【關鍵詞】海上風能;風電開發;風電設備;風電成本
引言
過去二十年來，隨著全球能源、資源和環境問題的突出，特別是全球氣候變化日趨明顯，風能越來越受到世界各國的高度重視，并在各國的共同努力下成為當前世界范圍內發展速度最快的可再生能源之一。
我國海上風電正開始大規模開發，根據國家能源局發布的《風電發展“十三五”規劃》( 下文簡稱《規劃》)[1]，到2020 年，我國海上風電并網裝機量將達500 萬kW 以上。截至2015 年底，我國海上風電并網裝機量為36 萬kW，其中潮間帶為18.1 萬kW，近海項目為17.9 萬kW，與《規劃》中提出的500 萬kW 的發展目標尚有較大差距。但事實上，截至2016 年6 月，我國已核準的海上風電裝機量為557 萬kW，因此，到2020年實現《規劃》目標是可以預期的。
本文概述了海上風電發展的趨勢及成本變化趨勢，我國海上風電經過一段時間的發展，已初步形成海上風電場開發、設備制造、工程設計、施工及運行維護的全產業鏈，隨著技術瓶頸和電價政策的逐一突破，以及海上風電投資成本進一步的下降，我國海上風電將迎來快速增長。
1 國內外海上風電發展現狀及優勢
1.1 國外海上風電發展現狀
1990 年，瑞典安裝了第一臺試驗性的海上風電機組，離岸距離為350 m，水深為6 m，單機容量為220 kW。1991 年，丹麥在波羅的海的洛蘭島西北沿海建成了世界上第一個海上風電場，擁有11 臺450 kW 的風電機組，可為2000～3000 戶居民供電。2000 年，MW 級風電機組開始于海上應用，海上風電項目初步具備了商業化應用的價值。2002 年，丹麥在北海海域建成了世界上第一座大型海上風電場，共安裝2MW風電機組80 臺，裝機容量達16 萬 kW。隨后，瑞典、德國、英國、比利時、法國等諸多歐洲國家都陸續投入到海上風電場的建設。
1.2 我國海上風電發展現狀
2007 年，我國首臺1.5 MW 海上風電機組安裝于渤海，接入海上油田的獨立電網。2010 年6月，上海東海大橋風電項目的海上風電機組全部并網運行，這標志著我國風電邁入發展海上風電的階段[2]。
我國海岸線長約18000 km，島嶼6000 多個，與陸地相比，我國近海風能資源更為豐富。根據中國氣象局2013 年發布的對我國資源的評價可知，我國近海100 m 高度層、5～25 m 水深區的風能資源開發量約為2 億kW，5～50 m 水深區的風能資源開發量約為5 億kW。
沿海各區域風能資源分布圖如圖1 所示。廣西、廣東和海南近海風能資源較為豐富;福建省以北，近海風能資源逐漸變小，但到渤海灣，近海風能資源又開始增強。福建、浙江、廣東和廣西近海風能資源豐富的原因與臺風等熱帶氣旋活動有關，開發時需要考慮災害天氣對風電場的影響[3]。
《規劃》中提出，“十三五”期間將重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設，4 省海上風電開工建設規模均將達100 萬kW 以上，各沿海省份在國家規劃指導下陸續編制了本省海上風電中長期發展規劃，總規劃容量為7422 萬kW。
隨著大規模海上風電場的開發、建設、運行和維護，我國海上風電場設備制造、工程設計、施工及運行維護等水平均得到了較大提升，海上風電行業的標準體系也得到進一步完善;大容量海上風電機組開始國產化、批量化，施工設備和安裝工藝也將逐漸提高;國內海上風電電價面臨下降，與之密切相關的風電場建設成本也將會進一步下降。
1.3 海上風電的發展優勢
海上風電相比陸上風電具有以下優點：海上風速要比陸上風速高，風能資源豐富，海面表面粗糙度小，風能質量高，風切變較小，不需要很高的塔架;海上風的湍流強度小，一般具有穩定的主導方向，使得機組運行穩定，壽命長;海上風電單機容量可以提高較大，由于噪音限制小，使得能量產出大，年利用小時數更高;機組距海岸較遠，視覺影響小;對環境的負面影響小;不占用陸地寶貴的土地資源等。
隨著陸地優質風能資源的逐步開發，海上風電作為發展趨勢已是可以預見的將來。
風力發電最關鍵的因素就是風力的大小，而海上風況普遍優于陸上，離岸10 km 海域的海上風速通常比沿岸要高出20%。風電機組的發電功率( 即風功率密度) 與風速的3 次方成正比，因而同等條件下，海上風電機組的年發電量可比陸上高70%;同時，海上很少有靜風期，因此，海上風電機組的發電時間更長。通常來說，陸上風電機組的年發電利用小時數約為2000 h，而海上風電機組往往能達到3000h 以上。
2 海上、陸上風電的成本構成
2.1 海上風電成本
從全國沿海各省實際開展的海上風電項目的造價情況來看，海上風電項目每kW 造價水平高于陸上風電項目。
海上風電機組裝機成本主要受海水深度和離岸距離影響。海水深度的增加將導致支撐基礎造價上升。根據行業相關數據進行測算，若只考慮海水深度，當海水深度從15 m 增至30 m，支撐基礎造價將由3000 元/kW 增至5000 元/kW。另外，安裝成本也會隨著海水深度的增加而增加。
一般來說，遠離海岸的海域環境普遍較差。離岸距離越長，海底電纜長度與所需變壓設備數量也將大幅增加，當離岸距離從5 km 增至200km 時，安裝成本將由4000 元/kW 增加到8000元/kW。另外，離岸距離越長，安裝船的航行距離也會不斷增加，使得燃料成本不斷上升[4]。
海上風電場成本主要由以下幾個部分構成：設備( 包括風電機組、塔筒、電氣系統等) 購置費用、建筑安裝工程( 包括安裝調試、支撐結構等)費用、其他( 包括工程管理等) 費用、建設期利息等。各部分占總成本的比例不同，對總成本的影響也不盡相同[5-7]。
1) 設備購置費用。設備購置費用( 不含集電線路海纜) 約占工程總成本的50%。其中，風電機組及塔筒約占設備購置費用的75%，單位成本約為7000～8000 元/kW;電氣系統約占設備購置費用的20%，單位成本約為2000 元/kW;送出海纜約占設備購置費用的5%，單位成本約為500 元/kW。
2) 建筑安裝工程費用。建筑安裝工程費用約占總成本的35%，單位成本約為6000～7000 元/kW，其中，支撐基礎費用約占總成本的15%。當前已竣工的海上風電場項目與陸上風電場項目相比，數量較少、規模較小、船機設備不夠成熟、施工隊伍經驗較為不足，造成建設成本較高，加之海上施工條件復雜、施工難度較大，施工所需的關鍵裝備( 如海上風電機組基礎打樁、風電機組吊裝等)、專業可用的大型船機設備較少，船機費用高昂。相比陸上風電，海上風電的建筑安裝工程費用占總成本的比重較大。
3) 其他費用。其他費用包括項目用海用地費、工程項目管理費、生產準備費等，約占總成本的10%，單位成本約為1600～1900 元/kW。
由于前期工作周期長、人工工資高、海洋資源緊缺等原因，海上風電的其他費用總體將略有上漲，尤其是用海養殖補償、海域生態修復等費用漲幅較明顯;但隨著海上風電項目數量的增加，項目開發建設經驗的積累，業主的項目管理水平也將提升，但對總成本下降的影響較為有限。
4) 建設期利息。建設期利息與風電場建設周期及貸款利率相關，約占總成本的5%。目前海上風電場項目大部分依賴商業貸款，初始投資成本中，自有資金占20%，商業貸款占80%;貸款利率一般按現行基準利率。
隨著海上風電場施工技術的不斷進步，特別是關鍵項目工期的縮短，建設期利息將有一定程度的下降。貸款利率與國家政策息息相關，主要是國家宏觀經濟調控時會發生變動。因此，建設期利息對風電場成本有一定的影響。
2.2 海上、陸上風電成本對比
從項目前期、項目建設期以及項目運行期的全生命周期角度，對比海上和陸上風電成本。
2.2.1項目前期
風電場的前期工作時間相對較長，需要協調的部門較多，主要包括海洋、海事等部門，需要取得的支持性文件較多，比如海域、通航、海洋環評等。與陸上風電場相比，海上風電場的工作周期較長，協調難度更大;海域使用、養殖補償以及海洋生態修復等費用高，而且有增長的趨勢。相比于陸上風電場，海上風電場項目前期工作費用較高。
2.2.2 項目建設期
相比于陸上風電場，海上風電項目建設中的設備購置費用和建筑安裝工程費用均有顯著增加。
1) 風電機組。海上氣候特殊，在風電機組設備制造過程中需考慮臺風、防腐等技術要求，需要增加設備成本。風電機組的選型并不是單機容量越大越好，應結合海上風能資源、風電機組機型技術成熟度、機組效率、風電機組設備的運輸安裝和易維護性等條件綜合考慮，選擇有代表性的風電機組及不同風電機組組合進行詳細的經濟比選。
海上風電場的風電機組所處環境較惡劣，國內風電機組廠家無多年運行經驗，風險較大;國內可選的風電機組機型較少，但國外有成熟機型。國內海上風電機組的單位造價約為8000/kW，陸上約為4000 元/kW，基本是2 倍的關系;國外進口海上機組單位造價超過12000 元/kW。
2) 風電機組基礎。與陸上風電場相比，海上風電場的基礎設計、現場施工難度很大;基礎設計考慮的邊界條件增多;海上施工對船機設備、工程經驗的要求高;基礎施工周期長。單個海上風電機組基礎造價約為1300 萬～2000 萬元，而單個陸上風電機組基礎造價約為100 萬～200 萬元，海上風電機組基礎造價增加較明顯。
3) 風電機組安裝。整個海上風電機組的安裝需要專業碼頭、大型船機設備等來完成，并需要采取相關輔助措施。相比于陸上風電場，海上風電場的碼頭租賃費用昂貴;并且由于大型安裝船機設備少，導致安裝所需時間偏長，費用高，增加了整體安裝成
本;安裝環境惡劣，安裝窗口期短;海上風電場的碼頭租賃費用較高，價格在幾千萬不等。安裝1 臺海上風電機組約需450 萬元，而安裝1 臺陸上風電機組約需30 萬元。
4) 海纜。海上環境惡劣，對海纜的制作工藝、運輸安裝、后期維護等要求很高。海纜結構特殊復雜自重和機械強度大，為了適應海底的復雜環境，海纜的設計要考慮海水的滲漏和腐蝕。相比于陸上風電場，海上風電場的海纜廠家可選性少;海纜施工難度較大，需要專業的敷纜單位來完成;后期維護費用較高，海纜造價遠高于陸上電纜。
海上風電場中，風電機組之間一般采用35 kV海纜，海上升壓站至登陸的主海纜一般選用110kV 或220 kV。35 kV 海纜每km 費用約70 萬～150 萬元( 考慮不同截面)，220 kV 海纜每km費用約400 萬元;陸上電纜每km 費用約25 萬～70 萬元，相比之下，海上風電場的電纜投資增加較多。
5) 海上升壓站。海上風電場防腐要求高，且要求設計更為緊湊，面積小。電壓等級、上部建筑結構體積重量、升壓站基礎形式對所用鋼結構工程量影響較大，升壓站建設規模的大小及所有海纜敷設路由是否合理、材料采購來源的遠近也會影響工程造價。
相比于陸上風電場，海上風電場需要選擇高可靠性、免維護的電氣設備;需要大型船機設備完成升壓站基礎及電氣設備安裝，費用較高。
海上升壓站基礎施工、安裝費用約為8000萬元;考慮到防腐、免維護等要求，海上升壓站電氣設備增加的費用約為1500 萬元。
2.2.3 項目運行期
海上風電場需要維護的設備主要包括風電機組設備、升壓站設備及平臺、海纜等。但海上風電場一般離岸距離較遠，加上臺風、風暴潮等天氣引起的大浪等不利海況條件，可達性較差，風電機組運行維護較困難，維護成本很高[8,9]。
根據項目設備在壽命期內可靠性逐漸下降的特點，修理費率需分階段考慮，一般建設期及質保期取固定資產價值的0.5%，并以5～10 年為一個時間段，逐級提高修理費率至3.0%。根據歐洲海上風電場運行、維護經驗，風電場運行維護工作量約為同等規模陸上風電場的2～4 倍，工作量較大，難度較高。
2.3 海上風電價格變化趨勢
1) 主機價格。隨著國內一批海上風電場陸續建成投產，國內獨資、合資風電設備廠家已具備批量生產的能力。通過收集近年來國內部分海上風電場的風電機組投標價格可知，風電機組價格已有一定程度的降低;隨著介入海上風電項目的風電機組制造商的增多及海上風電機組的批量化生產，風電機組設備每kW 的價格將會持續下降。
2) 海纜價格。目前35 kV 中壓海底電纜在國內屬于較成熟的產品，各中型、大型電纜生產廠家均有實力生產，市場價格相對比較穩定。隨著海上風電及相關項目的發展，以及國內大截面高壓海纜制造能力的提高，近5 年的海纜價格已有一個明顯的下降趨勢，220 kV 高壓海底電纜從700 萬元/km 下降到400 萬元/km。根據目前整個行業的調研情況，海纜價格有望進一步下降。
3) 建筑安裝工程費用。目前越來越多的大型施工企業進駐海上風電施工安裝領域，可用于海上施工安裝的大型船機設備數量大幅增加，海上風電施工設備及安裝能力不斷提升，部分施工企業已有一定的海上風電施工經驗。根據目前調研情況，中交第一航務工程局有限公司、中交第三航務工程局有限公司在海上風電行業內處于領先地位，擁有的資源較多，業績突出;中交第四航務工程局有限公司、中鐵大橋局集團有限公司等企業也擁有一定的設備及施工經驗。
隨著國內大批量海上風電項目的建設，以及越來越多有實力的施工企業的介入，海上施工安裝成本會有一個較為明顯的下降。通過上海、江蘇及福建等省市海上風電場的建設，隨著施工企業的施工技術逐漸成熟、建設規模擴大化、基礎形式多樣化、設計方案穩定化、施工船機專業化等，風電項目建設成本有望降低10%～15%。
3 海上風電發展趨勢
3.1 海上風電發展迅速
截至2016 年底，英國是世界上最大的海上風電市場，裝機容量占全球的近36%;其次是德國，占29%;我國海上風電裝機容量占全球裝機容量的11%，取代了丹麥，位居第3;丹麥占8.8%，荷蘭占7.8%，比利時占5%，瑞典占1.4%;此外，還有芬蘭、愛爾蘭、西班牙、日本、韓國、美國和挪威等市場，這些市場共同促進了整個海上風電的發展。預計到2018 年，全球將新增3.9 GW 海上風電并網容量。
2009 年，我國東海大橋海上示范風電場建成投產;2012 年底，我國海上風電場累計裝機量接近40 萬kW;受海域使用等因素影響，2013年，我國海上風電發展放緩;2014 年，我國海上風電新增并網容量約為20 萬kW，全部位于江蘇省;2015 年，我國海上風電新增裝機容量為36 萬kW;截至2016 年底，我國海上風電累計裝機容量達162 萬kW，海上風電占全國風電總裝機容量的比重為0.96%。
3.2 電價政策
德國實現海上項目零補貼中標;荷蘭開啟零補貼項目招標會。2018年3月19日，“大瀑布”(Vattenfall)在荷蘭Hollandse Kust Zuid I/II 海上風電項目的第一輪競標中以零補貼中標，該項目成為荷蘭首個、歐洲第4 個零補貼電價的海上風電項目。近年來，歐洲海上風電市場中的風電補貼水平大幅下降，海上風電的價格競爭力不斷提升，尤其是在國家制定了減排目標的市場。
2014 年6 月5 日，國家發展和改革委員會發布了《關于海上風電上網電價政策的通知》，對2017 年以前( 不含2017 年) 投運的非招標的海上風電項目，近海風電上網電價為0.85 元/kWh，潮間帶風電上網電價為0.75 元/kWh。
2016 年年底，國家發展和改革委員會再次發布通知，為繼續鼓勵海上風電發展，規定海上風電標桿電價不作調整[10]。
3.3 規劃政策
為了鼓勵和引導海上風電健康持續發展，實現能源結構調整，國家出臺了一系列政策，為海上風電的發展提供支持。國家能源局印發的《海上風電開發建設管理辦法》《全國海上風電開發建設方案(2014～2016) 的通知》《風電發展“十三五”規劃》等，提出了海上風電發展規劃、項目核準、海域海島使用、環境保護、施工及運行等環節的管理和技術質量的具體要求。
3.4 供應鏈成本降低
供應鏈面臨降本壓力，將促使技術進步，推動更深層次的全球化與行業整合。海上風電項目的中標價格走低、項目規模增加、風電場開發條件更為嚴峻，令海上風電供應鏈產業面臨巨大壓力，也促使供應商調整戰略，以保持競爭優勢。塔筒、風電機組基礎的規模加大，也對安裝船的起重能力提出更高要求[11]。
我國海上風電機組基本已實現國產化，隨著海上風電的迅猛發展，面對大量風電機組的批量生產、吊裝、運行，國內風電機組廠家競爭越來越激烈，機組和零部件價格會逐漸下降。另外，海上升壓站、高壓海纜等價格隨著產業化程度的提高，也顯現下降趨勢。隨著施工技術逐漸成熟，
海上風電施工成本也將大幅降低。
3.5 施工運維逐步成熟
由于我國海上風電建設處于起步階段，因而缺乏專業的施工隊伍，施工能力較弱。隨著大批海上風電項目的開工建設，我國海上風電建設施工隊伍的能力將越來越強，并逐漸形成一批專業的施工團隊。同時，根據市場的需要，未來將出現一大批專業的運維團隊，專門從事風電機組、塔筒及基礎、升壓站、海纜等設備的預防性維護、故障維護和定檢維護。海上風電的裝備標準和認證體系也將逐步完善。海上風電項目在今后的快速發展中，相關配套產業也將不斷完善[12]。
4 結論
海上風電的發展取決于可靠的海上風電開發技術，并需配備與之匹配的海上風電機組，以及海上風電場的建造、維護能力。海上風電場是長期投資，度電成本的降低取決于風電機組本體質量及預防性維護。
通過海上風電示范項目，特許權項目的開發、建設，我國海上風電的全產業鏈已初步形成，海上風電建設成本已有了一定程度的下降。
綜上所述，隨著“十三五”期間國內將大批量進行海上風電的建設，海上風電成本中，風電機組、海纜、施工安裝等成本將會有顯著的下降，海上風電總體造價下降是可以預期的。
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html, 2017
本文轉自上海市科學技術委員會科研計劃項目 ( 課題)(16DZ1203500)
——葉軍、仲雅娟《海上風能利用及其成本分析綜述》
