桩基固定式海上光伏项目开发建设策略

徐卫兵,惠 星,李东侠,田伟辉,曹 媛,牛 鹏,宋政昌

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司,西安 710065)

0 前 言

为应对全球气候变化,世界上主要国家和地区纷纷提出应对气候变化自主贡献力度,超过135个国家和地区明确“碳中和”发展目标,中国在2020年通过政策宣示的方式公布了“碳中和、碳达峰”发展目标[1]。发展可再生能源是实现碳中和目标的重要途径。海上光伏作为可再生能源发展的新领域,发展潜力大、综合效益高、生态环境友好,发展海上光伏有利于沿海省份突破土地约束,拓展新能源发展空间。国家能源局印发的《2023年能源工作指导意见》提出,“稳妥建设海上风电基地,谋划启动建设海上光伏”,海上光伏是国家支持鼓励的发展方向。近年来,山东、浙江等多个沿海省份陆续出台了相关政策支持海上光伏发展。天津、福建等地也陆续推进海上/滩涂光伏开发。自山东省2022年度桩基固定式海上光伏项目竞争性配置以来,烟台海阳HG34海上光伏项目和威海文登HG32海上光伏项目两个实证项目的成功离网发电,两个实证项目运行期间,开展了环境、应力、振动、倾斜等10余项在役监测,收集分析了实证区域风速、光照、水位、结构受力和位移等关键数据,积累了桩基固定式海上光伏建设经验[2]。目前,海上光伏规模化、商业化发展已初步具备条件,但还需产业界各方形成合力,共同探索海上光伏规模化开发路径。针对海上光伏规划、设计、施工、运维等方面的关键问题研究文献较少,文献[3]较系统的梳理了海上光伏项目竞配阶段、海域部分开工前阶段及陆地部分开工前阶段的各类手续办理资料清单和办理程序,为项目前期开发提供了行动指南。文献[4]对海上光伏项目面临的政策、技术等挑战进行了简述。程永鑫等人[5]对海上光伏及其用海活动的立体分层特征和功能兼容性进行研究,海上光伏能够在渔业用海区、工矿通信用海区及特殊用海区立体分层利用。文献[6-7]对海上光伏发电项目投资风险决策进行了研究,建立了海上光伏发电项目投资风险评估指标体系,包括经济风险、技术风险、自然风险、市场风险和社会可持续风险五大类共十余项二级指标,并给出了海上光伏发电项目投资风险控制措施。朱军辉[8]对海上光伏和海水抽水蓄能的一体化进行了研究和探索。总体来看,现有文献在海上光伏的规划选址、用海属性、投资成本分析、施工设备选用等方面少有涉及,参考陆上集中固定式光伏项目的成熟开发经验,对海上光伏项目开发面临的关键问题进行分析研究。从技术形式上,海上光伏分为桩基固定式和漂浮式两种形式,由于漂浮式项目技术开发难度大、成本高、数量较少,本文主要对桩基固定式海上光伏与陆上集中固定式光伏的开发特点进行探讨,提出桩基固定式海上光伏在规划、竞配、设计、开发过程中的合理化建议,为行业从业者提供借鉴。

1 开发策略

1.1 选址规划和项目用海

1.1.1规划选址

国家层面尚未出台海上光伏项目用海管理及建设的专门政策性文件,部分沿海省份如山东省、浙江省出台了相关的用海管理政策,对海上光伏项目建设的用海范围、建设要求及立体分层设权下的用海审批等要点进行规定,为其他沿海省份制定相关政策提供了借鉴[9-10]。与陆上集中式光伏开发步骤相同,用海属性的确定是项目成败的关键一步,如属性不符合相关规定,无从谈起项目后续开发建设。因此,在海上光伏发展初期,充分认识到规划选址的重要性,在规划阶段开展场址范围内敏感性因素排查为上策,现有政策关于光伏项目选址规避敏感性因素见表1。

1.1.2光伏单元用地和用海

陆上集中固定式光伏单元用地允许以租赁等方式取得;涉及农业用地不得占用耕地,占用其他农用地,应根据实际节约集约用地,尽量避免对生态和农业生产造成影响;涉及林地:须采用林光互补模式,可使用年降水量400 mm以下区域的灌木林地以及其他区域覆盖度低于50%的灌木林地;涉及草地:除基本草原外草原的,地方林草主管部门应科学评估本地区草原资源与生态状况,合理确定项目的适建区域、建设模式与建设要求,鼓励采用“草光互补”模式。桩基固定式海上光伏用海包含4个部分:① 光伏单元、箱变平台用海;② 线缆桥架用海;③ 海陆转换平台;④ 海底电缆。①～③项的用海方式一级方式为构筑物,二级方式为透水构筑物用海;4项用海方式一级方式为其他方式,二级方式为海底电缆管道。海上光伏单元的用海不允许租赁,须办理用海权证,向国家缴纳海域使用金。在用海办理流程上,海上光伏属于备案制,在海域使用论证报告编制完成后可以直接向有用海审批权限的单位申请用海,省略用海预审程序。本文整理了部分省份的用海审批权限情况,如表2所示。

表2 部分沿海省份用海审批权限一览表

1.2 关键技术研究与设计

海上光伏在全国乃至全球规模化开发尚处于发展初期,工程设计、施工、运维等方面均缺乏行业标准,缺少可借鉴经验。相比陆上光伏项目和渔光互补项目,海上光伏受复杂海洋环境影响,抗波浪、抗海冰、抗寒潮、抗盐雾等关键技术亟待突破,项目开发面临工程方案设计复杂、施工运维难度大等挑战[11]。为确保海上光伏项目运行的安全性、可靠性,各项目开发企业正在稳妥推进工程方案设计和技术论证工作,特别是山东文登HG32海上光伏实证项目从设备选型、支架设计、桩基设计等方面不断探索适应海洋环境的技术方案,。山东文登HG32海上光伏实证项目针对不同海洋应用场景,设计多种防腐蚀方案进行同场景对比验证试验;通过不同支架方案、桩基方案、防腐方案及现场施工验证,为海上光伏项目开发推进、海上施工效能提升、工程成本降低等积累关键数据和技术经验,推动海上光伏向规模化、商业化发展,该项目的关键研究与设计和创新点见表3,现场如图1所示。

图1 山东文登HG32海上光伏实证项目现场

表3 山东文登HG32海上光伏实证项目情况一览表

1.3 投资成本

项目的投资成本高低直接关系着项目是否可行、收益率是否满足开发企业的要求。本文以直流侧50万kWp的光伏项目为例,分别测算了陆上集中固定式光伏、桩基固定式海上光伏的投资成本基本构成、各成本的占比,结果见表4和图2。

图2 光伏电站投资成本占比分析

表4 光伏电站投资成本基本构成

从表4和图2可以看出,桩基固定式海上光伏成本为5.76元/kWp,远高于陆上集中固定式光伏的3.29元/kWp,二者之差为2.47元/kWp。通过分析可以看出,两种光伏项目的投资成本差异在支架、桩基础、光伏区建安费、用海成本、海缆5个方面。从光伏电站投资成本和投资占比分析桩基固定式海上光伏项目投资成本中支架成本高于桩基础成本,但在二者投资成本之差中桩基础成本高于支架成本,影响投资成本最大的是桩基础成本,为此对桩基础方案进行了对比分析,桩基固定式海上光伏项目造价约为陆上集中固定式光伏的4至6倍,详见表5。此外,在二者的比较中光伏组件价格相同,从投资成本占比中从39.5%降至22.6%,仍然是投资占比中最大的一项。

表5 桩基方案的对比分析

此外,根据山东省有关政策和规定,整理了山东省2022年度桩基固定式海上光伏项目各场址海域使用金情况,见表6。可以看出,桩基固定式海上光伏每年用海成本为773.3～3 086.7元/亩。相对于陆上集中固定式光伏的租地费用300～1 200元/亩,用海成本较高。基于降低项目投资成本考虑,项目开发企业要用好用足有关省市对海域使用金的减免政策,如山东省规定对符合条件的省重点建设项目,按规定程序给予减缴不超过地方分成部分20%的海域使用金[12]。

表6 山东省2022年度桩基固定式海上光伏项目海域使用金一览表

1.4 主要施工设备和施工期

主要施工设备。桩基固定式海上光伏建设呈现规模化桩群施工的特征,海洋环境的水深、海浪、潮差、风速等指标直接影响桩基的定位精度、垂直度和施工效率。根据调研情况,海上光伏项目的开发、建设尚无实体工程经验,能参考的装备是内河渔光互补机械、水陆两栖机械、海上起重船、海上打桩船等设备,现对三种装备的适用性进行研究分析,结果见表7。总体来看,海上光伏施工设备处于渔光互补项目和海上风电建设的中间地段,在技术、经济、安全等方面考虑,现有设备均不能满足海上光伏的施工及运维需求,海上光伏项目在施工和运维装备、工艺等方面均属于空白期。近期,海上光伏项目专用施工设备研制进展有序推进,山东蓝鲲海工国内首套海上光伏作业专用创新型装备设计获中国船级社AIP认可[13];中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司正在自主创新施工技术装备研究,海上光伏施工一体化智能装备迭代至第四代,并通过中国船级社新船型设计认可及审图,已开工建设[14]。海上光伏专用施工设备的研发、建造将为大幅度提升施工效率,降低施工成本,缩短项目建设周期。

表7 现有海上光伏主要施工设备

施工期。山东省2022年度桩基固定式海上光伏项目分布滨州、东营、潍坊、烟台、威海、青岛六市,通过调研、走访方式对山东省部分海域的主要海上作业窗口期进行了统计分析,结果见表8。从表8可以看出,大部分海域的全年海上作业窗口期为6～7个月,施工期较短。在海上光伏项目建设中,须合理有效利用海上作业窗口期,制定严密的招标采购计划、施工总体部署、施工工艺流程布置。

表8 山东省部分海域的主要海上作业窗口期统计

以国内某桩基固定式海上光伏项目为例,该项目光伏单元、桥架、箱变等结构基础总计11 000根桩,据市场调研情况来看,海上光伏打桩设备的作业效率是每天15根,按4个工作面考虑,一天施工60根桩,打桩施工期为6个月左右,基本占据了一年中海上作业的主要窗口期。不同于陆上集中固定式光伏项目采用多个作业面、桩基施工与支架、组件流水安装、采用人海战术抢工期,桩基固定式海上光伏项目施工特点呈现以下几点:主要施工设备大、数量多、抛锚作业占海面积大;受雨雪、暴风、浪涌等极端天气影响,施工窗口期少且不确定性较大;桩基施工受海底地质条件、上部钢结构支架的安装要求、桩顶标高误差要求等因素制约,桩基定位精度要求较高;支架吊装、运输、安装时间长,且桩基施工与支架成梯队式流水作业,投入较多的施工设备会彼此干扰,影响项目施工进度。结合海域的主要海上作业窗口期、施工设备效率、施工工艺等因素,据测算,安装容量40万kWp陆上集中固定式光伏项目施工期6个月左右,相同容量的海上光伏项目施工期不少于1 a。

2 建 议

(1) 在海上光伏规划和实施阶段应重点关注场址范围内敏感性因素排查。

(2) 从国内实施的海上光伏项目来看,用海申请是制约海上光伏项目开发进度的重要因素之一。项目开发企业在取得海上光伏项目开发权后,应进行海洋水文观测,收集相关数据,为海域使用论证报告编制及报批奠定基础。

(3) 从海上光伏项目降低投资成本的角度来看,重点从支架、桩基础、光伏区建安、海底电缆4个方面进行优化设计。

(4) 从降低用海成本的角度来看,项目开发企业应及时关注每个省份省重点项目的申报时间,确保项目能进入名单,享受相应的减免政策。

(5) 从山东省部分海域的主要海上作业窗口期来看,主要海上作业窗口期为6～7个月,施工作业时间较短。建议项目开发企业制定周密、细致的用海申请计划、招标采购计划、施工总体部署、施工工艺流程布置、施工设备的预定和调配,合理划分海上作业面和作业顺序,抢抓宝贵的海上作业窗口期。