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动荡能源格局中的“危”和“机”–20220919

2022-09-23未知机构自***
动荡能源格局中的“危”和“机”–20220919

一、海上风电发展现状及未来趋势发言嘉宾1:海上风电行业专家(一) 海上风电发展概况风电迎来新的发展机遇,成为多国能源转型净零排放核心路径。当前GDP占全球70%以上的主要经济体宣布了碳中和,到2030年我国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。海上风电优势主要有:1)海上风资源风更丰富,风能更平稳;2)海上风机利用率更高,同等发电容量下海上风机的年发电量能比陆上高70%;3)海上运输便利,单机装机容量更大;4)海上风场不存在陆上土地资源使用弊端,解决陆上发电厂占地问题5)沿海地区能源需求大;6)对于沿海地区来说,海上风场距离负荷中心较近,更好地消纳高压线路输送成本及损耗成本。在风电优势下,欧盟预计2030年海上风电规模将大于60GW,英国、德国等也在2022上半年上调了海上风电发展目标。中国引领全球海上风电,规模发展较快。从历年新增来看,近年来中国海上风电新增装机量在全球市场份额逐年增长,从2015年10.7%已增至2021年的80.1%,占新增市场的80%,从累计占比来看,中国海上风电累计装机占比达48%,累计超过25GW,超越其他欧洲国家,稳居首位。得益于中国海上风电的飞跃发展,2021年全球海上风电创历史新纪录。2021年,全球海上风电年增长率达58.5%,累计装机达57GW,新增装机21GW,是2020年的3倍。2021年中国海上风电装机历史性飞跃,江苏、广东引领中国海上风电发展。2021年我国海上风电机组实现首次“出海”。截至2021年底,中国海上风电新增装机容量达到1448万千瓦,同比增长277%,占全国风电新增装机的25.9%。2022年全年预计开工规模将突破2000万千瓦,相对较乐观。2021年后,海上风电机组主流在6X-7.0MW,8.0MW、10.0MW机组已经投入运行:截至2022年8月,海上11MW风电机组已经并网,13MW样机已经下线,16MW机组正在研制。海上风电机组风轮直径不断提升,2022年已突破200米。2021年,半均风轮直径增长到151米,较2020年增长了15米。大于150米的风轮直径显著增长,150米及以上风轮直径占比从2020年12%增长到了66.1%:截至2021年年底,海上风电机组风轮直径最大为186米,陆上风电机组风轮直径最大为175米。截至2022年8月,陆上风轮直径已经达到191米,GWH191-5.0MW已经并网。海上风轮直径已经达到208米,EW11.0-208机组已经投运,直径超过200米,My5E16.0-242风电机组预计在2023年投运,直径将达242米。中国轮毂高度、风轮直径已超欧洲水平,单体项目容量等指标相对落后。除风轮直径,风电机组轮毂高度不断增加。2021年,在全国新增装机的风电机组中,平均轮毂高度达到107米,比2020年增长了6米;2021年轮毂高度最大值为166米,比2020年增长4米。从新增装机容量占比来看,100米高的轮毂装机占比最大,占全部新增装机容量的23.7%,其次是140米和90米高的轮毂,装机占比分别为16%和15.7%。技术进步推动性能改善和度电成本不断下降。从招标价格来看,2017年9月,招标价格处于高位,达7050元/kWh,目前招标价格已降至3500元/kWh左右,降幅达55.3%。度电成本方面,全球海上风电平均加权LCOE由2010年1.278元/千瓦时已降至2021年的0.488元/千瓦时,下降了60%。2021年欧洲海上风电平均加权LCOE由2010年1.108元/千瓦时已降至2021年的0.422元/千瓦时,较2010年降幅达60.1%。中国海上风电项目由2010年的1.210元/千瓦时降至2021年的约0.513元/干瓦时,下降了55.6%。但低电价下,大部分海上风电项目并不具备平价的条件。根据7月13日福建省发展改革委所公示的海上风电项目竞争配置结果,两个风电场中标价分别为0.204元/千瓦时,和0.193元/千瓦时,比当地燃煤发电基准价0.3932元/千瓦平均低0.2元左右。以项目全投资收益率6%的条件下测算,目前,粤东造价水平在14200-15000元/ kW左右,基本可以实现平价;而包括粤西、浙江、江苏、山东等地发电量水平低、造价更高,实现平价较难。其中,粤西、浙江平价有一定难度,而江苏、山东平价困难,当前造价水平需降低1000元/ kW左右。 以江苏为例,按照当前造价水平来看,降幅在1500元/ kW左右,相应的设备及安装工程需要降低915元/kW、建筑工程需要降低420元/kW。“十四五”出台一系列去补贴促集群政策,海上风电规划新增约5000万千瓦。去年以来,海上风电政策不断出台。2021年6月,国家发改委提出通过竞争性配置形成海上风电上网电价;今年6月,九部门提出优化近海海上风电布局;今年4月,国家能源局与科学技术部提出,“开展深水区域漂浮式风电机组工程示范。集中攻关大容量远海风电友好送出技术。开展深远海域海上风电基地柔性直流送出工程示范”,为海上风电发展制定明确目标。目前,除河北外,其他沿海省份均已制定海上风电的十四五”规划目标,“十四五”期间,中国沿海省份海上风电规划新增容量为5000万千瓦左右,年均新增1000万千瓦左右。(二)海上风电产业链发展情况目前中国已经具备完整海上风电产业链。我国已形成从上游原材料,中游大型海上风电机组,到下游海上风电场的产业链体系。关键零部件产量占全球市场的60~70%左右,其中零部件中叶片已完全实现国产化,但主轴轴承国产化程度不高。当前正在研制16MW级风电机组。东方电机研制的13兆瓦海上永磁直驱风电电机完成试验认证,标志着亚洲单机容量最大的海上永磁直驱风电电机成功研制。明阳正在推出MySE16.0-242海上风电机组、该机型额定功率16MW,叶轮直径242米;中国海装、金风科技等也正在研制16MW海上风电机组。2021年,漂浮式海上风电实验机组已经安装。整机企业竞争格局相对稳定。2021年,共有7家整机制造企业有海上风电新增装机,其中,电气风电新增装机876台,容量为420.4万干瓦,占比为29%,虽占比有所下降但仍位居第一;其次为明阳智能(26%)、金风科技(17%)、中国海装(14%)、东方电气(7%)、远景能源(7%)和哈电风能(1%)。截至2021年底,海上风电整机制造企业共13家,其中,海上风电累计装机容量超过100万干瓦的整机企业包括电气风电(34%)、明阳智能(21%)、金风科技(16%)、远景能源(12%)、中国海装(10%)和东方电气(4%);预计后期将继续出现新的整机企业对现有格局造成冲击。在全球市场份额中,中国海上风电整机制造商占比较高。全球海上风电累计装机中,前十家的整机制造商中有6家为中国企业,占全球28.3%;比2020年多了一家。2021年全球前十家海上风电整机供应商中,有7家为中国企业,占全球海上风电新增装机约76%。且新增份额排名靠前。伴随装机规模增长,新晋投资企业不断增加。2021年,海上风电投资企业由2019年的不到15家增加到21家。从开发企业装机容量来看,央企与地方国企占比较高。投资企业具体市场份额方面,2021年,共有21家开发企业有海上风电新增装机;其中,海上风电新增装机排前5家的开发企业占比达到69.5%,前10家新增装机容量占比达到88.7%。截至2021年底,海上风电开发企业共31家,其中,累计装机容量达到100万千瓦以上共6家,分别为三峡集团、华能集团、国能投、国电投、中广核和粤电,这6家企业海上风电累计装机容量占全部海上风电累计装机容量的73.8%。除整机、开发商外,安装运输等配套设施也在不断完善。安装船、海缆船等形式呈多样化发展,为海上风电大规模发展保驾护航。海上风电母港主要为海上风电提供物流、设备储存、运输等服务。配套完善的港口凸显优势,沿海省份如江苏、广东、山东、浙江中的多城市均在积极打造大型母港,形成“全产业链基地”。此外,检测认证服务不断发展。目前,位于阳江的国家海上风电装备质量监督检验中心,是由国家认监委批准,鉴衡认证建设的国内首个国家级海上风电装备检验检测公共服务平台,为风电技术发展保驾护航。(三)未来发展挑战及趋势全球海上风电技术开发潜力大,中国近海和深远海开发量超22亿千瓦。根据世界银行数据,预计固定和漂浮式海上风电全球技术潜力总和将达71tw,其中漂浮式将达51tw,固定式达20tw;其中,80%以上的可开发潜力集中于20个国家,中国位居第六位。 在离岸10-200公里,水深100米以内的近海及深远海区域,海上风电技术可开发量约为2250GW。按3000有效发电小时测算则可达6750TWh的发电量,基本可满足目前中国80%的用电需求。截至2021年底,海上风电累计装机不足海上风电技术可开发量的2%,中国海风电可开发潜力巨大,未来尚有98%以上的海上风电资源待开发。风电机组大型化趋势明显,但技术进步与机组大型化同时挑战犹存。风电机组呈现大型化趋势、供电量明显增加;明阳智能推出全球最大海上风机16 AW MySE16.0-242该机型具有46,000平方米的扫风面积,单台风机每年可产生80,000MWh的电力,足以为20000多个家庭供电。海上风电技术进步使风电机组风轮直径更长,目前我国已下线123m叶片。机舱形式方面,机组减轻重量的需求使得传动链趋向中速紧凑形式发展。使用材料方面,以叶片为例,叶片由玻璃纤维向碳纤维发展,减重可达15%-20%;而新材料应用尚需解决成本降低与工艺改进问题。技术进步推动海上风电场逐步向深远海发展。目前,我国在建及核准风电场已由原先的离岸距离在50km内、水深在50m内,逐渐向建设离岸距离在50km以上、水深在50m以上的风电场发展。未来,预计随着深远海管理办法出台,深远海海上风电场将进一步大规模投产。技术进步推动我国浮动式风电商业化发展,漂浮式基础将形成发展趋势。目前,浮动式风电多集中于法国、葡萄牙、西班牙等国。我国于9月8日开展海南万宁漂浮式海上风电100万千瓦试验项目一期工程可行性研究报告评审会议,预计我国将于2025年后实现浮动式风电的大规模商业化发展,成本预期将出现下降。目前,离岸距离、水深不断增加,漂浮式基础将成为未来发展趋势,如水深在60m以上近海风电场需要漂浮式基础;预计2050年,70%的海上风电项目将应用漂浮式基础。深远海风电不断发展,风电制氢和能源岛建设也是重要发展方向。目前,三峡柔直技术投运;2022年6月3日,首台永磁直驱低频风,电机组在新江台州大陈岛成功并网发电,金风科技低频风,电机组投入应用,为普及中远距鸣柔性低频输电消除了电源侧匹配上的技术障碍,对末来大规模开发中远海风电资源意义重大。此外,安装、敷缆、运维、拆除等施工装备技术不断发展,未来需要更先进施工船,适用于深远海风电发展。此外,海上风电制氢等应用成为新兴海上风电应用发展方向,能源岛也成为海上风电创新开发模式。到2035年,海南清洁能源岛有望基本建成,但尚未涉及明确规划。二、天然气市场近况与展望发言嘉宾2:熊维Rystad Energy(睿咨得能源)高级分析师(一)欧洲冬季供应是否充足?俄罗斯主要管道的输气情况多变,输送量大幅下跌。一方面,目前北溪1号管道暂停输送。今年6月,由于制裁相关原因,北溪一号输送量由接近满负荷的1.5亿立方米/天降低60%至6400万立方米,而后在7月十天的检修期满后输送量出现小幅恢复;但在7月底由于检修原因出现进一步降低,直至9月初例行检修后完全关停,其恢复情况存在较大不确定性,加剧欧洲市场供应紧张问题,TTF价格一度暴涨20%。另一方面,其他两条天然气主要输送管道中,过境乌克兰的Ukraine Transit输送量波动较大,自5月以来受冲突影响,输送量降至3600万立方米左右,管道利用率不到10%;而另外一条主要输送管道亚马尔管道因波兰拒绝用卢布支付天然气,该管道输松量被完全切断,正向输送量接近0。目前,三条主要输送管道输送量只有3600万立方米/天,同比下降近90%。欧洲注气

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