海上风电发展什么的成本最高？

截止2016年，中国海上风电累计装机达163万千瓦，仅2016年就增加了59万千瓦，同比增长64%，《风电发展“十三五”规划》明确要求，海上风电到2020年累计装机达500万千瓦，开工装机达1000万千瓦。中国海上风电经过一段时间的发展，已经初步形成海上风电场开发、设备制造、工程设计、施工及运行维护的全产业链，随着“十三五”期间大规模海上风电场的开发建设，中国海上风电投资成本将会有进一步的下降。与陆地风电相比，海上风能资源丰富、风电场靠近能源负荷中心、海面可利用面积广阔，不存在土地占用等优势，因此海上风电开发利用受到越来越多国家的重视。我国海岸线漫长，海上资源十分丰富，发展海上风电是中国实现国家能源结构调整的有效保障。海上风电开发建设成本较高，降本增效将是整个海上风电良性发展的必然选择。本文重点介绍中国海上风电成本构成、与陆上风电成本差异以及成本变化趋势，通过对设备购置费中风电机组、海缆、海上升压站，建安费用中施工、安装等费用的测算，明确海上风电成本控制的关键点。海上风电发展现状自1991年全球第一座海上风电场Vindeby风电场项目在丹麦开始运行以来，欧洲海上风电发展已经走过了25余年，已经形成了从海上风电开发、装备制造、勘测设计、安装施工以及运行维护完整的产业链，据英国皇家财产局编制的《成本下降监测框架》(CRMF)显示，随着技术的进步，规模效应的显现，预计到2025年欧洲海上风电投资成本将在2015年的基础上下降35%-40%，海上风电逐步成为欧洲主要国家未来新能源开发的重点之一。2010年6月8日，亚洲第一个海上风电项目，上海东海大桥风电项目的34台3MW海上风电机组调试完毕，全部并网投入运行。以“欧洲以外第一个海上风电场”为标志，中国风电迈开了向海上开发风电的步伐。随着大规模的海上风电场的开发、建设、运行和维护，国内海上风电场设备制造、工程设计、施工及运行维护等水平均得到了较大提升，中国海上风电行业标准体系也将进一步的完善。随着对海上风电更深的认识、大容量海上风电机组的国产化、批量化、施工设备以及安装工艺的提高，国内海上风电电价的下降压力，国内海上风电场建设成本必将会进一步下降。海上风电成本构成根据在全国各个沿海省份实际开展的项目，分析各个区域海上风电项目造价，总体上来说海上风电项目单位千瓦造价均比较高。(根据海上风电项目周期，本文成本分析主要考虑项目开发建设阶段投资费用)海上风电场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。01设备购置费现阶段设备购置费(不含集电线路海缆)约占工程成本的50%，对成本的影响较大。其中，风电机组及塔筒约占设备费用的85%，单位千瓦成本约7500~8500元/千瓦，对整体设备费用的影响较大;送出海缆约占设备费用的5%，单位千瓦成本约500元/千瓦;相关电气设备约占设备费用的10%，单位千瓦成本约1000元/千瓦。02建安费用建安费用约占总成本的35%，单位千瓦成本约6000~7000元/kW。当前海上风电已竣工的风电场项目相对数量少、规模小，相应船机设备不成熟，施工队伍较为单一，施工经验不足，造成建设成本较高，加上海上施工条件复杂、施工难度大，施工所需的关键装备(如海上风电机组基础打桩、风电机组吊装等)专业可用的大型船机设备较少，船班费用高昂，相对陆上风电，海上风电的建安费用占总成本的比重大。03其它费用其它费用包括项目用海用地费、项目建管费、生产准备费等，占总成本约10%，单位千瓦成本约1600~1900元/千瓦。由于海洋资源的紧缺、人工工资提高、前期工作周期加长等原因，其它费用总体将略有上涨，特别是用海养殖补偿、海域生态修复等费用上涨较为明显;但随着海上风电开发数量的增加，项目开发建设经验的积累，业主对自身项目管理水平也将提升，将抵消部分这些上涨因数。即使其它费用下降10%，总成本下降不到1%，影响相对有限。04利息利息与风电场建设周期及利率相关，占总成本约5%。随着海上风电施工技术的不断进步，特别是关键项目工期的缩短，利息将有一定程度的下降。至于利率，属政策性费用，主要在国家调节宏观经济时才变动。总体而言，利息对风电场成本的影响有较大不确定性。