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各地海上风电规划如何调整并网海上风电项目情况如何？易跃春详解中国海上风电！

2017-12-11 09:32:59 来源:北极星风力发电网　点击量：评论 (0)

12月9日第二届全国海上风电工程建设技术研讨会在北京顺利召开。本次会议由三峡集团、海洋工程咨询协会、可再生能源学会风能Z专委会主办，金风科技承办。水电水利规划设计总院副院长易跃春在会上做中国海上风电产

12月9日第二届全国海上风电工程建设技术研讨会在北京顺利召开。本次会议由三峡集团、海洋工程咨询协会、可再生能源学会风能Z专委会主办，金风科技承办。

水电水利规划设计总院副院长易跃春在会上做“中国海上风电产业发展现状与展望”主题报告，主要内容包括海上风电的发展现状与规划、发展面临的挑战、发展展望等，小编根据易跃春院长报告内容做出整理分享给星迷们！

一、发展现状与规划

海上风电资源丰富，产业发展加快

中国海上风能资源丰富5—25米水深，50米高度海上风电开发潜力约2亿千瓦；5—50米水深、70米高度海上风电开发潜力约5亿千瓦；另外，还有部分潮间带及潮下带滩涂资源，深海风能资源也较为丰富。

海上风电装机规模逐步增大，到2017年4月，中国海上风电核准项目容量8170MW，并网容量1480MW，位列全球第三位，仅次于英国与德国。

规划明确，发展前景广阔

根据能源生产与消费革命战略，海上风电要降低发电成本实现与常规电力同等竞争。加快海上风电系统技术及成套设备研发。

能源发展十三五规划指出，积极开发海上风电，推动低风速风机和海上风电技术进步。

可再生能源发展十三五规划显示，积极稳妥推进海上风电开发，到2020年，开工建设1000万千瓦，确保建成500万千瓦。

风电发展十三五规划明确，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年四省海上风电开工建设规模均达到百万千瓦以上。

2020年中国各省海上风电开发布局

产业服务体系不断完善

技术支持。不断完善海上风电技术标准体系；加快提出风电机组基础、海上升压站、海缆等多项重要标准与规范。11月份海上升压站、海缆标准正式印发；推动标准国际对标和案例研究，优化标准体系，指导技术进步和成本年下降。

产业支持政策。明确海上风电开发建设管理办法，简化开发流程；明确用海标准与规定；明确上网价格和税收优惠。

检测认证与信息检测。建立国际级海上风机检测认证平台；不断完善项目评估与检测，建立信息检测体系。

各省海上风电规划动态调整情况

随着海上风电的发展，各地也都相应的调整了海上风电布局。预计到2020年，江苏将开工建设1600万千瓦，主要区域包括如东、东台、大丰、射阳、滨海等；广东预计到2020年开工建设1200万千瓦，投产200万千瓦，到2030年投产3000万千瓦，主要规划区域包括汕头、揭阳、汕尾、惠州、珠海、江门、阳江、湛江等地；浙江、福建、山东、上海、河北、海南等也对海上风电规模做出调整。具体参见下图：

近期已实现并网典型海上风电场工程

中广核如东150MW海上风电场，采用西门子4MW海上风电机组。这个风电场建设了亚洲首座真正意义上的海上升压站，也是是国内第一个实现离岸距离10公里、水深10米以上的海上风电场，离岸距离25公里，最大水深18米。

三峡响水20万千瓦海上风电目，采用西门子4MW机组37台、金风3MW机组18台，项目已投产运行。

三峡福建兴化湾300MW海上风电场一期，是大型海上风电机组示范项目，共使用了5MW、6MW、6.7MW等7个机型14台风电机组，是国家首个5兆瓦以上大功率海上风电样机试验分厂，这个项目对未来我国海上风电机组的整体上台阶将起到积极的作用。项目离岸2——5千米，水深2——8米，11月22日，海装H128—5MW风电机组成功并网发电。

华能如东300MW海上风电场9月30号全部投产，亚洲已建成最大海上风电场。采用50台西门子4MW机组和20台海装5MW机组，离岸12——25千米,水深5——15米。

鲁能东台200MW海上风电项目是国内建成海上风电离岸距离最远的海上风电项目，场区中心离岸距离36公里，项目海况是最为复杂的，有陆地、滩涂、浅水、浅滩、高滩、深水等情况，采用50台4MW风机。

海上风电技术不断突破

在不断建设海上风电项目的同时，技术也在不断实现突破

实现110kV和220kV海上升压站顺利安装，目前已有8个海上升压站吊装完毕，积累了大量设计、施工经验。6月27日，世界首座分体式220kV海上升压站在龙源盐城大丰200MW（H12）海上风电项目成功吊装。

实现国内30km最长距离110kV三芯海底光电复合缆成功敷设，突破220kV海缆敷设技术（三峡）。

2017年10月，实现龙源振华重工施工平台“龙源振华3号”下水，适应6MW大容量海上风电机组吊装，作业水深40米。

国内专业勘测船“华东院2号”3号于11月下水，标志着勘测设计能力进一步提升，上海院签订多功能工程船合同，用于抛石作业。

全亚洲最大的华能如东300MW海上风电场并网投产，5MW风电机组安装、单桩无过滤段设计和施工等先进技术和装备应用。

首个“双十”三峡响水海上风电项目投入商业运行，采用可拆卸式稳桩平台浮吊吊打沉桩等施工工艺，解决单桩垂直度需控制在千分之三以内的世界难题。

远海海上风电研究取得突破，上海深远海课题通过课题验收，将进一步推动深远海示范项目建设。

海上风电成本逐步降低

近年来，随着海上风电技术的快速发展，设计和建设经验逐步积累，海上风电投资逐步下降，福建、广东海域投资仍然较高。江苏区域近海海上风电单位千瓦投资约在15000-18000元/kW，福建、广东区域约在18000-20000元/kW。

近期，以英国、丹麦、荷兰为代表的欧洲国家实现海上成本快速下降，欧洲海上风电平均度电成本下降至12.6美分/kWh（约为0.83元/kWh）。欧洲通过完善招标许可和政府一站式前期服务，减少海上风电开发企业政策和商业风险，探索成本下降，英国招标电价达57.5英镑/MWh（0.506元/kWh），丹麦招出0.37元/kWh全球最低价。

当然我们也应该看到电价的边界条件。一方面在北欧这些国家资源条件非常好，平均风速达到8-9米左右，而我国除了福建沿海，其他地方海上风电的风速大约是在7米左右，因此我们发电量是2000多不到3000，而北欧海上风电项目可以达到3-4千。第二方面，国外海上风电的升压站及送出线路都是电网公司投建，而我国是项目业主建设。另外，国外的贷款利率是百分之一点几，我国的贷款利率是百分之五点多，加上税收等相关因素，因此我们与国外的海上风电项目电价在短期内无法相比。未来推动技术进步和成本降低仍是海上风电的主要方向，逐步实现平价上网。

面临的主要风险和挑战

政策风险。价格补贴政策调整，用海海域标准调整，渔业补偿标准不一，军事设施引发的规模和核准调整，规划符合性带来调整，特殊项目带来核准调整。

技术风险。运维难度带来风电机组可靠性要求，风电机组选型影响场区发电量及经济性，施工工期的延长将增加项目投资。

环境风险。极端气候、地震风险、地质灾害风险、船舶撞击、环保风险，环保调整可能成为场址颠覆性因素。

经济风险。投资模式、机组价格、投资控制、利率变化、养殖赔偿等。

运维风险。运维计划风险、保修以外风险、长期运维成本不确定性、海底电缆损坏、妨碍现场作业和设备延迟到达的恶劣天气。

健康和安全。施工区安全事故、运维期安全事故。

主要工作挑战

基础工作相对薄弱。中国海上风能资源评价工作还未系统开展，海洋水文测量、海底地质勘察也较薄弱；国家海上风电运行经验缺乏，运行维护成本有待进一步总结，相关运维领域的技术标准空白。

管理协调有待加强。海上风电开发涉及多个领域，各部门对发展海上风电的认识不一，各地相关职能部门实际执行管理标准不一；海上风电项目海域使用论证获得许可、通过海洋环评、通航安全论证的周期一般需要两年以上。

标准体系有待完善。未形成完善的标准体系，难以对工程全过程实践实现有效指导，海上风电面临技术风险和成本方面的控制；中国5MW和6MW级的大容量机组在制造方面还处于少量试运行阶段，对海上风电基础的设计、施工研究试验不足。离岸变电站和海底电缆技术等级也较低；安全问题有待进一步研究，对于场区施工期及运行期安全问题经验较少，加强安全管理。

海上风电发展新认知与思路

产业基本成熟，具备推进条件。通过十二五示范探索，我国海上风电产业技术逐步成熟、制造能力快速发展，标准体系不断完善，各方面条件基本成熟，具备了在“十三五”期间加快推进的良好基础。

投资环境将保持稳定，发展机遇放大。结合海上风电发展特点，区别于陆上风电、光伏，国家将在“十三五”期间尽力确保电价政策不变，保障市场稳定健康发展的投资环境；将不断优化成本结构，基于良好的市场环境，加快推动海上风电向更远、更深的海域发展。

管理体系不断完善，保障产业健康发展。结合新的形势与新的要求，充分对接海洋、军事、海事等主管部门，进一步修改完善海上风电管理办法，加快梳理管理体系，支持产业发展；“十三五”期间，将根据项目推动情况，实行规划滚动调整机制，不断完善国家及省级海上发展规划。

海上风电重点任务与发展期望

1、海上风电政策

政策体系逐步完善

加强协调，统一优化标准

保障消纳市场

加强行业监测与评估

2、标准体系

关键标准、规范出台