我国海上风电现状及分析*

文 锋（上海电力设计院有限公司，上海 200025）



我国海上风电现状及分析*

文 锋†
（上海电力设计院有限公司，上海 200025）

摘 要：海上风电是近年风电开发的热点，本文首先回顾了我国海上风电的开发现状，从开发地区、水深、地质条件和基础形式等角度，总结了我国海上风电的特点；接着对未来海上风电的成本和政府的电价补贴政策进行了展望；最后列举了一些与海上风电相关的新动向。

关键词：近海；风电场；综述；潮间带

0 引 言

风能是一种分布广泛的清洁能源，早在公元前就被用于提水、磨面等生产活动，然而风能用于发电并使之成为一种电力资源却源于 1973年爆发的第一次世界石油危机，当时欧洲发达国家为了摆脱对石油的依赖，转而寻找新的能源，加大了风电的开发力度［1］，这也成为大规模开发风电的起点。经过四十多年的发展，风电完成了从分散小规模风电到专门大型风电场、小功率风机到大功率风机以及从陆上到海上的转变。

风电场按位置可分为陆地风电场和海上风电场。陆地风电场安装、检修方便，但存在占用土地、静风期多及风场湍流强度大、影响风机寿命等问题；相比之下，海上风电场有风速大、静风期少、湍流强度低和不占用陆地土地的优势，且海上风电一般靠近经济发达地区，电力输送和消纳都有保障，不用担心弃风问题，同时水路运输便于大功率、大直径风机的运送，风机运输方便。拥有诸多优势的海上风电被认为是未来风电的发展方向而备受瞩目。

20世纪90年代欧洲开始建设海上风电场，并一直走在全球海上风电开发的前列。截至2014年底，世界海上风电装机总容量约8 759 MW［2］，而绝大部分（约91%）海上风电分布在欧洲。我国于2007年安装了首个海上试验风机平台，目前已有数个海上风电场投入运行，但总体上看，我国海上风电起步晚，相关产业发展不成熟，发展道路上的挑战和机遇并存。

相比陆地风电，海洋环境的复杂性和差异性导致海上风电从设计到施工都存在诸多不确定性，海上风电的技术难度和项目风险也明显增加。本文对我国海上风电的现状和特点进行了总结和分析，从中可看到我国海上风电的发展历程和特点，可为今后海上风电的发展提供一些参考。

1 开发现状

海上风电建设区域由近及远依次为潮间带，潮下带滩涂，近海和远海区域。潮间带是指大潮期的最高潮位和大潮期的最低潮位间的海域；潮下带滩涂一般指最低潮位到5 m水深内的海域；近海一般指最低潮位以下5 m ～ 50 m的海域，远海为最低潮位以下50 m及以上水深的海域。目前已建成海上风电场均为近海风电场。

1.1 概 况

1986年4月，山东荣城陆上风电场并网发电，是我国第一个并网发电的风电场；2007年，中海油公司利用废弃的渤海湾绥中海上油田导管架基础，建立了我国第一座海上风电风机，装机容量1.5 MW，作为试验性海上风电项目，拉开了我国海上风电开发的序幕。

我国拥有漫长的海岸线，海上风能资源丰富，根据2009年国家气候中心的评估结果，离岸50 km范围内的可开发风能资源为7.58亿kW·h［3］。丰富的海上风能为我国的海上风电开发提供了可能性，经过数年发展，我国海上风电已经初具规模，2007年到 2015年底海上风电装机总容量和当年新增装机容量见表 1。由表可知，我国海上风电年新增装机容量值波动较大，但从2010年开始，除2013年外，各年新增电装机容量均超过100 MW，2014年新增装机容量首次超过200 MW。

表1 我国历年海上风电装机总容量Table 1 Accumulated installed capacity of offshore wind farm in China

表2 海上试验风电项目一览表Table 2 Testing offshore wind turbines in China

1.2 我国已建成海上风电项目

我国海上风电项目包括海上试验性风机项目和海上风电场项目，目前已建成海上试验风机项目如表2所示，多数建成于 2014年之前，海上试验风电项目所获得的一手资料可用于评估该海域风电开发的可行性，为后续大规模开发提供参考和积累经验。

到2014年底，除了试验风电项目外，我国业已建成数个规模化的海上风电场，如表3中编号1 ～ 7所示。其中东海大桥一期和二期风电场海域水深约为10 m，除此之外，其他已经建成的规模化风电场均位于潮间带。根据海上风电的“双十”标准：即水深不小于10 m，离岸距离不少于10 km，目前我国所有已建成的海上风电场均不满足这一标准。中广核如东海上风电示范项目是我国第一个真正满足“双十”要求的在建风电场，项目区域水深在4 ～ 15 m之间，距离海岸25 km，该工程已于2015年5月开始桩基施工，9月完成首台风机吊装。

表3中编号8、9给出了2015年我国已经建设完成的海上风电场情况（不含在建风电场中已经完成部分），其中如东龙源示范项目扩建工程（200 MW）完成剩余建设工作，全部建成投产；由中水新能源公司投资的100 MW的二期80 MW项目也完成建设，两个工程均为潮间带项目，建成后并网容量共计224 MW。

表3 我国已建成海上风电场一览表（截至2015年12月）Table 3 Built offshore wind farm in China （up to Dec.， 2015）

1.3 在建和核准海上风电项目

我国目前仍在建设的海上风电场如表4所示，共11个项目，装机总容量约为2 307 MW，其中部分开始进行基础施工或安装风机，已完成安装风机装机容量为134 MW。表5为目前已经核准的海上风电项目，6个项目共计1 240 MW，这些项目已经完成前期准备，只要施工条件满足，即可开工建设。

2014年 12月能源部公布了《国家能源局关于印发全国海上风电开发建设方案（2014-2016）的通知》［4］，通知中44个海洋风电场入选规划名单，装机总容量达10 530 MW，表2 ～ 表5编号中标有“*”均为入选项目。截至2015年12月，规划中的44个海上风电项目仅有4个建成、装机总容量362 MW，在建10个、装机总容量2 307 MW，待建5个、装机总容量1 240 MW，其余25个项目正在开展前期工作。

表4 我国在建海上风电场一览表（截至2015年12月）Table 4 Building offshore wind farm in China （up to Dec， 2015）

表5 核准待开工海上风电场一览表（截至2015年12月）Table 5 Approved offshore wind farm in China （up to Dec， 2015）

我国已建成海上风电场总容量约870 MW（见表2和表3），在建风电场中已经安装完成部分总容量约134 MW（见表4）。截至2015年底，我国已完成安装海上风机总装机容量超过1 000 MW，在建2 300 MW，待开工1 240 MW，但这与“十二五”规划［5］中到2015年建成5 000 MW海上风电的目标仍相距较远，总体进展较为缓慢；规划中的另一个目标：到2020年建成30 GW的海上风电，实现起来也是任重道远。

2 特点分析

从2007年第一个海上风电项目建成至今，海上风电在我国实现了从无到有，从小到规模逐现的发展历程，纵观我国建成、在建或规划中的海上风电项目（见表 2 ～ 表 5），我国海上风电建设的特点分析如下。

2.1 开发地区

目前已建成海上风电场主要集中于江苏和上海，两个地区均为经济发达地区，电力需求大。上海为鼓励海上风电，对上网海上风电进行补贴，每度电补贴0.2元，为期5年，补贴总额不超过5 000万元；在江苏如东已建成潮间带风电装机容量超过600 MW，实际上这一地区风资源并非最好，仅为三类风场，能获得如此快速的发展，与当地政府积极引入、鼓励海上风电的政策分不开。除了这两地，福建、浙江、河北和广州等地也都有在建或规划的海上风电项目，预计不久后各沿海省份都将拥有自己的海上风电场。

2.2 风电场位置

海上风资源一般遵循离岸越远，资源越好的规律。我国目前已建或在建风电场，均建设在近海区域。已建成的海上风电场中，上海东海大桥一期和二期水域水深约为10 m，其他均位于潮间带区域。从陆上风电到海上风电，增加潮间带风电作为过渡阶段，这既是一种稳妥的策略，也是根据我国海上风电安装技术现状做出的折中方案。在建和规划的海上风电场中，情况有所改观，项目所在海域最大水深一般超过10 m。如中广核如东风电场最大水深达15 m，莆田平海湾项目最大水深达19 m。但也应该看到，这与欧洲海上风电仍有较大差距，如2013年和2014年欧洲海上风电平均水深分别为20 m和22.4 m，离岸距离为30 km和32.9 km［6］，英国Beatrice海上风电场水深更是达到45 m，对设计和施工均提出了新的挑战。

2.3 地质条件

我国近海区域海床表层土多为淤泥或粉质黏土，含水量高，承载力小，且厚度较大，工程力学性质差，风机结构在风、波浪、流等荷载作用下，产生巨大的水平力和倾覆力，为抵抗这些作用力，风机基础必须伸入到更深层的海床土中。在欧洲，海上风电海域的海床基本以砂质海床为主，承载力高，在相同荷载工况条件下，我国海上风机基础的建设成本将更高。

值得注意的是，早期海上风电场所采用风机单机容量一般不超过3 MW，而目前在建海上风电场风机单机主流容量为4 MW ～ 5 MW，单机容量的增加，意味着更大的倾覆力，基础的尺寸也必须相应增加，中广核如东海上风电项目选用4 MW风机，单桩基础最大直径已经达到6.7 m，桩长94 m。对于单桩，因为海床条件差，表层的淤泥质土约束力几乎可以忽略，也意味着桩基悬空段增加，桩基承载力也会因此降低，DNV规范［7］中认为单桩基础适用于25 m以内水深的原则，在我国海上风电开发中需要慎重对待。

2.4 基础形式

海上风机基础形式选择要考虑多方面因素：一方面海上风机基础投资占总投资的20% ～ 30%，必须考虑基础的经济性以控制建设成本；另一方面，海上风机基础施工环境不同于陆上，施工难度大，必须考虑运输方式和安装条件。目前海上风电常用固定式风机基础包括：单桩基础、多桩承台基础、三脚或多脚架基础、导管架基础、重力式基础和吸力桶基础［8-9］，以上基础适用于50 m以内的水深环境，而50 m以外水深固定式基础经济性较差，一般认为应该采用漂浮式风机基础。

以上固定式基础在我国海上风电试验项目或风电场项目中均得到了应用。值得一提的是，在如东潮间带试验风电项目中，混凝土承台基础、多脚架基础及单桩基础先后被应用于该试验项目［10］，为后来潮间带风电开发提供了宝贵的经验。而带有本土特色的高桩承台基础首次被用于东海大桥一期项目，该区域水深约为10 m，通过出水面高桩使承台露出水面，降低了波浪对承台的作用力，便于混凝土承台的施工，同时避免了水下灌浆，减小了施工难度，但高桩承台中作用在群桩上的波流等海洋荷载较大，影响其经济性，选用时应加以考虑。

单桩基础是目前世界上应用最多的海上风机基础形式，近几年欧洲新增海上风电场80%以上采用了这种基础形式，其优势在于：在工厂预制可以保证钢管桩质量，现场施工程序相对简单，工作量较其他基础小，是一种十分经济可靠的基础形式。考虑到我国海上风电场都位于近海浅水区，理论上很适合单桩基础，然而目前单桩基础在我国海上风电中的应用并不普及。究其原因在于我国缺少大型单桩的施工器械，同时潮间带较浅的水深也使得施工船航行困难，今后随着海上单桩基础施工力量的增强和海上风电向深水区迈进，单桩基础在我国海上风电中的应用会更加广泛。

3 展 望

海上风电是一个高风险和高投入的项目，我国海上风电发展现状与规划间的差距也说明发展过程中难免遇到各种不可预见的问题。积累开发经验，关注和借鉴国际海上风电的动态和经验，降低海上风电投资成本，将是今后我国海上风电开发工作中的重要内容。

3.1 建造成本

到目前为止，海上风电发展最大的问题依旧是成本问题。目前陆上风电千瓦投资约为8 000元，但从表3 ～ 表4中可以看到，海上风电每千瓦的投资少则16 000元，多则高达22 000元，因为环境改变引起的成本增加成为掣制海上风电发展的最主要因素。

对于海上风电成本的未来发展，可以分别参考近年来陆上风电成本和海上风电成本变化趋势。对于陆上风电，2009年投资成本约为10 000元/kW，经过几年迅速发展，到2015年，投资降为约8 000 元/kW，下降了20%，规模化发展带来了明显的成本下降。对于海上风电，以东海大桥海上风电一期和二期为例，这两个工程所处地段和自然条件相近，装机容量也很接近（分别为102 MW和102.2 MW），一期建成于2010年，是我国第一个大规模海上风电场，当时千瓦成本为23 186 元/kW［11］，二期建成于2014年，投资成本为19 207 元/kW，相比于一期，投资成本降低了17%，降幅明显。

国外对未来海上风电投资成本也有分析。根据英国Crown Estate集团的研究报告［12］和欧洲能源协会（EWEA）2015年的报告［13］，认为到2030年通过采取措施，可使海上风电成本降低25%。这些措施包括：①采用大功率海上风机，提高风能利用率（9%）；②鼓励竞争，提高效率（7%）；③海上风电不断扩容，使海上风电产业化（7%）；④完善风机供应及安装供应链（3%）。

综上所述，未来海上风电投资成本还将有较大的下降空间，其下降水平与海上风电及相关产业发展密切相关，相互影响，实现规模化开发将是海上风电成本下降的关键因素。

3.2 电价补贴

在推动海上风电发展方面，我国采用政府补贴、提高上网电价来鼓励海上风电投资。除了国家层面的补贴，有的地区为了吸引海上风电投资入驻当地，对建设在该地区的海上风电进行再次补贴或提供优惠条件。这种做法其实并非我国独创，英国作为世界上海上风电装机容量最大的国家，为了利用北海和波罗的海丰富的风能，也出台了类似的海上风电补贴政策。随着海上风电单位成本的降低，英国于2015年开始降低对海上风电的补贴力度，目标很明确：从扶着走路，到让海上风电真正自立行走，自负盈亏，未来取消政府补贴将是必然。

分析英国对海上风电的补贴政策变化，可为我国的海上风电政府补贴发展趋势提供参考：补贴会随着海上风电成本的降低而逐渐减少，补贴额度与海上风电发展速度相关，海上风电越快，必然带来规模化生产，成本也会相应降低，补贴额度也会随之减少。当政策补贴取消时，说明海上风电已经到了可以实现与其他类型电力相竞争的时候，此时海上风电的清洁能源属性将进一步促进海上风电的发展，迎来真正的海上风电时代。

3.3 技术动态

通过降低海上风电成本以增加海上风电的竞争力，是未来海上风电发展的主要任务。通过减少现场安装工作量、提高风机效率及获得更好的风能资源等方法可以有效降低海上风电成本，目前在这些方面已有一些尝试，包括一体化风机施工、智能风机和漂浮式海上风电装置。

（1）一体化风机

海上施工环境较陆地苛刻，安装效率低，成本高，海上风电安装施工应该尽量减少海上施工部分占施工总量的比重。例如单桩基础，大部分工作在陆地上完成，海上施工较其他基础施工简单，是目前海上风电中采用最多的一种基础。

2010年出现了一种采用复合筒作为基础的整机一体化风机，该基础采用桩基与桶基础的结合，兼有单桩基础和重力式基础的特点。该项技术最大的特点是将传统需要海上安装的工作几乎全部在陆地进行，风机在海上的安装在数小时内即可完成，像“种树”一样安装风机，极大提高了安装效率，降低了海上风电的成本，有望成为未来海上风电的一个新发展趋势。

（2）智能风机

提高风机发电量比较直观的方法是增大风机叶片直径，通过增大扫风面积以提高捕风量，因此大功率风机是风机发展的一个方向。目前单机装机容量最大已经超过6 MW，叶片直径超过130 m，但智能风机却是从提高风能转化率角度来提高风机效率。

风机在风速达到某一风速时风机达到额定发电功率，即为满发状态，此时风速被称为额定风速。为了实现风机满发，当风速大于额定风速时，必须将部分风能卸掉，而当风速小于额定风速时，需尽可能的捕获风能。为了提高风能转换率，通过分析、预测时刻变化风场的风速来智能调控风机叶片的角度使风机达到满发状态，这就是智能风机。

智能风机的功率预测是关键，而预测必须得到实测的风速数据，获得风场的变化“习性”。研究表明智能风机发电效率相比传统风机可提高20%，其效益相当可观。

（3）漂浮式海上风电场

目前海上风电场都建在水深不超过 50 m的近海区域，采用固定式基础，而未来海上风电有望走向超过50 m水深地区，固定式基础将变得非常不经济，漂浮式基础将更具竞争力。漂浮式海上风电场的优势包括：①离海岸远，风能更丰富； ②漂浮式风机便于运输，出现故障便于回厂维修；③采用锚链固定的漂浮体，可反复利用；④为近海海水较深的地区开发海上风电提供了解决方案，如日本和美国的部分海域。

漂浮式海上风电作为概念很早就被提出，但目前漂浮式海上尚在试验之中。挪威、日本等国目前都建立起了漂浮式试验风机，功率分别为 2.3 MW 和2 MW，英格兰政府于2015年11月批准建立一个由5台漂浮式风机组成的漂浮式海上风电场，是同类型海上风电场中总装机容量最大的一个。

漂浮式海上风电场目前还有些技术难题需要解决，例如风电场一般远离海岸，必须考虑电力的输送和变电问题。DNV首个漂浮式海上风电结构设计规范［14］已于2013年推出，这将为漂浮式海上风电场设计开发提供有力的技术支持。

4 结 语

总结了国内海上风电现状，分析了海上风电项目地域、水深、地质条件、基础形式等方面的特点；讨论了海上风电成本、政府补贴及风电技术动向。通过对比，得出海上风电成本未来会进一步降低，政府对海上风电电价的补贴力度将会随着海上风电的发展将降低的结论。未来海上风电走向深海、采用智能风机和一体化风机，可望成为降低海上风电成本的重要手段，引领未来海上风电开发的新方向。

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Developments and Characteristics of Offshore Wind Farms in China

WEN Feng
（Shanghai Electric Power Design Institute Co.， LTD， Shanghai 200025， China）

Abstract：Offshore Wind Farm （OWF） becomes hot topic in recent years. At the very beginning， developments of OWF in China are reviewed. The characteristics of Chinese OWFs are then discussed based on location， water depth， geological conditions and types of foundation. Later， the investment of OWF and subsidy from government are forecasted by analogies and comparisons. At last， many new progresses are presented.

Key words：offshore zone； wind farm； review； inter-tidal zone

中图分类号：TK89；P752

文献标志码：A

doi：10.3969/j.issn.2095-560X.2016.02.012

文章编号：2095-560X（2016）02-0152-07

* 收稿日期：2016-01-02

修订日期：2016-02-14

通信作者：†文 锋，E-mail：wenmail@126.com

作者简介：

文 锋（1983-），男，博士，工程师，主要从事海洋岩土及新能源研究。