海上风能利用及其成本分析综述

引言

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。

1 国内外海上风电发展现状及优势

1.1 国外海上风电发展现状

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。

1.2 我国海上风电发展现状

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]。

我国海岸线长约18000 km，岛屿6000 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。

1.3 海上风电的发展优势

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。

随着陆地优质风能资源的逐步开发，海上风电作为发展趋势已是可以预见的将来。

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。

2 海上、陆上风电的成本构成

2.1 海上风电成本

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贷款利率相关，约占总成本的5%。目前海上风电场项目大部分依赖商业贷款，初始投资成本中，自有资金占20%，商业贷款占80%;贷款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。贷款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。

2.2 海上、陆上风电成本对比

从项目前期、项目建设期以及项目运行期的全生命周期角度，对比海上和陆上风电成本。

2.2.1项目前期

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。

2.2.2 项目建设期

相比于陆上风电场，海上风电项目建设中的设备购置费用和建筑安装工程费用均有显著增加。

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。