我国海上风电区域开发方案浅析

文 | 张继立，王益群，吕鹏远

我国大陆海岸线约18000千米，东南沿海及其附近岛屿是风能资源丰富地区。根据国家能源局《电力发展“十三五”规划（2016—2020年）》，到2020年我国海上风电装机规模将达到500万千瓦。与陆上风电场相比，海上风电场的风况条件复杂，施工难度大，造价成本高，技术、经济风险高。海上风电开发要综合考虑风能资源、海洋水文、气象灾害、海底地质条件、电力接入等多种因素的影响。本文拟在分析中国海上风能资源、海洋地质条件、水深等分布特点的基础上，对海上风电机组的选型、海上风电基础型式的选择及不同海域经济性做一个初步探讨，为海上风电的开发布局提供一定的参考。

我国海上风能资源分布情况及机型选择

一、我国海上风能资源情况

根据2010年中国气象局首次对我国风能资源的详查和评价结果，我国近海5～25米水深区50米高度风能资源储备约为2亿千瓦，5～50米水深区70米高度风能资源储备约为5亿千瓦，海上风能资源具备作为国家能源发展战略组成部分的资源条件。

根据《中国风电发展路线图2050》（2014版），在70米以上高度，我国东海沿海，从粤东到浙江中部近海年平均风速达8米/秒，台湾海峡最大8～10米/秒，浙北到长江口7～8米/秒，粤中到粤西6.5～8米/秒，南海西南部7～8米/秒，北部湾5.8～7米/秒。黄海海域年平均风速呈中间大、两边小的分布形式，其中江苏近海7.2～7.8米/秒。渤海和黄海北部为6.3～7.6米/秒。等效满负荷年利用小时数在2000小时至3800小时之间。我国东南沿海风能资源整体较好，具有较大的开发价值。

热带气旋是发生在热带或副热带海洋上的强烈天气系统。在全球范围内，西北太平洋地区的热带气旋发生频率最高、强度最强，约占全球总数的36%。研究表明，热带气旋在我国的主要登陆区域是广东沿海地区，其次是台湾、海南和福建，总体来看频数从东南向西北方向逐渐减少。在热带气旋影响下我国东南近海50年一遇最大风速是风电机组设计、风电机组选型非常重要的参数。我国风速最大的海域出现在浙江中南部和福建北部、广东东部、海南岛东部，为50米/秒左右，这些海域一般为热带气旋直接登陆地，因此风速较大。福建中部近海较两侧风速小，为40～50米/秒，影响这里的热带气旋一般是穿过台湾后到达的，强度已大大减弱，因此较两侧小。

图1 我国近海区域风能资源分布图

图2 我国热带气旋50年一遇最大风速分布图

二、我国各海域机组选型情况

我国海上风电机组的选型，既要考虑抗台风安全性，同时也要考虑风电场投产后的经济性。受热带气旋影响，我国近海海域50年一遇最大风速的强度排序依次是南海、东海、黄海和渤海，而平均风速的排序则基本是东海、南海、渤海和黄海，可见二者不存在等比关系，针对各海域的实际情况进行细化和分类，如表1所示。

表1 中国近海各典型海域的风况特点及风区等级划分表

三、我国主要海上风电机型基本信息

通过样机试验及示范风电场的开发建设，国内海上风电机组技术水平、风电场勘测设计能力、施工装备和安装能力、建设管理能力得到了提升和积累。根据中国可再生能源学会风能专业委员会统计，截至2017年底，已吊装的海上风电机组中，单机容量为4兆瓦的机组最多，约占55%；5兆瓦机组已开始大批量安装，约占7%；6兆瓦以上仍以样机为主。我国主要海上风电机型基本信息见表2。

四、我国近海推荐机型及发电量测算

结合我国近海各海域风区等级及主要机型的安全等级，可以得出各海域的推荐机型。通过发电量测算软件，测算出各海域等效利用小时数的大致范围。福建省海域发电量最优，山东省、广东省、江苏省、海南省海域发电量次之。长江口以北区域相对较为适合单机容量3～4兆瓦的大风轮直径机组，以南的福建、广东、海南等台风区域较为适合大容量抗台风的机型。测算结果见表3。

我国各区域海上风电基础型式推荐

一、我国沿海水域地质条件

我国近海海床沉积环境复杂，粘土、粉砂层厚度多在20米以上，无法形成良好的基础持力，基础造价高，施工难度大，因此需根据具体地址条件和我国海上安装能力确定基础型式。依据海上风电场所处的地质结构，按照各岩土层的工程力学性质，当其层面埋深较深、厚度较大时，中细砂、砂砾石、砂卵砾石、粘土、全风化砂岩层、强风化砂岩层、中风化灰岩层为桩基持力层。

表2 我国主要海上风电机型的基本信息

表3 中国近海各典型海域的推荐机型及发电量测算

我国渤海水深较浅，平均水深19米。辽东湾北部浅海区水深多小于10米，海底表层为淤泥、粉质粘土、淤泥质粉砂、粉土和粉砂层，承载力小，易液化，不适宜作持力层；底部沉积物以细砂为主，承载力相对较大，可作持力层；黄河口海域多为黄河泥沙冲淤海底；渤海的大部分海域冲刷现象也较为严重，冬季有冰载荷的作用。渤海大部分水域不宜采用重力式基础和筒型基础，可采用单桩钢管基础和多桩基础。

我国黄海近岸水深多在60米以内，平均水深44米，海上风电场大多规划在30米以内区域。黄海表层沉积物为陆源碎屑物，局部地区有残留沉积。自岸向海沉积物由粗到细呈带状分布。沿岸区以细砂为主，间有砾石等粗碎屑物质。中部深水区是泥质为主的细粒沉积物。粗、细沉积物之间有宽窄不等的粉砂质沉积。黄海大部分水域宜采用单桩钢管基础或筒型基础结构。

东海近岸水深多在60米以内，海上风电场多规划在平均水深5～15米的海域，上部多为全新世浅海相沉积的淤泥质粉质粘土、淤泥质粘土、粘质粉土、粉质粘土等，下部多为晚更新世河口-滨海相沉积的砂质粉土、粉质粘土、粉细砂。该区域多为淤泥质软基海底，不适宜采用重力式基础，可采用桩基结构和筒型基础结构。

南海北部湾和琼州海峡的海底表层沉积物主要为陆源碎屑堆积，颗粒较细，主要为淤泥质粉质粘土和粉砂，其次为粉土和中砂，以粘土、粉砂和细砂为主。在琼州海峡侵蚀洼地的边缘和潮流沙脊下部发育有大中型沙波。海底沙波的存在使海底坎坷不平，同时，沙波和大波痕都是迁移型海底微地貌，它们的存在表明海底泥沙运动较强，海底稳定性差，沙波活动伴随着海底强烈冲刷、淤积及泥沙群体运动。因此，也不宜采用重力式基础和筒型基础，桩基础是较好的选择。由于南海的水深较深，且海洋环境条件恶劣，应采用刚度较大的导管架结构。

二、桩型选择

根据场区工程地质条件和海上风电机组特点，可以选用的桩型主要有钢管桩、灌注嵌岩桩和嵌岩桩（钢管桩＋灌注嵌岩桩）。

1.钢管桩

表4 适宜各区域的桩基础

图3 我国近海海底的三维地势

表5 适用于各种水深的基础

钢管桩能承受较大的水平载荷，获得较高的单桩承载力，相对灌注嵌岩桩而言，钢管桩有挤土效应、穿透力稍差等不足。钢管桩穿中密-密实砂层，穿透或进入硬可塑状粘土和可塑-坚硬状全风化砂岩时，沉桩难度不大，但穿透或进入砂砾石、砂卵砾石和强风化砂岩时，沉桩存在很大的阻力，需要选择合适的打桩设备和沉桩工艺，必要时需在桩内实施钻孔。

2.灌注嵌岩桩

灌注嵌岩桩是钢管桩与嵌岩部分钻孔灌注桩的组合，即钢管桩沉桩至基岩面，然后在钢管桩内钻孔进入中风化岩，因此，嵌岩桩施工的前道工序为钢管桩沉桩，其穿透砂砾石、砂卵砾石和强风化砂岩时，沉桩存在很大的阻力，需要选择合适的打桩设备和沉桩工艺，必要时需在桩内实施钻孔，另外，嵌岩段钻孔应配备足够能力的钻进机具，以保证有效成孔。

3.嵌岩桩

嵌岩桩大致可以分成如下三种桩型：

（1）非嵌岩钢管桩：基桩全部采用打入式钢管桩，不需嵌入中风化灰岩层，并且不需要穿过砂卵砾石或强风化砂岩；

（2）非嵌岩混合桩：上段钢管桩+下段混凝土灌注桩，不需嵌入中风化灰岩层，但需要穿过砂卵砾石或强风化砂岩（穿越段采用灌注桩）；

（3）嵌岩混合桩：上段钢管桩+下段混凝土灌注桩，要嵌入中风化灰岩层（嵌入段采用灌注桩）。

图4 我国近海的海底地形特征及水深

三、水深

水深是决定海上风电机组基础型式选择的重要因素。挪威船级社（DNV）标准中根据海水深度和经济性推荐了海上风电机组基础的选择方式，重力式基础适用于0～10米水域；单桩基础适用于0～30米水域；三脚架/导管架适用于大于20米水域；筒型基础适用于0～25米水域；浮式基础适用于大于50米水域。

四、各区域海上风电推荐基础型式

我国沿海各区域海洋水文地质差异明显，通过对已有材料的分析，参考机型、海域、水深、风能资源、离岸距离、地质条件、安装技术等条件，各区域推荐基础型式如下：

辽宁、河北、山东地区规划海上风电场平均水深小于20米，海底表层为淤泥、粉质粘土、淤泥质粉砂、粉土和粉砂层，承载力小，易液化，冬季有冰载荷的作用，建议采用单桩非嵌岩钢管桩、高桩斜桩嵌岩钢管桩（辽宁大连、山东烟台）。

江苏地区规划海上风电场平均水深小于25米。海底表层为淤泥及粗颗粒物质、粗砂、细砂，冬季无冰载荷，建议采用单桩非嵌岩钢管桩。

浙江、福建、广东地区，受到地质条件、热带气旋、涌浪、潮流等因素的影响较大，宜采用高桩承台和导管架基础。

表6 近海各典型海域推荐的基础型式

表7 近海各典型海域的投资成本比较

我国海上风电开发区域经济性比较

一、我国海上风电投资成本分析

海上风电场按照成本构成可划分为机组、塔筒、基础工程、升压站工程、海缆和其他费用。3～5兆瓦海上风电机组价格无论是国产还是国外品牌，龙头企业之间产品价格相差较小，风电机组单位容量价格差距主要在机型上，大容量机组价格偏高。目前，国内3～4兆瓦海上风电机组价格一般在5500～6500元/千瓦之间，5兆瓦级以上海上风电机组价格一般在7000～8500元/千瓦之间。塔筒价格一般为0.95～1.05万元/吨（折合单位千瓦投资约700～800元/千瓦）。基础造价在3400 ～4800元/千瓦之间，如嵌岩则增加500～1000元/千瓦之间，如抗冰锥须增加300～500元/千瓦。海缆费用和升压站在20千米离岸距离范围内，升压站设备陆上集控中心（不含升压站建筑工程）投资水平大致在400～800元/千瓦，海缆投资大致在700～1500元/千瓦。海域使用费和用地费，海上升压站、海底电缆用海使用金标准约为每年4.5万元/公顷，再考虑用地费用，目前用海用地费用约200～400元/千瓦。

从目前国内已建成并网发电的海上风电场的造价情况来看，海上风电场的单位千瓦造价是陆上风电的两倍以上，达到1.5 ～2.1万元/千瓦。根据国家发展改革委发布的数据，截至2018年6月底，国内海上风电累计并网装机容量270万千瓦，大多集中在华东的上海（30万千瓦）、江苏（225万千瓦）、福建（14万千瓦）。相较其他地区而言，这些地区的地质、水文等条件较好。

二、我国海上风电开发区域经济性分析

根据《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729号）近海风电项目标杆上网电价为0.85元/千瓦时。以资本金比例30%，长期贷款利率4.9%为基准，并基于各区域估算的投资成本、利用小时数，分别测算各区域收益率。

如表8所示，福建、江苏地区海上风电投资收益率较好，其次为海南、上海、广东、山东地区。各地区全部投资收益率均有可能达到8%以上，具备较好的投资价值。但也存在一定投资风险，这就要求在项目投资研究阶段，选择风能资源条件较好、建设条件良好、投资可控的区域，以保障投资回报。

表8 近海各典型海域的投资收益率比较

三、我国海上风电开发区域平准化度电成本测算

2018年5月，国家能源局出台《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《风电项目竞争配置指导方案》（试行），推行竞争方式配置风电项目并确定上网电价。

根据最新政策变化，我们按照各个区域的平均造价水平、平均年利用小时数，并按长期贷款利率4.9%，资本金比例30%，资本金内部收益折现率10%，测算各区域平准化度电成本。

如表9所示，大部分区域平准化度电成本与现行上网标杆电价0.85元/千瓦时十分接近；福建、江苏地区平准化度电成本较明显低于现行上网标杆电价，预计未来电价下降空间较大，竞争会比较激烈。

表9 近海各典型海域的上网电价反算

结语

本文通过分析我国近海各海域风能资源、地质、海洋水文等条件，认为现阶段长江口以北区域相对较为适合单机容量3～4兆瓦的大风轮直径机组，以南的福建、广东等台风区域较为适合大容量抗台风的机型；建议辽宁大连、河北、山东海区采用单桩或高桩嵌岩，江苏海域采用单桩，浙江、福建、广东地区采用高桩嵌岩、导管架。通过经济性比较，认为福建、江苏地区海上风电投资收益率较好，其次为海南、上海、广东、山东地区。通过平准化度电成本测算，本文认为福建、江苏地区平准化度电成本较明显低于现行标杆电价，预计未来电价下降空间较大，竞争会比较激烈。综合来看，江苏、福建适合大规模开发，广东、山东应尽快完成先期开发，总结经验后大规模开发，其他区域应局部重点开发。