海上全生命周期成本结构及变化趋势
发言稿
各位领导、各位行业界的同仁、各位朋友，大家好!
日前，国家能源局印发了《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2018]47号），同时配发了“风电项目竞争配置指导方案（试行）”。

47号文本质上是要求地方政府采用市场竞争的方式配置资源，取代传统的通过行政审批分配年度建设规模指标的方式，同时，上网电价作为竞争配置的重要条件，取代了现在的固定电价的模式。

文件的出台为地方政府分配指标提供了规则和依据，消除了项目核准过程中的非技术成本，并期望通过技术进步和方案优化降低平准化度电成本（LCOE），最终达到“促平价、可落地”的目的。

47号文的发布给整个海上风电行业和全产业链带来新的挑战，同时也孕育了新的机遇，海上风电行业将会迎来新的转折点。

中国电建华东院作为海上风电主要勘测设计单位，我们以总包、设计、咨询、监理等不同的方式参与了全国海上风电全生命周期的建设开发工作，下面我将从海上风电全生命周期成本结构、勘测设计角度技术方案优化对成本的影响以及成本变化趋势和展望三个维度进行交流和汇报。

一、全生命周期成本结构
47号文发布后，之前推了很多年的平准化度电成本（LCOE）概念一下子火起来了，平准化度电成本（LCOE）是国际能源行业从全生命周期视角评估发电项目经济效益的一项重要指标，已得到欧美国家的广泛应用，但在国内真正到了评估项目的时候，很少有人再用这个概念，最终还是看IRR（财务内部收益率）。

现在因为电价不固定，传统通过财务内部收益率评估项目可行性的方法不能用了，只能计算平准化度电成本（LCOE）。

根据平准化度电成本（LCOE）计算公式，全生命周期的成本主要就是建设成本、资产折旧和税收、运维成本和固定资产残值现值等，其中折旧和税收影响，在这里就暂且不说了，主要谈谈建设成本和运维成本。

通过近十年的发展，设计和建设经验逐步积累，海上风电投资逐步下降，福建、广东海域受地质条件、海域养殖征迁等因素影响投资仍然较高。

江苏、浙江区域近海海上风电单位千瓦投资约在15000~17000元/kW，福建、广东区域约在17000~20000元/kW。

海上风电场建设成本主要由以下几个部分构成：设备购置费、建安费用、其它费用、利息。

各部分占总成本的比例不同，对总成本的影响也不尽相同，具体比例不同省份，不同项目有一定差异，具体比例在本次会议被提到的比较多，在此就不详细展开了。

运维方面，海上风电已建绝大部分风场还处于5年质保期内，运维经验相对缺乏，风场海域具有特殊性，早期项目运维作业受潮汐等天气影响明显，运维成本具有一定的不确定性，涉及到可达性、机组可靠性和零部件供应链等因素。

具体费用而言，目前国内建设单位和风机厂家公开的数据不多，根据国际可再生能源署公布的最新数据，运维费用包含固定部分和可变部分，占到总投资约20~25%，欧洲最新的海上风场运维成本大概区间为109美元/kW/年~140美元/kW/年，预计到2025年运维费用可降低到79美元/kW/年，下降幅度较大。

二、技术方案优化对成本的影响
因为竞价上网，所以技术方案的经济性、可靠性和先进性变得尤为重要。

华东院从海上风电刚刚起步就认识到成本控制是项目的灵魂，在方案规划和设计时牢牢把握成本控制的理念，精益设计，超前设计。

例如中国北部某海上风场，300MW，离岸20km，水深15~20m，平均风速6.6m/s，存在海冰，50%场区覆盖层20m，存在基岩并且岩层中存在溶洞。

整体上，风资源条件较差，建设难度很大，通过我们的优化设计仍具有较佳的经济性，建成后对该区域海上风电带来极大的示范效应。

下面我将从前期规划和核准阶段、项目实施阶段和后期运维阶段三个不同时期来诠释华东院如何通过技术方案优化来降低项目建设开发成本。

（1）前期规划和核准阶段
福建某项目前期核准，总共规划了三个区，总装机容量110万kW，规划的时候没有识别到通信光缆横穿两个场区，我们第一次接触项目的时候，把场区几个角点坐标往海图上一放，立马发现光缆横穿场区的问题。

当时就建议两种处理方案，第一个方法就是建议调整规划，虽协调难度大，但最彻底，也一劳永逸；
第二方法就是规划不变，按照虚拟的光缆南和光缆北进行布置，因为登陆点的限制存在交越的问题，因为交越这个问题，花了很多时间，开了很多次会议，最后也没有成功。

通过大半年的沟通协调，走了部分弯路，最后又回到了工作起点，调整规划重新核准，之前已经完成并且通过评审的专题需要重新再来一遍。

前期的费用和时间基本翻倍，可见在前期核准阶段，技术方案对整个项目的重要性。

在今年江苏规划修编的过程中，我们也一直主张集中连片开发的思想，减少现场测风塔、海洋水文观测点数量，通过测算基本可减少约50%，统一考虑海缆送出通道、登陆点、集控中心，减少用海用地，这也是海上风电未来开发的必经之路。

（2）项目实施阶段
项目实施阶段通过方案优化减少成本的例子非常多，最为大家熟知的就是无过渡段大直径单桩，一个30万项目，比较顺利的话，从第一根桩基本1年半就能全部并网发电。

以静力触探为主的先进海洋勘察，虽然每台增加了20万的勘察费用，但是可以减少每台100万的基础造价。

海上升压站设计方面，自主研发的IZOSP程序能自动实现由prosteel设计模型向SACS有限元计算模型的转化，以及各个前处理模块与求解器的循环调用，从而根据基本控制工况进行结构构件截面尺寸的优化配置，以某300MW海上升压站为例，可使结构总重量下降20%以上。

（3）后期运维阶段
后期运维阶段主要两个解决思路，第一个就是在方案设计阶段就要充分考虑运维的事情，我们一直的观念就是设计和运维不分家，运维后面遇到问题，业主一般第一时间咨询设计该如何做，设计的很多接口也要结合运维方式考虑后期运维的便利性，例如我们设计的靠泊系统，考虑使用的高频性和易损性，我们设计成可拆卸的方式方便后期运维，如果不可拆卸后面更换起来的成本非常高。

第二个，通过数字化、透明化的方式提供降低运维成本、提升发电量的解决方案，提供基于“一张海图、一个模型、一个门户和一个数据资产库”的一体化数字工程思路，现已基于部分项目正在开展相关工作。

我们计划在今年接下来的一两个月召开一个宣讲发布会分享相关成果，也欢迎各位同仁关注和支持。

三、成本变化趋势和展望
（1）成本变化趋势
总的来讲，电价下降基本已成定局，这也是国内外海上风电发展达成的共识。

具体价格分项肯定会有起伏，涨跌俱显，总成本下降。

下面针对对项目总体投资指标影响较大的几个部分变化趋势谈谈看法。

①电价下降给整个产业链降价的压力最先传递到风机厂家，因为国内外激烈的竞争，以及技术的快速发展，部分风机厂家已经提前开始降价，化被动为主动。

②高压海缆方面，因为海缆本身原材料价格的上涨，加上海上风电开发集中迸发，受制于海缆生产厂家的产能，目前国内高压海缆设备价格仍然呈上涨趋势，并且要持续一段时间。

③海域使用、养殖补偿以及资源保护修复等费用高，特别在福建等海域，这块费用居高不下，并且还有继续上涨的压力。

常规30万海上项目，海洋生态修复费用约3000万；涉及养殖的场址，渔业补偿费用都十分高。

④运维费用的成本计算现阶段还研究不够，需要独立针对海上风电场成本建模，同时考虑定期检修和故障检修，揭示根据风力机的尺寸和可靠性，选择抵达电场的和维护电场的方法。

（2）展望
最后，值此国际形势风云变幻、贸易纷争烽火四起之际，行业即将迎来新的挑战和机遇，我们需要坚定行业自信，避免恶性竞争，更需要冷静思考，寻找出路，也需要像今天这样集思广益，头脑风暴，在降价风暴到来之际抱团取暖，拨云见日。

注重风电技术提升，降低成本是海上风电发展最重要的发展方向。

华东院有信心、有能力与国内同行一道共商大事、共谋大业，应对行业即将到来的转折，共同推动行业的健康发展和进步。

谢谢大家。