海上风电开发现状及发展趋势分析-中国近海风电

世界深海风电资源占总量的70%。 深海风资源品质优良，开发对自然环境和人类经济活动影响较小，具有巨大的经济价值。 我国目前规划海上风电装机容量为100GW，深海风电装机容量为300GW。 目前已开发海上风电资源30GW，海上风电正逐步走向深海。

海上风电发展现状

我国海上风电规划装机容量约为100GW，目前装机容量约为34GW，尚有约60GW的发展空间。 “十三五”末海上风电装机容量约为10GW，“十四五”各省规划总装机容量约为50-60GW，以海上风电为主。 如果“十四五”目标顺利实现，海上风电发展空间仅有30-40GW，资源开发很快。 完全的。 海上开发面临诸多制约，如对出行和航道的影响、生态保护等。深海风电开发不会占用海岸线和航道资源，可以减少或避免对沿海产业和居民的影响。 深海风电规划装机容量约为海上风电的3倍，潜在开发资源约为290GW。

海上风电发展现状

海上风电一般采用桩基础、导管架等固定基础。 随着深度的增加，固定基础的成本呈指数级增长。 深海风电一般采用浮动基础，即漂浮式风电。 自2009年全球首台漂浮海风机组I号研制以来，经历了从单一样机试验（2009-2015年）到小批量示范风场（2016-2022年）的发展过程。 目前，全球浮动海风量占累计装机海风量的比例不足1%，尚不具备大规模经济发展的条件。

国家一直在跟进浮动研发。 截至2023年6月，我国3个浮式海上风电项目已投入运营，装机容量为18.95MW。 目前中国有4个浮式海上风电项目在建。 其中，中国电建海南万宁海上浮动风电项目是全球最大的商业浮动海上风电项目。 该项目规划总装机容量100万千瓦，分两期开发。 。 一期建设规模为12台风电机组，单机容量16MW以上，装机容量20万千瓦，预计2025年底建成投运； 二期建设规模80万千瓦，计划2027年底建成投产，标志着我国漂浮海风从单一样机实验阶段开始转向规模化开发阶段。

深海风电基础技术

风机基础是机组持续稳定运行所依赖的平台。 它是海上风电场的重要组成部分，对风电项目的运行质量和投资效益影响较大。 根据基础是否与海底直接接触，海上风电基础分为嵌入式和浮动式两种结构形式，或称为实体基础和浮动基础。 床式基础与陆上风电类似，包括单桩基础、导管架基础等，适用于近海地区（水深小于50m时），在目前建成的海上风电场中得到广泛应用。 技术成熟，经验丰富。 浮动基础是指塔架不与海底直接接触，通过锚索或拉索与海底连接，使风力发电机在相对固定的区域内自由移动。 此类基础目前主要处于研发和示范阶段，但与嵌入式基础相比，其对海洋环境的适应性强，施工难度较小，运行维护成本较低。 因此，在深海风电开发中具有良好的应用前景。

浮动基础主要有柱式平台、半潜式平台、张力腿平台和驳船式平台四种类型。 四种基础的性能和使用场景是不同的。

立柱式：平台呈圆柱形，吃水较大，作业水深必须大于100米。 主要结构由浮力舱和压载舱、过渡部分和系泊系统组成。 压载舱促使平台浮心高于重心，保持良好的稳定性。安装柱基础和更换大型部件相对困难，对工作水深要求较高。

半潜式：主体结构多为三浮筒或四浮筒结构，通过调节各浮筒压载高度来保持平衡。 适用水深大于40米，设计灵活，运输安装难度小。 可采用湿拖法运输。 技术已经比较成熟。 目前我国浮式风电基础大部分采用半潜式。

张力腿式：基础控制平台的浮力大于自身重量。 它借助锚定在海底的电缆来保持稳定性。 浮体向上的多余浮力由向下的系泊张力平衡。 安装工艺复杂，张拉腿结构价格昂贵，适用水深大于40米。 张力腿平台易受水平方向波浪、水流力的影响，引起面内摇摆、横摇、横摇运动。

驳船型：呈四边形中间空心结构，类似船的形状。 良好的阻尼效果提高了整体运动性能。 适用于水深大于30米，结构简单，易于批量拼装，稳定性好，施工成本低，可采用湿拖运输。 驳船式平台重心较高，对波浪频率响应更加敏感，因此需要对平台运动频率进行优化。

现阶段，立柱式和半潜式的技术可行性较好，处于小体积示范风场阶段。 但柱式风力发电机总体成本较高，其中半潜式商业化和大规模应用前景最为广阔。 驳船型处于小容量样机试验阶段，张力腿型处于单机样机试验阶段。 从水深适应性来看，半潜式潜水器水深适应性强，可在30米以上的水域使用。 我国海域大陆架普遍较为平坦，半潜式潜水器在目前过渡水深范围（40-60米）的浮式风电项目中具有相当大的应用潜力。 张力腿和单柱平台的适用水深至少为60-80米。 我国深海风电开发还没有大规模达到这个深度，因此应用受到限制。

影响深远的海上风电成本

披露数据显示，漂浮海风项目总投资近50亿克朗，单位投资约4万元/千瓦。 国内漂浮海风发展相对滞后，总体投资成本高于欧洲。 据公开信息披露，“三峡领航船”造价2.44亿元，单位成本44364元/千瓦。 海装福耀的建设成本超过3亿元。 若按总成本3亿元计算，单位成本为48387元/千瓦。 国内海上固定海风机组成本约为10000-14000元/千瓦，仅为浮动海风机组的30%。 漂浮海风成本高的主要原因是漂浮海风尚处于验证测试阶段，以安全稳定运行为主，单一样机无法有效发挥规模经济效应。 海南万宁深海风电项目一期招标已于2023年6月完成，招标电价为2.2万元/千瓦。 由于我国海上风电已停止补贴并全面实现平价上网，2.2万元的成本价仍处于较高水平。

以图示样机的成本分布为例，漂浮海风中风机所占比重较低，而漂浮基础、系泊系统、建筑安装所占比重较高。 风电机组占比较低，主要降本路径是大兆瓦级。 浮动基础的成本降低路径是减少钢材的使用量、钢材和土壤的混合，优化结构设计以减少冗余设计，并最大限度地缩短昂贵的海上作业时间。 系泊系统降低成本的途径是使用轻质材料来减轻系泊链的重量并共享锚。 建设可以通过增加安装和运维船舶、提高施工效率、综合项目开发等方式降低建设成本。 我国拥有大量海上风电安装船。 近两年，新建造船舶大量建造，建造安装成本逐渐下降。

预计到2025年，漂浮海风整体成本降低接近40%。据中国电建海风董事长严建国采访，海南万宁一期200MW项目的目标是降低成本。成本降至25元/W，二期800MW项目的目标是将成本降至20元/W以内。 中国海工预计，到2025年，国内浮式海风可能达到相对有竞争力的水平，投资成本有望下降至每千瓦2万元左右。 预计到2030年左右将下降到相当于固定海风的水平，达到每千瓦电成本10000-15000元的水平。

深海风电发展趋势

中短期来看，沿海省份“十四五”仍以海上开发为主，但深远的海风也已开始，预计“十五五”期间将逐步大规模发展。年计划”和“十六五”计划。 截至2022年，我国海风累计装机容量将超过30GW，但装机区域主要分布在海上。 从各省份“十四五”海风发展规划来看：1）广东、福建、江苏等传统海风省份在规划发展空间上仍处于领先地位，而广东、福建、江苏等省份海风发展则仍处于领先地位。其中海南、山东、辽宁、广西预计将明显加快； 2）结构上，各省份仍以近海海域开发为主，但部分省份也开始提到远海风总体规划，并给出了明确的时间和装机量量化目标。 根据目前我国漂浮工程的实施情况，预计“十五五”、“十六五”期间，漂浮远海风建设将逐步启动。 从长远来看，我国沿海省份浮式海风发展潜力巨大。 未来，海上风电项目将逐步走向深海、远海，大规模开展漂浮式风电建设。 根据国家能源局委托、中国水电科学研究院牵头的国家深海海上风电规划，全国将部署41个海上风电集群，深海海上总容量风电预计将达到约290GW。