为什么4.5MW-145是最适合中国海上低风速风场的好机型？
2017-03-15 14:23 来源：中电新闻网 点击：1121
正像参与海上风电的人们实际感受的那样，中国的海上风场项目在变得炙手可热，而这条产业链上的生意共享者们，也没有谁不喜欢这份热度。
但必须要注意的是，在行业肆意热捧大兆瓦机型的氛围中，一旦选用了不适合实际风况或不成熟的机型，不但会让海上风场项目的经济性大打折扣，而且装机规模越大，造成的伤害也就越严重，这一点吃过苦头的朋友最懂。
在较大程度上讲，海上风场项目的经济性是由风机对项目的适合度决定的，也就是说，只有最适合海上实际风况的机型才最具经济性。这就不难理解为什么欧洲不断有6MW、7MW、8MW海上机型样机出产或供需交易的信息——欧洲正在不断地实践、验证大兆瓦机型与海域风况的适合度，但在中国，除了福建海域的风资源接近欧洲9.5m/s的平均风速外，其它海域的平均风速还不及8m/s，不少海域的风资源甚至低于7m/s。这种风资源条件，决定了欧洲的海上大兆瓦机型在中国的大多数海域不具有好的经济性，除非机型出现颠覆性技术，否则它们难以成为中国海上风场的主流机型。
风机选型的本质在于机型与风况的适合度。按照风速的高低，中国的海上风况可以划分为三大板块：第一是以江苏为代表的上海、浙江杭州湾、山东、河北、辽宁、广西等海域，其平均风速为6.8m/s-7.8m/s，50年一遇10分钟最大风速为35m/s-40m/s；第二是以浙江为代表的广东、海南海域，其平均风速为7.0m/s-8.0m/s，50年一遇10分钟最大风速为46m/s-55m/s；第三是福建海域，其平均风速为9.0m/s-10.0m/s，50年一遇10分钟最大风速为46 m/s -50m/s。
那么，中国的海上风电究竟需要配置什么级别的机型？
对于开发商而言，最关心的问题是如何以最小的投资获得最大的发电量，以实现度电成本最优。但由于投资中包含了很多不确定性因素，有些开发商就将目光聚焦到风机、风场配套设施费用这些初始投资和发电量上。
众所周知，不同机型其初始投资和发电量存在巨大的差异，这也正是开发商机型选择最头疼的问题。事实上，当风机的额定功率和叶轮直径确定后，根据现阶段的技术成熟度及规模化程度，该机型的理论等效满发小时数以及风场配套费用就确定了，而风机价格则取决于主机厂的市场策略。因此，我们不妨以中国典型的低风速海域7.5m/s风速作为机型的输入风速，通过计算来分析适合中国低风速海域的机型。
这要先看理论等效满发小时数。当下，中国海上风电电价政策仍属于指导性固定电价，因此度电成本最低并非开发商选择机型的唯一因素。鉴于现金流的需求，风机的满发小时数就必须在某个门槛值以上，尽管这在一定程度上直接决定了风机的价格，但主机厂仍要为其产品价格在市场上的竞争优势而尽心尽力。可以乐见的是，基于当前的技术水平以及中国典型的低风速海域7.5m/s的平均风速，理论满发小时数在2600h～3300h这一区间，可以让开发商的收益得到保障。
值得关注的是，在目前的中国海上风电市场，4.0MW、4.5MW、5.0MW和6.0MW这四个级别的机型最为活跃，通过理论模型计算，可以得到一系列机型的理论等效满发小时数，如图1所呈现的那样。
图1显示了中国除福建以外的海域，不同机型在7.5m/s平均风速下的理论满发小时数。请注意的是，只有额定功率在4000kW至5000kW左右的机型，对不同的叶轮直径具有较好的普适性。当额定功率在6000kW以上时，叶轮直径须在160m以上，才能基本满足中国低风速海域的市场发电量需求。
然而，由于叶片技术的限制，当前160m以上的叶片供应链尚不成熟，即使在全球范围内，160m以上叶片的应用业绩也寥寥无几。据统计，目前中国量产超过500套的叶轮，其最长直径不超过121m，尽管接近150m直径的叶轮可以有乐观的预期，但也非常具有挑战性。值得注意的是，由于中国集约用海的限制，额定功率在4000kW以下的机型已处于被淘汰的边缘，而4500kW级别的机型因其优良的经济性优势正成为中国海上低风速风电市场的“新宠”。
在满足发电量要求之后，不同机型面向开发商的度电成本便是考量海上风场项目经济性的另一个重要指标，它反映了既定发电量下的初始投资水平。众所周知，对于低风速海域，当额定功率固定以后，如果增加叶轮直径不需要改变风机的拓扑结构，直径越大的叶轮越能持续降低机型的度电成本，问题在于哪种组合才更有竞争力。
对比4.2MW-136、4.5MW-145和6.0MW-160机型面向开发商的度电成本，我们会发现较优水平的机型。需要说明的是，根据当下中国海上风场项目的实际运行数据，以及符合市场实际的海上风机千瓦成本及项目配套费用，我们做出了以下关键假设（见表1）。
通过度电成本公式计算可得到典型机型的度电成本指标。这些可以从图2所呈现的度电成本与机型形成的对应关系中看清楚：4.5MW与145m叶轮组合的机型，面向开发商的度电成本具有较优的水平。
到此，可以得出一个基本的结论：在占据中国海域绝大多数的低风速海域，基于当前海上风场配套设施造价和用海面积的限制，额定功率在4500kW左右、叶轮直径145m以上的机型，是最适合中国海上风场的主流机型，并且具有成熟的供应链和海工体系支撑。而盲目攀比、追逐更大兆瓦的海上机型，则意味着难以企及的更大叶轮直径、尚未成熟和未经验证的大叶片等关键部件产业链，这很可能导致预期收益与未来现实的失衡----这并非危言耸听。（声明：本文仅代表作者观点，不代表中国风电新闻网立场）
但必须要注意的是，在行业肆意热捧大兆瓦机型的氛围中，一旦选用了不适合实际风况或不成熟的机型，不但会让海上风场项目的经济性大打折扣，而且装机规模越大，造成的伤害也就越严重，这一点吃过苦头的朋友最懂。
在较大程度上讲，海上风场项目的经济性是由风机对项目的适合度决定的，也就是说，只有最适合海上实际风况的机型才最具经济性。这就不难理解为什么欧洲不断有6MW、7MW、8MW海上机型样机出产或供需交易的信息——欧洲正在不断地实践、验证大兆瓦机型与海域风况的适合度，但在中国，除了福建海域的风资源接近欧洲9.5m/s的平均风速外，其它海域的平均风速还不及8m/s，不少海域的风资源甚至低于7m/s。这种风资源条件，决定了欧洲的海上大兆瓦机型在中国的大多数海域不具有好的经济性，除非机型出现颠覆性技术，否则它们难以成为中国海上风场的主流机型。
风机选型的本质在于机型与风况的适合度。按照风速的高低，中国的海上风况可以划分为三大板块：第一是以江苏为代表的上海、浙江杭州湾、山东、河北、辽宁、广西等海域，其平均风速为6.8m/s-7.8m/s，50年一遇10分钟最大风速为35m/s-40m/s；第二是以浙江为代表的广东、海南海域，其平均风速为7.0m/s-8.0m/s，50年一遇10分钟最大风速为46m/s-55m/s；第三是福建海域，其平均风速为9.0m/s-10.0m/s，50年一遇10分钟最大风速为46 m/s -50m/s。
那么，中国的海上风电究竟需要配置什么级别的机型？
对于开发商而言，最关心的问题是如何以最小的投资获得最大的发电量，以实现度电成本最优。但由于投资中包含了很多不确定性因素，有些开发商就将目光聚焦到风机、风场配套设施费用这些初始投资和发电量上。
众所周知，不同机型其初始投资和发电量存在巨大的差异，这也正是开发商机型选择最头疼的问题。事实上，当风机的额定功率和叶轮直径确定后，根据现阶段的技术成熟度及规模化程度，该机型的理论等效满发小时数以及风场配套费用就确定了，而风机价格则取决于主机厂的市场策略。因此，我们不妨以中国典型的低风速海域7.5m/s风速作为机型的输入风速，通过计算来分析适合中国低风速海域的机型。
这要先看理论等效满发小时数。当下，中国海上风电电价政策仍属于指导性固定电价，因此度电成本最低并非开发商选择机型的唯一因素。鉴于现金流的需求，风机的满发小时数就必须在某个门槛值以上，尽管这在一定程度上直接决定了风机的价格，但主机厂仍要为其产品价格在市场上的竞争优势而尽心尽力。可以乐见的是，基于当前的技术水平以及中国典型的低风速海域7.5m/s的平均风速，理论满发小时数在2600h～3300h这一区间，可以让开发商的收益得到保障。
值得关注的是，在目前的中国海上风电市场，4.0MW、4.5MW、5.0MW和6.0MW这四个级别的机型最为活跃，通过理论模型计算，可以得到一系列机型的理论等效满发小时数，如图1所呈现的那样。
图1：不同机型7.5m/s风速下的理论等效满发小时数
图1显示了中国除福建以外的海域，不同机型在7.5m/s平均风速下的理论满发小时数。请注意的是，只有额定功率在4000kW至5000kW左右的机型，对不同的叶轮直径具有较好的普适性。当额定功率在6000kW以上时，叶轮直径须在160m以上，才能基本满足中国低风速海域的市场发电量需求。
然而，由于叶片技术的限制，当前160m以上的叶片供应链尚不成熟，即使在全球范围内，160m以上叶片的应用业绩也寥寥无几。据统计，目前中国量产超过500套的叶轮，其最长直径不超过121m，尽管接近150m直径的叶轮可以有乐观的预期，但也非常具有挑战性。值得注意的是，由于中国集约用海的限制，额定功率在4000kW以下的机型已处于被淘汰的边缘，而4500kW级别的机型因其优良的经济性优势正成为中国海上低风速风电市场的“新宠”。
在满足发电量要求之后，不同机型面向开发商的度电成本便是考量海上风场项目经济性的另一个重要指标，它反映了既定发电量下的初始投资水平。众所周知，对于低风速海域，当额定功率固定以后，如果增加叶轮直径不需要改变风机的拓扑结构，直径越大的叶轮越能持续降低机型的度电成本，问题在于哪种组合才更有竞争力。
对比4.2MW-136、4.5MW-145和6.0MW-160机型面向开发商的度电成本，我们会发现较优水平的机型。需要说明的是，根据当下中国海上风场项目的实际运行数据，以及符合市场实际的海上风机千瓦成本及项目配套费用，我们做出了以下关键假设（见表1）。
表1：不同机型建设费用假设
通过度电成本公式计算可得到典型机型的度电成本指标。这些可以从图2所呈现的度电成本与机型形成的对应关系中看清楚：4.5MW与145m叶轮组合的机型，面向开发商的度电成本具有较优的水平。
图2：不同机型7.5m/s下面向开发商的度电成本
到此，可以得出一个基本的结论：在占据中国海域绝大多数的低风速海域，基于当前海上风场配套设施造价和用海面积的限制，额定功率在4500kW左右、叶轮直径145m以上的机型，是最适合中国海上风场的主流机型，并且具有成熟的供应链和海工体系支撑。而盲目攀比、追逐更大兆瓦的海上机型，则意味着难以企及的更大叶轮直径、尚未成熟和未经验证的大叶片等关键部件产业链，这很可能导致预期收益与未来现实的失衡----这并非危言耸听。（声明：本文仅代表作者观点，不代表中国风电新闻网立场）
