海上风电是各国能源结构调整的重要发展方向，经过10 多年的发展，我国海上风电在勘 察设计、设备研发制造和工程建设运营等方面逐步积累了经验，海上风电项目的建设成本已 从 2.3 万元 /kW 逐步下降至 1.7 万 /kW 左右。但 与其他新能源发电项目的建设成本相比，海上风 电项目的建设成本仍然较为高昂。因此，海上风 电从业人员一直较为关注海上风电项目建设期的 单位千瓦成本、上网电价、补贴电价等指标。

当前，随着我国海上风电补贴逐步退坡，我 国海上风电即将进入平价上网时代，因此对海上 风电项目全寿命周期的成本构成及其敏感因素进 行研究与分析，对于指导海上风电的度电成本的 制定范围、提升海上风电项目的投资收益率均有 重要的意义。

【资料图】

基于此，本文从风电机组设备、基础结构寿 命的角度，通过分析海上风电项目全寿命周期的 成本构成，明确影响海上风电项目投资收益率的 主要因素，并针对主要影响因素提出改进意见。

1 海上风电项目全寿命周期的成本构成

1.1 全寿命周期

海上风电项目的全寿命周期包括建设期和运营 期，其中，建设期一般为 2～3 年，运营期为 25 年。

在海上风电项目的各组成部分中：风电机组 设备的设计使用寿命为 25 年；风电机组基础的 设计基准期为 50 年，结构寿命为 25 年，防腐年 限为 28 年；海缆的设计使用寿命为 25 年；海上 升压站的设计基准期为100年，结构寿命为50年。 整个海上风电项目的主要电气设备的设计使用寿 命至少 25 年，以上各组成部分的设计年限均满 足海上风电项目全寿命周期的要求，因此在使用 寿命周期内，不考虑更换费用。

1.2 成本构成

考虑在一个全寿命周期内，海上风电项目的 成本构成分为 3 个部分：项目初期的建设成本、项目运行过程中的运营成本、项目运行期末的退役 拆除成本。

1.2.1 项目初期的建设成本

我国海上风电项目成本的地域性差异较大，主要原因在于每个海上风电项目所在海域的海床 地质、水文条件不同，比如：广东省、福建省海 域的礁石较多，基岩比较浅。因海上风电项目中 的风电机组和海上升压站平台的支撑结构设计比 较复杂，一般需要根据水深、水位变动幅度、土 层条件、海床坡率与稳定性等一系列要求进行综 合考虑后再进行设计。

江苏省是我国海上风电产业起步最早、产 业链相对较为完善的地区，其海上风电项目的 单位建设成本约为 15000 元 /kW，而广东省和 福建省 2 个地区的海上风电项目的建设成本约 在 17000 元～18000 元 /kW。以江浙地区和闽粤 地区为例，分析不同地区海上风电项目的单位建设成本构成及占比情况，具体如表1 所示， 海上风电项目的建设成本分析概算如表2所示。

1.2.2 项目运行过程中的运营成本

海上风电项目运行过程中的运营成本包括项 目运行维护成本和税费成本。

1) 项目运行维护成本。据海上风电项目相关 企业的数据统计，目前闽粤地区的海上风电项目均为近海区域项目，其全寿命周期内的年均运行维护 成本约为 150 元 /kW，超过风电机组设备价格一半 以上。相比于陆上风电项目全寿命周期内的年均运 行维护成本 ( 约 30 元 /kW)，海上风电项目的运行 维护成本较高的主要原因在于海上风电场需在海 况、风速、浪高均满足的情况下，借助专业的运维 船、起重船，甚至直升机才可登陆海上升压站平台。 特殊的交通工具限制了海上风电项目运行维护的 可操作性，并提高了运行维护成本。

2) 税费成本。根据国家现行的增值税税率及 新能源行业“即征即退 50%”的优惠减免政策， 以某 300 MW 的海上风电场项目为例，该项目全 寿命周期内可缴纳增值税 24821 万元，城建教 育附加 4964 万元；企业所得税按 25% 计征， 实行“三免三减半”优惠政策，可缴纳所得税 168714 万元；海域及土地补偿金约为 9140 万元。 综合计算，该海上风电项目的年均税费成本约为 277 元 /kW，相比于运行维护成本，年均税费成 本仍然偏高。

1.2.3 项目运行期末的退役拆除成本

为了避免风电机组的油液污染海域，保护海 洋生态环境，风电机组运行期末必须考虑更换或退 役。届时，由于技术升级，风电项目初期采用的风电机组的发电效率低，零部件采购难度加大；送出 海缆工程的破损等也需要更换。从安全的角度考虑，达到或超过服役年限的风电机组应该按计划进 行退役。因此，必须考虑项目运行期末的退役拆除成本。但目前我国海上风电尚无风电场退出运行， 无法按照实际案例的情况进行核算，因此，借鉴台风登陆期间造成风电机组机位损毁拆除的案例，来 探讨海上风电项目的退役拆除成本。

例如：2017 年 8 月 23 日，台风“天鸽”登陆 珠海，进港走锚船只撞击了在建海上风电场部分风电机组基础，造成该基础不满足风电机组的安 装条件，由于修复成本巨大，需对被撞击的风电 机组基础进行拆除。该风电机组基础采用导管架 基础，单台导管架钢结构的质量约为 400 t，单台风电机组基础的拆除费用约为 300 万元；风电 机组、塔筒、海缆设备的拆除成本按照其安装成 本的 60% 计算，以 6 MW 风电机组为例，单台 风电机组、塔筒的拆除费用约为 300 万元，海缆 的拆除成本约为 50 万元 /km。

根据以上分析，以某300 MW 近海风电场 为例，估算海上风电项目的退役拆除成本。该近 海风电场有 47 台 6.45 MW 风电机组，离岸距离 为 35 km。在不考虑通胀率影响的情况下，该近 海风电场运行期末的退役拆除成本约为 31700 万 元，折合单位成本为 1056 元 /kW，约占项目初 期建设成本的 6%。

2 海上风电项目的敏感性因素分析

通过实例对海上风电项目的敏感性因素进行 分析。该实例为粤西地区某海上风电场，装机规 模为 300 MW，水深为 28～32 m，离岸距离约 为 31 km；建设总成本约为 540970 万元，折合 单位成本为 1803 元 /kW；年利用小时数为 2890 h，基准电价为 0.453 元 /kWh，补贴电价为 0.397 元 /kWh，补贴小时数为 2600 h(20 年 )；固定资 产折旧年限为 20 年，贷款 (70%) 还贷年限为 15 年。在考虑项目补贴的情况下，该项目运行期 末可实现净利润约为 591165 万元，投资收益率 为8.36%，修正平准化度电成本(LCOE)为0.6443 元 /kWh。修正 LCOE 是指考虑资金的时间价值、 固定资产的折旧对所得税的影响，国家对新能 源企业给予的增值税、所得税优惠政策等方面 因素，对 LCOE 进行调整后的值。考虑项目补 贴的情况下，该海上风电场项目的投资收益具体如表 3 所示。

若不考虑项目补贴，则该海上风电场的运 行期末可实现净利润仅为 93834 万元，投资收 益率仅为 3.29%，基本不具备投资价值。不考虑 项目补贴的情况下，该海上风电场项目的投资 收益情况如表4 所示。

从表4 不考虑项目补贴时的投资收益情况可 以看出，目前海上风电项目暂时还不具备平价上 网的条件。通过打造全产业链的合力，借助国家 政策的引导，以市场化的手段配置项目资源，才能实现降本增效的目的。

根据海上风电项目全寿命周期所产生的成 本、收入等，确定影响海上风电项目投资收益 (IRR) 的因素包括：建设总成本、运营成本、退 役拆除成本、年满负荷发电小时数、基准电价、 补贴小时数、补贴电价。分别采用单因素敏感分 析法和双因素敏感分析法对海上风电项目进行分 析，从而判断各敏感源对于项目投资收益的影响程度。

海上风电项目的单因素敏感性分析结果如表 5 所示。

由表5 可以看出，海上风电项目的建设总成本对其投资收益的影响最大，建设总成本的敏感倍数每降低 10%，项目的投资收益率提高 15.28 ～15.81%%；项目投资收益的第2 大影响因素是年满负荷发电小时数，年满负荷发电小时数的敏 感倍数每提高10%，项目的投资收益率提高0.72 个百分点；项目投资收益第3 大影响因素是补贴小时数和补贴电价，补贴小时数和补贴电价的敏 感倍数均为每提高10%，项目的投资收益率提高 0.43 个百分点；项目投资收益第 4 大影响因素是基准电价和运营成本，基准电价的敏感倍数每提 高 10% 或运营成本的敏感倍数每降低 10%，项目的投资收益率均为提高 0.23 个百分点；项目投资收益最后1 个影响因素是退役拆除成本，退役拆除成本的敏感倍数提高或降低，项目的投资 收益率的降低和提升均不明显。

为了消除各敏感源之间的互相影响效应，采用双因素敏感分析法，对项目投资收益影响较大 的敏感源进行分析，结果如表 6 所示。

通过表6 可以得知，海上风电项目的投资收益率基本由单个敏感源的收益率的变化幅度叠加而成。由此可得，由于海上风电项目存在多个敏感源、敏感倍数不同的情况，可由单个敏感源对 应不同的敏感倍数，根据单因素敏感性分析得到的投资收益率的变化幅度叠加，组成海上风电项目的整体投资收益率敏感性分析结果。

3 提高海上风电项目投资收益率的改进意见

通过表5、表6 对海上风电项目进行的敏感性 分析，结合海上风电项目全寿命周期成本构成及影 响整个项目发电效率的因素，针对风电机组设备、 风电机组基础结构形式、海缆送出工程及海上升压 站建设、年满负荷发电小时数等方面提出改进意见及措施，以改善和提高海上风电项目的投资效果。

3.1 大功率风电机组的商业化应用

大功率风电机组的商业化应用对于提高海上 风电项目的投资收益率意义重大。随着风电机组 功率提升，叶片直径扩大，项目的年发电量也将 随之提升。同时，在海上风电项目装机容量一定 的情况下，功率提升可减少所采用风电机组的数 量，风电机组基础的数量也将随之减少，则基础 施工费用、风电机组安装费用、塔筒设备费用都 将有明显的降低；另外，风电机组数量的减少还 可带来运行维护成本的降低。

例如：粤西地区某海上风电场，装机容量为 300 MW，可研阶段原计划采用5.5 MW风电机组， 初设阶段改为采用 6.45 MW 风电机组，年满负 荷发电小时数由 2715 h 提升为 2890 h，年发电 量提高了 5250 万 kWh；由于减少了 8 根风电机 组基础，项目建设总成本降低约 3 亿元。

大功率海上风电机组商业化应用的前提为： 1) 与当地的风能资源相匹配；2) 根据当地海域 ( 特别是近岸海域 ) 的海浪频谱，如广东省阳江 市阳西县近海海域的谱峰频率为 0.121 Hz[1]，结 合风电机组叶片的振动频率，避免形成共振效 应，支撑结构才更具经济性；3) 与风电机组相 匹配的主轴、发电机、齿轮箱等核心部件和供 应链是否完善，产品安装技术、安装设备是否 满足要求。

3.2 新型风电机组基础形式、安装方式的研发

目前，海上风电机组基础结构的形式主要以 单桩、导管架为主，重力式承台基础由于施工窗口 期漫长，已逐渐被淘汰。新型的吸力筒、复合筒基 础正在进行示范研究，并逐步开展商用，复合筒式 基础的成本比导管架基础的成本降低了 10% 以上；漂浮式基础已于 2021 年在粤西阳江海域进行了首 试，这意味着海上风电由近海逐步走向深海。

海上风电机组的安装方式由分体式安装逐步过渡到整体式、一步式安装，安装完成后进行解列，尤其以施工窗口期紧张的海域更为紧要，减少工期就相当于节约了项目建设成本。

3.3 有条件的海域联合建设联网工程及升压设施

根据海上风电产业发展规划，规模化、集中化成为海上风电开发的主要形式。然而海上风电项 目的联网工程、升压设施均由各海上风电项目独自 建设，不仅增加了海域使用面积，也对海洋生态造 成了重复性破坏，同时还增加了项目建设成本。2 个装机容量为 300 MW 的某海上风电场 为例，同步建设海缆送出工程和升压设施，可节 约成本约 5 亿元，建设成本降低 5% 以上。

3.4 提升海上风电场的年满负荷发电小时数

可从2 个方面提升海上风电场的年满负荷发电小时数：

1) 开展预防性排查，提升海上风电机组的可 靠性。风电机组运行维护的主要内容包括定期维 护、检查、清洁、故障维修、大部件更换等，做好定期检查、定期维护，进行预防性排查，根据 全年有效窗口期及季风安排，错“风”检修，可在提升风电机组可靠性的同时保证其最大发电量。

2) 建立备品备件库。根据质保期维护情况进 行经验总结，对每月运行缺陷进行定期分析，建 立最优库存，以保证当风电机组出现故障时，能 够及时进行更换；提出备品备件库存储备计划， 从而提高风电机组利用率。

4 结论

本文从风电机组设备、基础结构寿命的角度，通过分析海上风电项目全寿命周期的成本构成，利用单、双因素敏感性分析法，明确了影响项目 投资收益的主要因素，并针对主要影响因素提出了改进意见。我国海上风电项目作为一种新型清洁能源发电项目，目前仍处于初级发展阶段，通 过国家对相关产业链的引导，以市场化竞争手段 配置能源开发资源，推动能源结构转型升级；各大整机厂商积极进行技术创新，进一步开发单位 千瓦扫风面积大的大功率风电机组，提高全场风 电机组的利用率，增强风电机组的可靠性与稳定性；通过优化设计降低成本，积极探索新型支撑 结构、安装方法，在保证结构安全的同时节约项 目建设成本；规模化风电场联合建设集中送出工程，积极探索“场网分离”的投资模式，将上、下游企业联合为责权共享的共同体，有助于进一 步降低海上风电项目的建设成本，推动海上风电 项目实现平价上网。

作者 | 金长营

单位 |明阳智慧能源集团股份公司

来源 | 《太阳能》杂志2022年第3期 P10—P16