海上风电发展研究综述

海上风电发展研究综述

摘要：海上风力发电（Offshore wind power），又称海上风力能源，系于海上建设风力发电厂，利用风能进行发电。

本文分析了海上风力发电现状，着重介绍了海上风力发电发展历史、基础形式、投资组成以及经济效益等内容，对未来海上风力发电发展作了展望，加快海上风电项目建设对于促进沿海地区治理大气雾霾、调整能源结构和转变经济发展方式具有重要意义。

关键词：海上风力发电；投资组成；经济效益

0.前言

海上风力发电（Offshore wind power），又称海上风力能源，系于海上建设风力发电厂，利用风能进行发电。一般而言，海上风力资源较陆上丰富，且风向较为稳定，使得海上风力发电较陆上风力发电在同样时间内能提供更多的电力，且设施远离民众居住地，各界对此类邻避设施的反弹也较小。海上风能资源丰富，加快海上风电项目建设对于促进沿海地区治理大气雾霾、调整能源结构和转变经济发展方式具有重要意义。

勘测设计行业中，华东勘测设计研究院、广东省电力设计研究院、上海勘测设计研究院等勘察设计单位走在了前面，近些年加强了科技投入研究，并参与了标准技术制定。

1.历史发展

欧洲是海上风电的世界领先者，1991年在丹麦安装了第一座海上风电场（Vindeby）。2009年，欧洲海上风机平均额定容量约为3 MW，未来风机容量预计将增至5 GW。到2014年1月，已经在欧洲建设了69个海上风电场，年平均额定容量为482 MW。 欧洲海域海上风电场总装机容量达到6562 MW。英国迄今为止最大容量为3681 MW。丹麦排在第二位，安装了1271 MW，比利时排在第三位，总计571 MW。其次是荷兰（247 MW），瑞典（212 MW），芬兰（26 MW），爱尔兰（25 MW），西班牙（5 MW），挪威（2 MW）和葡萄牙（2 MW）。

2014年5月，中国大陆海上风电装机容量为565 MW。2016年中国海上风电装机容量增加到832 MW，其中636 MW是中国制造。2021年海上风电新增装机容量14.2GW，同比增长351%，图2-1 为近年来我国海上风电新增和累计装机容量统计。2025年装机容量将达到2000万~4000万千瓦。按照投资1.4万元/kW测算，累计投资额2800亿~5600亿元。预计2025~2030年，平均每年装机400万~800万千瓦。2030年，中国海上风电累计装机容量将达到4000万~8000万千瓦。按照投资1.2万元/kW测算，累计投资4800~9600亿元。

图2-1 2013-2021年我国海上风电累计和新增装机容量

2021年12月29日22时46分，中国广核集团有限公司（简称中广核）平潭大练24万千瓦海上风电项目实现全容量并网，标志着行业公认国内建设难度最大的海上风电项目建成投产。2022年2月消息，国内最大的海上风电母港汕尾市陆丰海洋工程基地顺利完成主体结构施工。2022年12月5日，三航局国华渤中B2场址海上风电项目顺利完成首台8.5兆瓦风电机组和海上升压站上部组块的吊装。2022年12月，华能汕头勒门海上风电项目开工建设，华能汕头勒门海上风电项目位于汕头南澳岛南侧海域，装机容量60万千瓦，计划安装54台11兆瓦风电机组，计划2023年9月前全容量并网。该海上风电项目建成后，年发电量达20亿千瓦时，可节约标煤约65万吨，减少二氧化碳排放约180万吨。

2.海上风力发电基础类型

海上风电场一般包括：风机、风机基础、35kV海缆、海上升压站、110kV/220kV海缆、陆缆、陆上升压站等。与陆上风电相比，海上风机的基础结构对其安全性能、造价等影响极大，因此本文将着重介绍海风的常见基础形式。海上风机的基础结构主要包含固定式与漂浮式两大类，我国目前安装的海上风机用到的主要是固定式基础结构。

2.1固定式基础结构

主要包括重力式、桩基-承台式、单桩式、吸力筒式、多桩导管架式、吸力筒导管架式等，如下图所示，其优缺点见表2-1.1，图2-1.1则为相应结构图。

表2-1.1 风电基础形式对比表

基础形式 优点 缺点

重力式 稳定性好，造价低 对地基要求高、施工时需要对海床进行严格处理

桩基-承台式 上部承台结构受波浪力较小 结构重量大、施工过程复杂，对地基承载力要求高

单桩式 造价低、结构简单、施工方便 海床冲刷较为严重且基础有影响较大

吸力筒式 施工速度快、造价低廉 对施工的精确度要求较高

多桩/筒导管架式 结构刚度大、稳定性好 建造及维护的成本高、受力复杂

重力式基础 复合筒型基础

桩基-承台式基础 单柱复合筒基础（吸力筒式）

单桩式基础 多筒导管架式基础

图2-1.1 固定式基础结构分类

2.2浮式风机基础

目前国内外浮式风机基础类型主要包括三种型式：Spar 式、TLP式和半潜式，国内外学者基于这三种基本类型衍生出了众多的新型结构型式，目前我国的漂浮式风机基础已经逐步从科研阶段迈向下一步的设计生产阶段。针对我国东南沿海台风多发的情况，我国自主研发了全球第一台具备抗台风能力的漂浮式海上风电机组—“三峡引领号”，并于2021 年7 月13 日在广东阳江海域顺利安装。这标志着我国已经在一定程度上掌握了海上风机漂浮式基础的自主研发、设计、施工和运维的技术。

Spar 式：通过压载舱使得整个系统的重心压低至浮心之下来保证整个风机在水中的稳定，再通过辐射式布置的悬链线来保持整个风机的位置。Spar形式基础吃水大，并且垂向波浪激励力小、垂荡运动小，因此Spar形式的基础比半潜式基础有着更好的垂荡性能，但是由于Spar形式的基础水线面对稳性的贡献小，其横摇和纵摇值较大。

TLP式：TLP型式风机浮式基础主要由圆柱形的中央柱、矩形截面的浮筒、锚固基础组成。TLP型式的基础具有良好的垂荡和摇摆运动特性。缺点是张力系泊系统复杂、安装费用高，张力筋腱张力受海流影响大，上部结构和系泊系统的频率耦合易发生共振运动。

半潜式：半潜式型式风机浮式基础主要由立柱、横梁、斜撑、压水板、系泊线和锚固基础组成。半潜式基础吃水小，在运输和安装时具有良好的稳定性，相应的费用比Spar和TLP型式的基础节省。

除上述浮式基础型式以外，目前国际上根据风机的特点，提出了一些新的适用于风机的浮式基础型式，各种新颖的浮式基础型式呈现出来，并陆续通过理论分析和实验验证，具有良好前景。海面浮动结构技术(Wind Float)例属于半潜式结构的衍生基础结构。主要由压水板、桁架结构、三个立柱、6根系泊线组成。由日本技术人员提出的浮式混合风力发电机可以同时进行风力发电和波浪发电，该概念设计综合了半潜式平台和Wave Dragon波能转换装置的设计思想：此外，采用悬链线和张力筋腱混合系泊定位的风机浮式基础，称为Spar/TLP混合结构基础。BLUEH的风机浮式基础型式采用TLP基础的型式，Wind Sea海上风力发电机，采用半潜式基础，单一基础支持多个风电机。

3.海上风力发电投资及组成

3.1国外海上风电造价

海上、陆上风电的成本构成比例差异显著，呈现不同的产业格局。由于涉及海洋工程，海上风电项目比陆上风电多了海上桩基及海底光缆，开发投资成本构成不同。海上风电机组基础、变电站工程、桩基、运输安装和输电线路费用较高，导致海上风电单位造价高于陆上风电；同时海上装机需要专业风电运输安装船以及吊船，海上风电安装成本显著高于陆上风电安装成本。国内海上风电暂时还处于探索发展阶段，国产海上风机大多是对陆上风机进行改装或升级，通过提升陆上风机容量，做一些防腐措施改造成海上风机。面对恶劣的海洋环境，风机可靠性会大打折扣，导致海上风电运维成本很高。由此导致海上、陆上风电的成本构成比例差异显著，海上风电风电机组成本占比为32%(含风塔)，远低于陆上风电

70%(含风塔)，相反海上风电的运营、安装等成本占比则远高于陆上风电，产业格局相异。 国外海上风电造价差别较大，各国项目情况不一。2015 年欧洲风电造价约

4650 美元/kW，而在 Navigant Consulting 2014 年为美国能源署所做报告中，估算的海上风电造价超过 5000 美元/kW。影响造价因素包括海上风机安装位置离岸距离、水深、风机容量等技术因素以及各国产业政策、环境政策等非技术因素。欧洲海上风电项目近年来呈现安装水深及离岸距离越来越大的趋势，对项目成本增加较多，但有利于风能资源利用率的提升。

表3.1-1 国外部分海上风电项目统计

风电场/国家 投产年份 容量（MW） 离岸（Km) 水深（m) 造价

Robin

Rigg/英国 2010 180 8 10~12 2733

欧元/kW

Horns Rev

2/丹麦 2011 209.3 30 9~17 2246

欧元/kW

Thanet/英国 2011 300 11.3~11.5 20~25 3040

欧元/kW

Lincs/英国 2012 270 6~8 8.5~16.3 3230

欧元/kW

3.2国内海上风电造价

我国海上风电建设成本受影响因素很多，如基础形式、位置水深、气候条件等，已建成项目的成本在 1.5 万/kW 至 1.9 万元/kW 之间，位处潮间带的项目安装成本较低。在建项目的计划投资额度换算成本也在这个范围内。同期陆上风电建成成本在 7000-9000元/kW 之间，海上风电成本约为其两倍。 海上风电项目在硬件方面主要由风电机组、风塔及桩基、海底电缆三部分组成。在海上风电的总投资中，整机、风塔、海底光缆等设备投资约为 50%，按照目前海上风电平均开发投资造价14000 元/kW计算，2018-2020 年面向整机制造商以及周边部件供应商如桩基、海底光缆等的海上风电市场近900亿元以上，风电产业链结构同陆上风电相似，主要分为运营、整机制造、零部件三环节。

表3.2-1 我国海上风电在建项目统计

表3.2-2 我国海上风电投运项目统计

图3.2-1陆上风电成本构成分解

图3.2-2 海上风电成本构成分解

与陆上风电相比，海上风电建设的主要不同点在于需要海装船进行打桩以及运输风机部件，因此安装成本占比较高，达 20%~30%，陆上风电安装只需6%左右；此外，BOP 成本（基础、电缆及其他电力设施）同样占 30%~40%，而陆上风电只占 15%~25%；在风机成本上，海上风电占比较低，约 30%~40%，陆上风电需占到

60%~75%的比例。因此，海上风电的高造价主要源自于海上打桩、运输、海上变电站建设等的难度提升。

在度电成本上，海上风电高出陆上约 80%~100%，主要差别就在于基础、安装与运行维护的成本之上。

从产业链环节来看，海上风电和陆上风电没有明显区别，自下而上分为风电场运营、风电整机制造、风机零部件制造三个环节。目前海上风电运营商主要是五大集团及其下属能源公司，例如南方电网综合能源有限公司、华能、大唐、申能、国家电投、三峡、中核、中广核等；风电整机相对市场化，海上风电累计装机容量目前国内排名靠前的是上海电气、金风科技、远景能源等，零部件涉及的公司较多，主要以叶片、他架、齿轮箱等生产商为主。海上风电的主要开发运营商为大型电力央企。与陆上风电相比，海上风电的技术壁垒更高，开发商较为单一，国电集团、中广核、鲁能、申能、中水电、三峡新能源等传统电力风电企业占据海上风电主要份额。