【学术帖】海上风能利用及其成本分析综述

　　本构成、与陆上风电的成本差异及成本变化趋势，通过对设备购置费、建筑安装工程费等费用的测算，明确了海上风电成本控制的关键点。与陆上风电相比，海上风电具备风能资源丰富、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，发展海上风电是我国实现国家能源结构调整的有效保障，因此，海上风电的开发利用得到越来越多的重视。海上风电开发建设成本较高，降本增效将是海上风电良性发展的必然选择。

　　过去二十年来，随着全球能源、资源和环境问题的突出，特别是全球气候变化日趋明显，风能越来越受到世界各国的高度重视，并在各国的共同努力下成为当前世界范围内发展速度最快的可再生能源之一。

　　我国海上风电正开始大规模开发，根据国家能源局发布的《风电发展“十三五”规划》( 下文简称《规划》)[1]，到2020 年，我国海上风电并网装机量将达500 万kW 以上。截至2015 年底，我国海上风电并网装机量为36 万kW，其中潮间带为18.1 万kW，近海项目为17.9 万kW，与《规划》中提出的500 万kW 的发展目标尚有较大差距。但事实上，截至2016 年6 月，我国已核准的海上风电装机量为557 万kW，因此，到2020年实现《规划》目标是可以预期的。

　　本文概述了海上风电发展的趋势及成本变化趋势，我国海上风电经过一段时间的发展，已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，随着技术瓶颈和电价政策的逐一突破，以及海上风电投资成本进一步的下降，我国海上风电将迎来快速增长。

　　1990 年，瑞典安装了第一台试验性的海上风电机组，离岸距离为350 m，水深为6 m，单机容量为220 kW。1991 年，丹麦在波罗的海的洛兰岛西北沿海建成了世界上第一个海上风电场，拥有11 台450 kW 的风电机组，可为2000～3000 户居民供电。2000 年，MW 级风电机组开始于海上应用，海上风电项目初步具备了商业化应用的价值。2002 年，丹麦在北海海域建成了世界上第一座大型海上风电场，共安装2MW风电机组80 台，装机容量达16 万 kW。随后，瑞典、德国、英国、比利时、法国等诸多欧洲国家都陆续投入到海上风电场的建设。

　　2007 年，我国首台1.5 MW 海上风电机组安装于渤海，接入海上油田的独立电网。2010 年6月，上海东海大桥风电项目的海上风电机组全部并网运行，这标志着我国风电迈入发展海上风电的阶段[2]。

　　我国海岸线 多个，与陆地相比，我国近海风能资源更为丰富。根据中国气象局2013 年发布的对我国资源的评价可知，我国近海100 m 高度层、5～25 m 水深区的风能资源开发量约为2 亿kW，5～50 m 水深区的风能资源开发量约为5 亿kW。

　　沿海各区域风能资源分布图如图1 所示。广西、广东和海南近海风能资源较为丰富；福建省以北，近海风能资源逐渐变小，但到渤海湾，近海风能资源又开始增强。福建、浙江、广东和广西近海风能资源丰富的原因与台风等热带气旋活动有关，开发时需要考虑灾害天气对风电场的影响[3]。

　　《规划》中提出，“十三五”期间将重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，4 省海上风电开工建设规模均将达100 万kW 以上，各沿海省份在国家规划指导下陆续编制了本省海上风电中长期发展规划，总规划容量为7422 万kW。

　　随着大规模海上风电场的开发、建设、运行和维护，我国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，海上风电行业的标准体系也得到进一步完善；大容量海上风电机组开始国产化、批量化，施工设备和安装工艺也将逐渐提高；国内海上风电电价面临下降，与之密切相关的风电场建设成本也将会进一步下降。

　　海上风电相比陆上风电具有以下优点：海上风速要比陆上风速高，风能资源丰富，海面表面粗糙度小，风能质量高，风切变较小，不需要很高的塔架；海上风的湍流强度小，一般具有稳定的主导方向，使得机组运行稳定，寿命长；海上风电单机容量可以提高较大，由于噪音限制小，使得能量产出大，年利用小时数更高；机组距海岸较远，视觉影响小；对环境的负面影响小；不占用陆地宝贵的土地资源等。

　　风力发电最关键的因素就是风力的大小，而海上风况普遍优于陆上，离岸10 km 海域的海上风速通常比沿岸要高出20%。风电机组的发电功率( 即风功率密度) 与风速的3 次方成正比，因而同等条件下，海上风电机组的年发电量可比陆上高70%；同时，海上很少有静风期，因此，海上风电机组的发电时间更长。通常来说，陆上风电机组的年发电利用小时数约为2000 h，而海上风电机组往往能达到3000h 以上。

　　从全国沿海各省实际开展的海上风电项目的造价情况来看，海上风电项目每kW 造价水平高于陆上风电项目。

　　海上风电机组装机成本主要受海水深度和离岸距离影响。海水深度的增加将导致支撑基础造价上升。根据行业相关数据进行测算，若只考虑海水深度，当海水深度从15 m 增至30 m，支撑基础造价将由3000 元/kW 增至5000 元/kW。另外，安装成本也会随着海水深度的增加而增加。

　　一般来说，远离海岸的海域环境普遍较差。离岸距离越长，海底电缆长度与所需变压设备数量也将大幅增加，当离岸距离从5 km 增至200km 时，安装成本将由4000 元/kW 增加到8000元/kW。另外，离岸距离越长，安装船的航行距离也会不断增加，使得燃料成本不断上升[4]。

　　海上风电场成本主要由以下几个部分构成：设备( 包括风电机组、塔筒、电气系统等) 购置费用、建筑安装工程( 包括安装调试、支撑结构等)费用、其他( 包括工程管理等) 费用、建设期利息等。各部分占总成本的比例不同，对总成本的影响也不尽相同[5-7]。

　　1) 设备购置费用。设备购置费用( 不含集电线路海缆) 约占工程总成本的50%。其中，风电机组及塔筒约占设备购置费用的75%，单位成本约为7000～8000 元/kW；电气系统约占设备购置费用的20%，单位成本约为2000 元/kW；送出海缆约占设备购置费用的5%，单位成本约为500 元/kW。

　　2) 建筑安装工程费用。建筑安装工程费用约占总成本的35%，单位成本约为6000～7000 元/kW，其中，支撑基础费用约占总成本的15%。当前已竣工的海上风电场项目与陆上风电场项目相比，数量较少、规模较小、船机设备不够成熟、施工队伍经验较为不足，造成建设成本较高，加之海上施工条件复杂、施工难度较大，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，船机费用高昂。相比陆上风电，海上风电的建筑安装工程费用占总成本的比重较大。

　　3) 其他费用。其他费用包括项目用海用地费、工程项目管理费、生产准备费等，约占总成本的10%，单位成本约为1600～1900 元/kW。

　　由于前期工作周期长、人工工资高、海洋资源紧缺等原因，海上风电的其他费用总体将略有上涨，尤其是用海养殖补偿、海域生态修复等费用涨幅较明显；但随着海上风电项目数量的增加，项目开发建设经验的积累，业主的项目管理水平也将提升，但对总成本下降的影响较为有限。

　　4) 建设期利息。建设期利息与风电场建设周期及利率相关，约占总成本的5%。目前海上风电场项目大部分依赖商业，初始投资成本中，自有资金占20%，商业占80%；利率一般按现行基准利率。

　　随着海上风电场施工技术的不断进步，特别是关键项目工期的缩短，建设期利息将有一定程度的下降。利率与国家政策息息相关，主要是国家宏观经济调控时会发生变动。因此，建设期利息对风电场成本有一定的影响。

　　风电场的前期工作时间相对较长，需要协调的部门较多，主要包括海洋、海事等部门，需要取得的支持性文件较多，比如海域、通航、海洋环评等。与陆上风电场相比，海上风电场的工作周期较长，协调难度更大；海域使用、养殖补偿以及海洋生态修复等费用高，而且有增长的趋势。相比于陆上风电场，海上风电场项目前期工作费用较高。

　　1) 风电机组。海上气候特殊，在风电机组设备制造过程中需考虑台风、防腐等技术要求，需要增加设备成本。风电机组的选型并不是单机容量越大越好，应结合海上风能资源、风电机组机型技术成熟度、机组效率、风电机组设备的运输安装和易维护性等条件综合考虑，选择有代表性的风电机组及不同风电机组组合进行详细的经济比选。

　　海上风电场的风电机组所处环境较恶劣，国内风电机组厂家无多年运行经验，风险较大；国内可选的风电机组机型较少，但国外有成熟机型。国内海上风电机组的单位造价约为8000/kW，陆上约为4000 元/kW，基本是2 倍的关系；国外进口海上机组单位造价超过12000 元/kW。

　　2) 风电机组基础。与陆上风电场相比，海上风电场的基础设计、现场施工难度很大；基础设计考虑的边界条件增多；海上施工对船机设备、工程经验的要求高；基础施工周期长。单个海上风电机组基础造价约为1300 万～2000 万元，而单个陆上风电机组基础造价约为100 万～200 万元，海上风电机组基础造价增加较明显。

　　3) 风电机组安装。整个海上风电机组的安装需要专业码头、大型船机设备等来完成，并需要采取相关辅助措施。相比于陆上风电场，海上风电场的码头租赁费用昂贵；并且由于大型安装船机设备少，导致安装所需时间偏长，费用高，增加了整体安装成

　　本；安装环境恶劣，安装窗口期短；海上风电场的码头租赁费用较高，价格在几千万不等。安装1 台海上风电机组约需450 万元，而安装1 台陆上风电机组约需30 万元。

　　4) 海缆。海上环境恶劣，对海缆的制作工艺、运输安装、后期维护等要求很高。海缆结构特殊复杂自重和机械强度大，为了适应海底的复杂环境，海缆的设计要考虑海水的渗漏和腐蚀。相比于陆上风电场，海上风电场的海缆厂家可选性少；海缆施工难度较大，需要专业的敷缆单位来完成；后期维护费用较高，海缆造价远高于陆上电缆。

　　海上风电场中，风电机组之间一般采用35 kV海缆，海上升压站至登陆的主海缆一般选用110kV 或220 kV。35 kV 海缆每km 费用约70 万～150 万元( 考虑不同截面)，220 kV 海缆每km费用约400 万元；陆上电缆每km 费用约25 万～70 万元，相比之下，海上风电场的电缆投资增加较多。

　　5) 海上升压站。海上风电场防腐要求高，且要求设计更为紧凑，面积小。电压等级、上部建筑结构体积重量、升压站基础形式对所用钢结构工程量影响较大，升压站建设规模的大小及所有海缆敷设路由是否合理、材料采购来源的远近也会影响工程造价。

　　相比于陆上风电场，海上风电场需要选择高可靠性、免维护的电气设备；需要大型船机设备完成升压站基础及电气设备安装，费用较高。

　　海上升压站基础施工、安装费用约为8000万元；考虑到防腐、免维护等要求，海上升压站电气设备增加的费用约为1500 万元。

　　海上风电场需要维护的设备主要包括风电机组设备、升压站设备及平台、海缆等。但海上风电场一般离岸距离较远，加上台风、风暴潮等天气引起的大浪等不利海况条件，可达性较差，风电机组运行维护较困难，维护成本很高[8,9]。

　　根据项目设备在寿命期内可靠性逐渐下降的特点，修理费率需分阶段考虑，一般建设期及质保期取固定资产价值的0.5%，并以5～10 年为一个时间段，逐级提高修理费率至3.0%。根据欧洲海上风电场运行、维护经验，风电场运行维护工作量约为同等规模陆上风电场的2～4 倍，工作量较大，难度较高。

　　1) 主机价格。随着国内一批海上风电场陆续建成投产，国内独资、合资风电设备厂家已具备批量生产的能力。通过收集近年来国内部分海上风电场的风电机组投标价格可知，风电机组价格已有一定程度的降低；随着介入海上风电项目的风电机组制造商的增多及海上风电机组的批量化生产，风电机组设备每kW 的价格将会持续下降。

　　2) 海缆价格。目前35 kV 中压海底电缆在国内属于较成熟的产品，各中型、大型电缆生产厂家均有实力生产，市场价格相对比较稳定。随着海上风电及相关项目的发展，以及国内大截面高压海缆制造能力的提高，近5 年的海缆价格已有一个明显的下降趋势，220 kV 高压海底电缆从700 万元/km 下降到400 万元/km。根据目前整个行业的调研情况，海缆价格有望进一步下降。

　　3) 建筑安装工程费用。目前越来越多的大型施工企业进驻海上风电施工安装领域，可用于海上施工安装的大型船机设备数量大幅增加，海上风电施工设备及安装能力不断提升，部分施工企业已有一定的海上风电施工经验。根据目前调研情况，中交第一航务工程局有限公司、中交第三航务工程局有限公司在海上风电行业内处于领先地位，拥有的资源较多，业绩突出；中交第四航务工程局有限公司、中铁大桥局集团有限公司等企业也拥有一定的设备及施工经验。

　　随着国内大批量海上风电项目的建设，以及越来越多有实力的施工企业的介入，海上施工安装成本会有一个较为明显的下降。通过上海、江苏及福建等省市海上风电场的建设，随着施工企业的施工技术逐渐成熟、建设规模扩大化、基础形式多样化、设计方案稳定化、施工船机专业化等，风电项目建设成本有望降低10%～15%。

　　截至2016 年底，英国是世界上最大的海上风电市场，装机容量占全球的近36%；其次是德国，占29%；我国海上风电装机容量占全球装机容量的11%，取代了丹麦，位居第3；丹麦占8.8%，荷兰占7.8%，比利时占5%，瑞典占1.4%；此外，还有芬兰、爱尔兰、西班牙、日本、韩国、美国和挪威等市场，这些市场共同促进了整个海上风电的发展。预计到2018 年，全球将新增3.9 GW 海上风电并网容量。

　　2009 年，我国东海大桥海上示范风电场建成投产；2012 年底，我国海上风电场累计装机量接近40 万kW；受海域使用等因素影响，2013年，我国海上风电发展放缓；2014 年，我国海上风电新增并网容量约为20 万kW，全部位于江苏省；2015 年，我国海上风电新增装机容量为36 万kW；截至2016 年底，我国海上风电累计装机容量达162 万kW，海上风电占全国风电总装机容量的比重为0.96%。

　　德国实现海上项目零补贴中标；荷兰开启零补贴项目招标会。2018年3月19日，“大瀑布”(Vattenfall)在荷兰Hollandse Kust Zuid I/II 海上风电项目的第一轮竞标中以零补贴中标，该项目成为荷兰首个、欧洲第4 个零补贴电价的海上风电项目。近年来，欧洲海上风电市场中的风电补贴水平大幅下降，海上风电的价格竞争力不断提升，尤其是在国家制定了减排目标的市场。

　　2014 年6 月5 日，国家发展和改革委员会发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》，对2017 年以前( 不含2017 年) 投运的非招标的海上风电项目，近海风电上网电价为0.85 元/kWh，潮间带风电上网电价为0.75 元/kWh。

　　2016 年年底，国家发展和改革委员会再次发布通知，为继续鼓励海上风电发展，规定海上风电标杆电价不作调整[10]。

　　为了鼓励和引导海上风电健康持续发展，实现能源结构调整，国家出台了一系列政策，为海上风电的发展提供支持。国家能源局印发的《海上风电开发建设管理办法》《全国海上风电开发建设方案(2014～2016) 的通知》《风电发展“十三五”规划》等，提出了海上风电发展规划、项目核准、海域海岛使用、环境保护、施工及运行等环节的管理和技术质量的具体要求。

　　供应链面临降本压力，将促使技术进步，推动更深层次的全球化与行业整合。海上风电项目的中标价格走低、项目规模增加、风电场开发条件更为严峻，令海上风电供应链产业面临巨大压力，也促使供应商调整战略，以保持竞争优势。塔筒、风电机组基础的规模加大，也对安装船的起重能力提出更高要求[11]。

　　我国海上风电机组基本已实现国产化，随着海上风电的迅猛发展，面对大量风电机组的批量生产、吊装、运行，国内风电机组厂家竞争越来越激烈，机组和零部件价格会逐渐下降。另外，海上升压站、高压海缆等价格随着产业化程度的提高，也显现下降趋势。随着施工技术逐渐成熟，

　　由于我国海上风电建设处于起步阶段，因而缺乏专业的施工队伍，施工能力较弱。随着大批海上风电项目的开工建设，我国海上风电建设施工队伍的能力将越来越强，并逐渐形成一批专业的施工团队。同时，根据市场的需要，未来将出现一大批专业的运维团队，专门从事风电机组、塔筒及基础、升压站、海缆等设备的预防性维护、故障维护和定检维护。海上风电的装备标准和认证体系也将逐步完善。海上风电项目在今后的快速发展中，相关配套产业也将不断完善[12]。

　　海上风电的发展取决于可靠的海上风电开发技术，并需配备与之匹配的海上风电机组，以及海上风电场的建造、维护能力。海上风电场是长期投资，度电成本的降低取决于风电机组本体质量及预防性维护。

　　通过海上风电示范项目，特许权项目的开发、建设，我国海上风电的全产业链已初步形成，海上风电建设成本已有了一定程度的下降。

　　综上所述，随着“十三五”期间国内将大批量进行海上风电的建设，海上风电成本中，风电机组、海缆、施工安装等成本将会有显著的下降，海上风电总体造价下降是可以预期的。

　　[1] 国家能源局. 国家能源局关于印发《风电发展“十三五”规划》的通知[R]. 北京, 2017.

　　[3] 张德. 风能资源数值模拟及其在中国风能资源评估中的应用研究[D]. 兰州: 兰州大学, 2009.

　　[12] 中国产业信息网. 2017年全球风电行业发展现状及未来发展趋势分析[EB/OL].

　　大会将聚集近500位来自全球海上风电开发商，EPC总包商，运营商，设计单位，运输及安装工程单位等代表。