叶,两个杆塔组件和一根单独的风机叶片)在5月到8月间,安装了80组风机。平均安装时间由刚开始的3天一组到后来的平均一天1.4组。这些数据用来计算每个风机的边缘安装时间,画在经验曲线上(参见图5和附录)。这个结果是PR为77%时情况下,即安装风机数量每翻一倍,边缘安装时间会减少23%。这种效果是由很多因素导致的:首先,边安装边学习的情况使得风机的安装时间不断减少,并且在安装初期依据第一组风机安装经验而对起重工具进行了部分改动。另外,岸上海港码头的风机供应在安装初期没有达到优化,但是后来改进了。

2003年夏在Nysted安装了第二个风电场,与HornsRev相比,风机容量(2B2.3MW)、尺寸(毂高70B69m,转子直径80B72m)、重量(都是258t),风机数量(80B72组)这些看来它们都差不多。但是也有一些情况和HornsRev有所不同,从港口到风电场的运输距离Nysted明显要远一些(单程要10h而不是2.5h)。并且,Nysted只用了一只船,但是这只船的运载能力是)

434)图6 HornsRev风电场和Nysted风电场的安装速度比较

正如以上例子说明的,对于风机安装(这里是指与地基的联合),还需确定转子桨叶、机舱、杆塔以及地基是在岸上还是海上装配比较好。这个很大程度依赖于当地环境,如离岸远近以及当地的工作条件,地基的类型以及船和风机的大小。很明显,当采用更大风机时,将会有大量的/边学边做0经验运用到实践中。

最后,注意到两个风电场在安装期间由于诸如高风速或雷暴这样的坏天气而浪费了很多天。在HornsRev,一期安装时的天气状况远远差于二期,因而二期安装速度提高了,但是这和实际中由于边学边做导致速度增加的类型完全不一样。

4.5 地基安装

在HornsRev风电场建设中,没有记录显示地基安装的边际安装时间有明显的下降(得不到数据用于Nysted)。这可能和海上石油天然气企业的大量经验符合。例如,在过去的10年,通过水压锤代替气动锤使得打边桩的时间由原来的18h减到10h。假定其他安装活动也像这个一样,比如电缆敷设和冲刷保护。这意味着未来成本可能下降。如前所述,标准化的地基和风机对

2007年第4期

上海电力

国外电力

于降低安装成本很有效。直到现在,每个风电场都采用不同的地基,这些地基的直径还不相同。未来的10~15年都可能是这种情况,当风机越变越大时,地基大小也会变大。如果风机大小达到了一个理想点,标准化的生产会带来一些优势。虽然看起来还有一些成本下降的空间,但是可能下降的速度极其缓慢。因此与风机安装相比,认为地基和电缆安装成本缩减更保守些。由于手头缺乏数据,采用PR值95%。

到的。

第二步,定义了两种方案来探究不同状况下投资成本发展的可能性,参见表4。

在第一个方案中,/(海上风电)持续推广0,目前陆上风电假设每年缓慢降低0.5%,那么2003年的27.5%的话,到2020年就为15%,风机在2020年要占世界电力需求12%。伴随此增长,海上风电容量在欧洲会增加至50GW,而在整个世界范围可达70GW。据此可预测安装船在很长一段时间内都可以使用,因而在成倍增加多种多样的项目中,允许其价格降低。另外,假定钢铁价格由于外部因素每年下降近2%,新的HVDC输电连接的发展和突破使得每年持续增长约2.5GW。

在第二个方案中,人们作出了停滞增长这个更为保守的设想。在2020年,陆上风电的增长率将下降至10%。并且,考虑到经验曲线方法其内在的不确定性,为风机取一个不大的PR值85%。海上风电也以较慢的速度增长,假定它的发展依靠各个国家的大力推动。这将会使风机以及

5 总成本降低可能性综述

5.1 投资成本降低趋势分析

正如前面提到的投资成本受各种因素的影响,例如离岸距离的远近、水深、土质、网络连接等等,并且不同项目的成本分摊变化幅度很大,见表1。为了验证上面描述的成本缩减机会的可能性,设计了一个作为参照的海上风电场(见表3)。各种不同部分的特性和成本,是由已经存在的项目公布的数据、专家文献以及计算得

表3 风电场的参数

风机容量/MW毂高/m转子直径/m风机数量风电场容量/MW水深/m离岸距离/km基础网络连接

总初始投资/欧元#kW-1

风机47%

基础12%

5951251005002040钢筋重力

HVDC,采用两个500MW的

换流站1600

安装12%

其他6%

初始总投资分配内部接线网络连接4%

19%

表4 两种方案定量的成本下降趋势

持续推广设想

岸上风电容量与海上风电容量年增长率由2003年的风机

27%到2020年的15%PR值取81%基础钢铁成本每年下降2%

停滞增长设想岸上风电容量与海上风电容量年增长率由2003年的27%到2020年的10%PR值取85%

钢铁成本每年下降1%

HVDC换流站和海底电缆HVDC换流站和海底电缆网络

高速增长的缓和增长连接

PR分别为62%和71%PR分别为62%和71%安装

PR分别为77%(矗立风PR分别为77%(矗立风机)和95%(其他)机)和95%(其他)

图7 参考风电场的两个投资成本下降方案

)435)

国外电力

上海电力

2007年第4期

其安装的成本下降。这将导致2020年安装容量变得更少,投资市场风险更高,以此类推使得安装设备的日费用很高。为了探究成本缩减潜力的更保守的边界,采用了适度的钢铁成本缩减幅度,HVDC换流站和海底电缆架设速度。

图7描述了两个方案的结果,尤其是2020年海上风机的成本与两个假定的PR值以及截至2020年累积的安装容量密切相关。全部算起来的话,在持续推广方案中,成本从起初的1600欧元/kW下降到980欧元/kW,而在停滞增长方案降至1160欧元/kW(见图8)。

8表明海上风电在持续的发展中,35%~39%的成本缩减看来是可能的。在停滞增长方案中,成本缩减会是25%~27%,绝对成本在980~1300欧元/kW变动。与其他的研究评估出的未来海上风电场的成本相比,这个范围是平均水准。Milborrow发现在该研究中一个相似的参考风电场的投资成本到2012年可能缩减40%。与此研究相比,我们的结果没有这么乐观,有可能是由我们保守的估计造成。Lako发现投资成本在970~1140欧元/kW,这与我们研究出的范围是一致的,但是Lako预测这样的成本水平到2030年才达到。这主要是由于所有组件采用了更悲观的PR(风机建设工作以及网络连接取01925~01975间)。最后Chabot发现2020年成本为1230欧元/kW,相关的这些较高估计很有可能是由于大西洋法国区域严厉的条件和更深的水域决定的。

5.3 不同等级电力成本的确定

980~1300欧元/kW的范围可以用来计算不同等级电力产品成本的下降(LPC)。在一些研究中,年运行及维护成本估计占到总承包投资成本的2%~414%。在该研究的LPC计算中,年运行维护成本设成总投资成本的4%。进一步假设利用率为38%(基于已经存在的海上风电场),使用寿命为20年,利润率为8%,参考风电场的LPC为6.8分(欧元)/(kW#h)。假定运行维护成本维持在总投资成本一个确定的百分比时,不同电压等级电力成本都统一减少25%~39%达到4.2~5.4分(欧元)/(kW#h)。

图8 三个不同风电场的资金成本细节(2003年)

注:OWECOP风电场的数据与参考风电场相比风机更便宜但是网络连接成本更贵。长距离风电场采用了三脚架基座来替代钢筋重力基础,座落在离岸100km水深40m的环境下,而不是离岸40km水深20m。

5.2 灵敏度分析以及与其他研究的比较

为了验证早期投资成本结果在变动下的灵敏性问题,我们与荷兰能源中心OWECOP模型的数据做了番比较。主要的区别是OWECOP模型的风机成本更低,网络连接成本更高(主要是HVDC换流站),其他的部分(如地基以及内部网络连接成本)基本上差不多。从ECN得到的投资总成本与我们的数据几乎相同,两个方案的成本缩减潜力差别也不太大。

此外,可以预计由于离岸近容易接近的合适站点太有限,看来海上风电场将长期建在远离海岸更深的水域中。因此,在更深水域(40m,采用三脚架基础)以及远离海岸(100km)的风电场成本也被用来估计成本缩减可能的效果。这个导致更高的初期投资成本,主要用于地基以及网络连接,参见图8。相关的成本缩减潜力大致维持同一水准。

在图8中,有3个风电场与初期预想模型的各种成本缩减潜力进行比较以做进一步研究。图)

436)6 结语

对于参考风电场,两个方案中大概15%的总成本缩减是直接由海上风电场(建设技术)发展而改善的,主要是由于更低的安装成本(造成的)。大约5%的成本缩减是由外部因素造成的,这里比较重要的有钢材价格的下降,它直接影响到地基、支持结构以及塔的成本,剩下的80%是由海上风电部门和其他环节的发展造成的,例如在逐渐推广中海上风电与陆上风电互相学习。如前所述,这是经验曲线方法的一部分,这里假设相似技术间存在相互学习。

经验曲线方法依赖于过去向未来推断。如

2007年第4期

上海电力

情报集锦

果这种特别的持续增长的技术可以预测,并且如果知道成本实际下降的原因,这种方法就成立。

选定的这一方法缺点是需要大量的数据并且对每个部分的发展做出大量的假设,尤其是在获得关于地基和安装成本变化的历史数据很难获得,并且这个行业的工作者认为一些我们需要的数据是机密的。

内部网络连接以及其他成本下降的可能性(如土质研究、工程管理)然而如果这些成本缩减例如20%,这对主要结果是没有太大影响的。在这项研究中,只调查了HVDC连接的成本下降可能。要做进一步研究的话,建议确定一下HVAC连接线的成本缩减机会。

这里呈现的成本缩减是基于选定的参考风电场的特性,在不同的假设条件下,结果会是不同的。采用选定的方法,预测特殊项目的成本是不可能的,由于受到一些特殊站点条件强烈影响例如离岸远近、土质情况、水深、平均浪高等等。

由于目前海上风电机组容量小于200MW,因此到2020年容量达到(或者超过)1000MW是可行的。对于如此大的一个风电场,网络连接的成本要比目前的风电场多很多。当我们不把网络连接成本缩减明确计入时,它们被分散的计入到了HVDC电缆和换流站的PR中。并且,选定的大小为500MW参考风电场很有可能在未来15年内是中型风电场的主流。

我们仅仅仔细研究了直接与海上风电场建设有关的成本。在未来的几十年中,这项技术很有可能有重大突破,需要其他的陆上投资,例如网络线路加固和电力储存(环节)。

从结果看,可以得到下面的结论,到2020年,投资成本以及海上风电成本会下降达39%,考虑技术潜力的快速发展,陆上风电场的其他优势以及欧盟到2010年占22.1%的可再生能源发电量的目标,可以看出,海上风电在这个目标中对减少成本起到很大的作用。

分析同时表明,长期的稳定海上风电前景会使成本下降,尤其是对于安装成本,以及海上风机制造。没有单个的(欧洲)国家具有长期能够满足这个需求的(能力)。因而,一个重要的建议

是制定一个联合的鼓舞海上风电。这样会确保海上风电的大面积使用,以及可以享受成本降低带来巨大的好处。

附录:确定风机安装的边际速度

为了画出这个经验曲线,做出产品成本限值(或者这里是指安装时间)来计算累积成本(这里是指风机安装)。然而,在海上风电场中,要得到每组风机的精确安装时间比较困难。采用平均的安装时间可以巧妙的解决此问题,详细讨论如下:

在图6中,从开始安装那天起来测算风机安装的数量,这个数据利用一个简单的幂函数形式可以确定:

f(t)=at

c

(4)

约束条件:0[c[1

这里t是安装开始时的已有的风机数量f(t)是离安装开始所经过的天数。

情况b与1相同,已经安装风机的数量与天数有个线性的关系。情况c比1小,平均安装时间减少了。所有风机的平均安装时间定义为turbinet:

g(t)=atc/t

间

fc(t)=act

c-1

(5)

由此式演化可以得到每个风机的边际安装时

(6)

式6是经验曲线公式的基础式(见式1),指数C1与经验指数b值相同。因而,设定一个幂函数找到开始安装到一些天过去后完成安装风机的数量,然后得到PR值

PR=2b=cc-1

由于C值定义的是0~1间,这意味着b在-1~0间变动。以此类推可以得到PR值在50%~100%变动,与实际中得到的值相比PR值下降了。利用式6和图6的数据,作出了图5。

(吕 斌 译自CostReductionProspectsforof-foreWindFarms.WindEngineeringVolume28,No.1,2004.P97-118)

收稿日期:2007-06-27

译者简介:吕 25650211。

(责任编辑:杜建军)

斌(1976-),女,湖北人,硕士,021-

)437)