我国海上风电场20篇

我国海上风电场20篇我国海上风电场　　我国海上风电产业链发展综述　　姜晓昌;马宇坤;陈叶【摘要】在经历了“十二五”期间的技术探索和市场示范后,国内海上风电市场在“十三五”下面是小编为大家整理的我国海上风电场20篇,供大家参考。

篇一：我国海上风电场

　　我国海上风电产业链发展综述

　　姜晓昌;马宇坤;陈叶【摘要】在经历了“十二五”期间的技术探索和市场示范后,国内海上风电市场在“十三五”期间迎来爆发式增长,产业链不断成长与完善,未来市场前景广阔.本文通过将海上风电产业链由上至下划分成机组部件、风电整机、风电场建设、风电场运营与维护四大环节,对我国海上风电产业链的发展情况进行了系统性的综述.【期刊名称】《船舶物资与市场》【年(卷),期】2018(000)006【总页数】6页(P44-49)【关键词】海上风电;产业链;风电机组【作者】姜晓昌;马宇坤;陈叶【作者单位】中国船舶信息中心,北京100101;中国船舶信息中心,北京100101;中国船舶信息中心,北京100101【正文语种】中文

　　自2007年在渤海湾矗立起第一台海上风电机组以来，我国海上风电经历了从国外引进到自主研发、从小规模示范到大规模集中开发的发展阶段。伴随着海上风电的发展，我国海上风电产业链也在不断成长和完善。本文通过将海上风电产业链由上至下划分成机组部件、风电整机、风电场建设、风电场运营与维护四大环节，对我国海上风电产业链的发展情况进行了系统性的综述。

　　1机组部件1.1海上风电整机零部件海上风电机组大多是在陆上风电机组的基础上，通过升容、加强防腐等手段升级设计而来，其关键零部件的组成与陆上机组总体一致，包括叶片、风机轴承、齿轮箱、发电机、控制系统、塔架等。主要零部件在机组中的成本分布如图1所示；相比于陆上风电，海上风电机组的运行环境恶劣、可达性差、维护成本高，这对整机零部件的防腐等级和可靠性有着更为严苛的要求。同时，机组容量的持续增大也增加了零部件的设计难度。近年来我国海上风电整机零部件的国产化取得长足进步，但关键零部件的产品性能与国外产品相比仍存在差距。1.1.1叶片图1风电机组（双馈）主要零部件成本分布（数据来源：WoodMackenzie）叶片在风电机组中的成本占比达到24.4%，市场价值巨大。随着海上机组容量的不断增加，风机叶片的尺寸随之增大，制造工艺的难度也逐渐提高。在我国海上风电发展初期，整机厂商为确保叶片的高可靠性以及避免风险，在大型海上风电机组叶片选择上更倾向于国外的叶片供应商。荷兰艾尔姆公司（LM）已为金风科技、远景能源和中国海装等整机厂商供应大容量海上风电机组叶片。但是长期来看，整机厂商未来会更多转向选择国内的叶片供应商以降低海上机组成本。现阶段，国内风电叶片厂商在大型海上风电叶片的结构设计和制造技术上取得了一定的进步，当前国内最长的大型海上风电叶片长83.6米，分别是重通成飞生产的CGI5/6MW叶片以及洛阳双瑞生产的5MW叶片。表1国内外主要风电叶片制造企业厂商介绍艾尔姆（LM）艾尔姆风能叶片制品公司（LMWindpower）总部设在荷兰，在丹麦、波兰、西班牙、美国、印度、加拿大和中国均建有生产工厂。公司已有超20万只叶片投入市场，全球约有1/5的风电机组叶片源自艾尔姆。2017年4月，艾尔姆公司正式并入GE。迪皮埃（TPI）

　　迪皮埃复合材料集团（TPIComposites）总部位于美国，在美国、中国、墨西哥、土耳其设立多家制造工厂，已累计生产超过4.2万只风机叶片。中材叶片中材科技风电叶片股份有限公司成立于2007年，隶属中国建材集团有限公司，2017年在国内风电叶片市场占有率达24.5%，居全国第一，是全球风电叶片制造行业前三甲企业之一。中复连众连云港中复连众复合材料集团有限公司成立于1989年，隶属于中国建材集团有限公司旗下的中国复合材料集团公司。2017年，国内风电叶片市场占有率达11%。时代新材株洲时代新材料科技股份有限公司成立于1984年，是中国中车旗下的新材料产业平台，2017年国内风电叶片市场占有率达10%。上海艾郎上海艾郎风电科技发展有限公司成立于2007年，是一家高科技民营企业，2017年国内风电叶片市场占有率达7%。洛阳双瑞洛阳双瑞风电叶片有限公司成立于2008年，是中船重工控股公司。具有年产风电叶片1800套的产能，已累计实现装机运行近3000套。重通成飞吉林重通成飞新材料股份公司成立于2007年，隶属于重庆机电股份有限公司，具备年产近2000套风机叶片能力。1.1.2风电轴承风电轴承是风电机组中最易损耗的部件之一，其质量优劣关系到风电机组的使用寿命，主要包括偏航轴承、变桨轴承、主轴轴承、增速器轴承和发电机轴承等。国内风电轴承企业的产能主要集中在技术水平较低的偏航轴承和变桨轴承上，并已基本实现国产化，大连瓦轴集团和浙江天马轴承在该领域所占市场份额最大，国内其他厂商还包括洛阳LYC轴承、京冶轴承、洛阳轴研科技等。但在技术含量较高的主轴、增速器轴承、发电机轴承等领域，我国技术水平与国外企业仍存在差距，国内只有大连瓦轴集团等技术实力雄厚的大型企业进入，国际供应商主要有德国舍弗勒集团FAG轴承、瑞典斯凯孚集团（SKF）、日本精工株式会社（NSK）、美国铁姆肯公司（Timken）等。1.1.3齿轮箱

　　齿轮箱是双馈机组的核心部件，主要功能是将风轮在风力作用下所产生的动力传递给发电机并使其得到相应的转速。齿轮箱作为机组传动链中的薄弱环节，是最容易损坏的部件之一。国内的风电齿轮箱供应商主要有南高齿、重齿、大连重工、太重齿轮、杭州前进等，国外厂商主要有德国博世力士乐（BoschRexroth）、德国威能极（Winergy）等。根据相关企业年报显示，国内厂商在该领域已占据大部分市场，2015年仅南高齿一家就取得国内双馈机组齿轮箱市场约60%的市场份额。值得注意的是，与陆上风电中带有齿轮箱的双馈机组占据绝大多数市场不同，没有齿轮箱的直驱机组凭借低风速时发电效率高、维护成本低等优点，在海上风电市场的占比要高于双馈机组。1.1.4发电机目前双馈机组采用的发电机包括同步发电机和异步发电机。相比于同步发电机而言，异步电机维护量较小，更适合海上风电。直驱机组的发电机为低速多级发电机，转速低，磁极数多，体积和重量均比双馈机组要大。对于海上风电而言，在低风速区间的发电效率高、可靠性好，维护成本低的直驱机组将更具有优势。我国发电机工业基础良好，拥有一批实力较强的大型发电机装备企业。直驱机组发电机主要供应商为永济电机和湘潭电机。双馈机组发电机主要供应商有永济电机、南车株洲等。除国内电机供应商外，整机厂商远景能源也从ABB、西门子采购发电机。表2国内主要整机厂商发电机供应商整机厂商机组类型供应商金风科技直驱永济电机/南车株洲湘电风能直驱湘潭电机联合动力双馈联合动力技术远景能源双馈西门子/ABB中国海装双馈中船电机明阳智能双馈南京汽轮电机/湘潭电机/南车株洲上海电气双馈上海电机东方风电双馈东方电机/永济电机1.1.5控制系统风机控制系统包括变流系统、变桨系统、主控系统以及监控系统等，具有技术壁垒

　　高，客户黏性强的特点。变流器是风机控制系统中核心部件之一，成本约占机组总成本的6%。风电变流器有全功率式和双馈式两种类型，分别对应直驱机组和双馈机组。国内从事兆瓦级风电变流器开发和生产企业可分为两类：一类是整机厂商（或其子公司）自主设计、制造风电变流器，例如天诚同创（金风科技全资子公司）等，其产品主要为整机厂商内部配套，很少对外销售。另一类是如禾望电气、海得新能源、科诺伟业等独立的风电变流器生产及销售企业。海上风电方面，由于国内海上风电起步较晚，国产海上风电变流器尚未积累足够的设计及运行经验，市场主要由ABB、西门子等国外品牌主导。随着我国海上风电的发展，国内厂商也陆续研制并推出4MW以上大容量海上风电变流器。2017年，天诚同创、禾望电气等国产大容量海上风电变流器已在福建兴化湾海上试验风场投入运行，进一步推动了我国海上变流器国产化进程。表3国内主要整机厂商变流器供应商整机厂商变流器厂商金风科技天诚同创、Switch、Freqcon远景能源远景能源、禾望电气、ABB明阳智能明阳龙源电力、ABB、艾默生、Woodward、国电南瑞、天津瑞能联合动力龙源电气、禾望电气、阳光电源、ABB、日立、日风电气中国海装禾望电气、ABB、Switch、重庆科凯前卫、重庆佩特上海电气上海电气电力电子、禾望电气、阳光电源、ABB、艾默生、Woodward、国电南瑞、日风电气湘电风能禾望电气、浙江海得、阳光电源、ABB、国电南瑞、日风电气、湘潭电机、合达电子、江苏大全东方风电禾望电气、浙江海得、艾默生、科孚得、Switch、国电南瑞、科陆新能、成都德能、东方自控1.1.6塔架风机塔架为整套风电机组提供支撑，其成本约占机组总成本的20%。与陆上机组塔架相比，海上机组塔架的运行环境更为特殊，在生产过程中需要考虑海上防腐等

　　特殊技术要求。除此之外，海上机组塔架还具有单段长度长、直径大、重量大的特点，对技术要求较高。在风机塔架市场中，2MW以下的中低端风机塔架市场竞争激烈，而大容量机组的高端市场份额则被少数实力较强企业所占据。行业规模较大的供应商有：天顺风能、泰胜风能、天能重工、大金重工、华电重工等。1.2海上风电机组基础结构风电机组的基础结构承担着固定风电机组的关键作用，对整机安全至关重要。海上风电的运行环境与陆上风电截然不同，海上风电基础的结构设计也更为复杂，需要考虑海上强风载荷、海水腐蚀、抗海浪冲击等多种环境因素。根据不同的水深、海床条件、风机机型和环境情况，海上风电机组的基础结构可总体划分为固定式和漂浮式两大类。其中固定式适用于水深小于50m的海域，漂浮式适用于水深大于50m的海域。图2海上风电机组基础结构分类图3部分海上风电机组基础结构示意图如图3所示，从左至右依次为：单桩式、导管架式、三脚架式、张力腿式、半潜式（TLP式）和立柱式（Spar式）。海上风电机组基础设计与风电场所在海域环境条件、地质特点、风机机型等密切相关，各种基础结构形式的优势与局限如表5所示：表4海上风电机组基础结构介绍结构形式适用水深优势局限单桩式＜25m自重轻、构造简单、受力明确、安装便捷、无需整理海床。受地质条件和水深约束较大，需防止海流对海床的冲刷，受潮汐、浪涌冲击的影响较大。导管架式5～50m基础整体性好、强度高，对打桩设备要求低。安装噪音小，重量轻，适用于大型风机和较深海域。需要大量的钢材，受海浪影响，容易失效，安装的时候受天气影响较严重。三脚架式15～30m基础自重较轻，整个结构稳定性较好，适用于比较坚硬

　　的海床，具有防冲刷的优点。局限与导管架式结构相同，基础的水平度控制需配有浮坞等海上固定平台完成。群桩承台式5～20m适用于各种地质条件、水深，重量较轻，建造和施工方便，无需做任何海床准备。建造及施工安装费用较高，达到工作年限后很难移动。重力式浅水区域结构简单，造价低、抗风暴和风浪袭击性好，稳定性和可靠性高。地质条件要求高，需预先处理海床，施工周期较长。基础体积大、重量大，安装和运输均不便。漂浮式＞50m结构成本更低，易于运输，可扩展现有海上风电场范围。技术处于试验和研究阶段，尚未形成大批量应用。2海上风电整机随着我国海上风电的快速发展，风电整机厂商正在积极布局海上风电。截至2017年底，我国已实现海上风电装机的制造商共有11家，累计装机量排名前五名（上海电气、远景能源、金风科技、华锐风电、中国海装）的整机制造商的市场份额达93.5%，市场高度集中。当前国内海上机组单机容量主要集中在2.5MW～4MW之间。截至2017年底，在我国所有吊装的海上风电机组中，单机容量为4MW最多，累计装机容量达到153万千瓦，占海上装机容量的55%（其中有约120万千瓦为西门子公司授权上海电气的SWT4.0-130机组，占比达78%）；5MW风电机组容量达到20万千瓦，占海上总装机容量的7%；6MW风电机组仍处于样机试运行阶段，尚未大批量吊装。相比之下，欧洲6MW海上风电机组已完成产业化并大批量使用，8.5MW及9.5MW海上机组已进行样机试运行阶段，12MW以上机组已进入研发设计阶段，我国海上机组的自主设计水平与国外相比仍有差距。图42017年国内海上风电机组单机容量累计装机量（数据来源：CWEC）表5国内整机商主要大容量（≥4MW）海上风电机组整机厂商机组型号功率等级（GW）叶轮直径（m）规划产品上海电气1W4000-130-904130G4-1464146DD6250-1726.25172金风科技10MW+GW6.X6.71546.45

　　164/168/171/184GW168-88168远景能源—EN-4.2/130/1364.2130/136—EN-4.5/1484.5148明阳智能MySE5.5-1555.51558-12MWMySE7-1587158湘电风能XE140-400041407-9MWXE5MWplatform5128/140/154/172中国海装H5.0MW5128/151/17110MWH152-6.26.2152东方电气DEW-G5000-1405140—DEW-D10000-18510185联合动力UP6000-1366136—太原重工TZ50005128/154—运达风电WD130/139/50005130/139—目前，整机厂商已推出多款5MW以上大容量海上风电机组，并积极布局8MW以上产品。上海电气已于2018年从SGRE引进SG8MW-167海上风电机组，并计划与浙江大学合作对10MW量级以上机组进行攻关。金风科技也在2018年发布了GW168-8MW机型，并计划在福建三峡兴化湾二期海上风场安装两台8MW样机。此外，中国海装、湘电风能、明阳智能能等诸多整机厂商也在开展大容量机组的研发。3海上风电场建设与陆上风电相比，海上风电场建设不仅是电力工程，也是海洋工程，建设过程需要依托专业的海上施工设备。海上风电安装工程成本较高，约占到总项目成本的20%以上，仅次于风电机组。当前，我国主要的海上风电场建设承包商主要有龙源振华、中交三航局、华电重工、中铁大桥局五公司、南通海洋水建等。3.1工程船舶海上风电场建设过程中应用到的工程船舶包括：风电安装船（平台）、铺缆船、供应船、调查船等，其中风电安装船是海上风电场建设的核心设备。早期的安装船舶都是借用或由其他海洋工程船舶改造而成，但随着海上风电机组的大型化发展，对海上风机安装的专用船舶起重高度、起重能力以及专业化程度的要求越来越高。现阶段，我国对专业的风电安装船舶需求旺盛，风电安装船的短缺已成为我国海上

　　风电建设成本过高的直接原因之一。在此背景下，国内海洋工程企业正在积极布局海上风电安装设备，龙源振华旗下的全球最大安装船“龙源振华三号”已于2018年投入应用；中船重工（天津）海上风电工程公司的“中船重工101号”海上风电安装平台已经开建。华电重工旗下的“华电春天号”、“华电稳强号”、“华电亨通号”三艘自升式风电安装平台也正在建造中。3.2海底电缆海底电缆是海上风电与陆上风电的主要区别之一，作为电力设施中主要的成本项，海底电缆可以占到风场投资成本的6%。由于海底电缆要求耐腐蚀性强，还要具备一定的抗拉、抗侧压能力，一般采用复合结构设计，为兼具电力传输和通讯传输的光电复合缆。海底电缆的进入门槛高，市场集中度较高，全球海底电缆生产商主要有耐克森、普睿司曼、ABB、藤仓等，国内220kv以上的海底电缆制造商主要是中天科技、东方电缆等。4海上风电场开发与运维4.1海上风电的开发与陆上风电相比，海上风电的技术壁垒和资金壁垒更高，大型电力央企是我国海上风电开发的主力。截至2017年底，我国海上风电开发企业共16家，其中：国家能源投资集团、国家电力投资集团、华能集团、三峡集团、东海风电、国家电网公司的海上风电累计装机量超过200MW，占全国总容量的81.7%。而随着海上风电市场的不断扩大，粤电、浙江能源等地方国有电力企业以及部分民营资本也开始陆续进入海上风电开发市场。图5海上风电场建设示意图表6国内主要的海上风电工程船舶图62017年国内海上风电开发企业累计装机量（数据来源：CWEC）4.2海上风电的运维

　　海上风电运维与陆上风电运维最大的区别在于可达性差。由于海上风电特殊的运行环境，风电场的运维需要依托专业的风电运维船来实现。依据国外海上风电的发展，风电运维船主要分为四种类型：普通运维船、专业运维船、运维母船、自升式运维船。其中，专业运维船作为最重要的可达性装备被普遍应用到海上风电场的运维中，主要由单体船、双体船以及三体船等船型组成。当前国内运维船处于起步阶段，使用的运维船主要是由交通艇和渔船发展而来的普通运维船，多为钢制单体船,虽然成本较低，但是存在航行特性较差、运维专业化程度低等问题。随着离岸距离加大，以及天气更加恶劣的南方区域海上风电的开发，现有运维船的出行天数将会降低，而航速更高、航行特性更好、运维功能更完备的专业风电运维船将成为未来海上风电运维的主力。近年来，随着运营商对装载能力、吊装能力、舒适性、安全性要求的提高，国内现阶段已打造出若干艘双体船型的海上风电专业运维船，主要集中应用在江苏和福建等地。5海上风电产业链发展展望在国内大力开展产业结构和能源结构调整，加快实现高质量发展和绿色发展的背景下，海上风电迎来快速发展，市场前景广阔。截至2018年8月，我国海上风电储备容量已达到44.7GW，预计到2027年的未来十年里，我国海上风电年均新增装机量约3GW，累计并网容量将达到31.6GW。按照当前国内海上风电建设成本（15000～20000元/千瓦）计算，海上风电市场将达千亿级。2018年5月，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，明确从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目全部通过竞争方式配置和确定上网电价。“竞价政策”的实施势必带来上网电价的下降，这对我国海上风电产业链的发展造成一定“负面”影响，降低度电成本已经成为海上风电全产业链未来发展的共同目标。

　　在中上游产业链方面，伴随着“竞价政策”的落地，风电行业“降成本”的压力将持续向整机厂商以及零部件制造商传导，中上游企业的盈利能力会受到显著影响。未来中上游产业链企业需要加强技术创新及资源整合，加快成本降低及技术能力提升。在下游产业链方面，随着国内海上风电的快速扩张，风电安装船等专业工程船舶设备的需求十分旺盛，市场处于供不应求的状态。此外，专业运维船舶市场前景也非常可观，仅按目前国内海上风电44.7GW的储备容量计算，未来风电专业运维船的需求将超300艘，市场规模可期。

　　

　　

篇二：我国海上风电场

　　我国东南沿海海上风电发展分析与展望

　　王翘楚【摘要】近年来,海上风力发电作为风电发展的新方向,受到越来越多的国家关注.我国海岸线绵长,领海面积广大,为解决我国东南沿海电力负荷中心电力能源供应不足问题,优化我国能源结构,我国也需加大海上风电研发力度.本文主要就我国海上风电发展现状及发展优势进行分析,同时阐释海上风电和其他新兴清洁能源结合发展方向,为确立我国海上风电发展方向做出贡献.【期刊名称】《江西水产科技》【年(卷),期】2018(000)005【总页数】2页(P43-44)【关键词】海上风力发电;电力能源架构;清洁能源;波浪能;潮汐能;潮汐涡轮机【作者】王翘楚【作者单位】山东师范大学附属中学,山东济南250014【正文语种】中文【中图分类】S941.5;S965.112

　　1我国及世界海上风力发电现状我国是目前全球第四大海上风电国，占全球海上风电8.4%的市场份额。我国海上风能发展前景广阔，优势明显，但目前实际完成的海上风电装机容量只有约160万kW，不到我国海上风能资源储备的1%。

　　而放眼全球，全球其他主要风电国发展速度明显快于我国。欧洲作为海上风电主要发展与研究地区，2017年其海上发电的市场占有率达到20%左右。据预测，到2023年，全球海上风电装机容量将达到54000MW左右。2我国沿海风电发展优势我国作为主要风电发展国之一，发展优势显著。2.1资源优势我国海岸线绵长，领海面积广大，近海风能资源丰富，据我国近海风能可利用资源分析，中国5～25m水深、50m高度海上风能技术开发量约2亿kW，25～50m水深、70m高度海上风能技术开发量约5亿kW，远高于世界其他国家。2.2市场优势由于我国经济发展特点，我国经济发达地区主要分布在东南沿海，电力需求巨大。数据显示，去年11个沿海省份用电量占全社会用电量的53%。而我国传统矿产资源又主要集中在内陆，新清洁能源发电由于自身发电条件因素限制大部分分布也在中国内陆，如水力发电分布在长江黄河上游地区，传统风电主要分布在西藏、新疆等风力资源丰富的山区，从而导致我国沿海电力负荷中心电力供应不足，而且需要远距离输电。据统计，2013年全国跨地区输电线路总计送端电量2907.2亿千瓦时，受端电量2006.2亿千瓦时，损失电量91亿千瓦时，平均输电损耗率4.34%，直接损失高达千亿元。随着我国经济不断发展，我国平均输电损耗率也呈逐年增长趋势，再加之在我国陆上风电行业中，一向存在西部地区产能过剩，而剩余电力难以顺利向东部地区传输而被浪费的问题，能源跨区运输调控前景不容乐观。这便突出了海上风电的地域优势，与陆上风电不同，海上风电由于紧邻我国电力负荷中心，消纳前景非常广阔。不但免去了长距离输电带来的电能损耗，还省去了输送设备的搭建和维护成本，为海上风电自身带来了巨大优势。2.3技术优势

　　我国作为传统风电国，风电装机容量已占全球总量的1/4，基础技术构架完整，为我国发展海上风电提供了坚实基础，而海洋方面由于对于石油钻井平台等方面的研究，对其发展也有所帮助。我国对于海上风力发电并不陌生，并已对其进行了实践。2.4海上风力发电优势传统陆上风力发电由于风电自身原因，不可避免地产生噪声较大、占地面积较大等问题。而相较陆上风电而言，海上风电具有对环境和居民的负面影响较少、风速更为稳定、空间广阔、允许风机机组更为大型化等优势。风力发电作为国际上主要清洁能源发电方式之一，其技术已经非常成熟，而作为以风能为原始能量来源的发电方式，其原动力必然是关注的焦点。但陆上风电场因为其自身原因，必然会有诸多发展限制，就此问题，国际上海上风力发电这一发展方向越来受越重视。3我国海上风电发展方向海上风机的支撑技术主要有底部固定式支撑和漂浮式支撑两类，底部固定式支撑主要适用于近海25m以内的海域使用，而悬浮式支撑主要适用于水深75～500m的范围。随着我国海上风电的发展，我国近海风能资源越来越少，海上风电只能向远海扩展，而且与近海相比，远海对过往船只和陆地居民生活的影响更小。这必然导致处于深水区的中远海将是未来开发的重点区域，而对于此漂浮式风电是开发这些海域的关键手段之一。对于漂浮风电场的研究，全球各主要海上风电也都在加大研究力度，2017年10月18日，全球首座漂浮式风电场Hywind在苏格兰东海岸正式投产运行，该风电场由挪威国家石油公司和Masdar公司联合投资建设，离岸距离25km，总装机30MW。截至2018年1月底，风场已正常运行3个月，其表现大大超出外界的预期，为我国悬浮式风电发展提供了样本。

　　4海上风电技术未来结合波浪能发展展望海上风电作为未来风电发展的趋势，其发展必然具有多方向性。发展海上风电技术的同时可结合如波浪能发电装置或潮汐涡轮机共同发电，进一步节约成本，提高发电效率。4.1波浪能发电海洋波浪蕴藏着巨大的能量，以正弦波浪为例，每米波峰宽度的功率P≈HTkW/m。式中，H为波峰高度，T为波周期。通过波浪能发电机可将波浪的能量转换为机械的、气压的或液压的能量，然后通过传动机构、汽轮机、水轮机或油压马达驱动发电机发电。全球有经济价值的波浪能开采量估计为1亿～10亿kW。中国波浪能的理论储量为7000万kW左右。与悬浮式风电机相同，我国研制的“鹰式一号”波浪能发电机同样采用悬浮式发电技术，这就为风电和波浪能发电结合提供了可能。4.2潮汐涡轮机与波浪能利用相同，潮汐单体涡轮机也是结合的一个方向，与利用波浪能不同，潮汐涡轮机利用潮汐能转换为动能发电。与国内普遍建造潮汐发电站不同，单转子潮汐涡轮机不需要耗巨资建立电站，单个电机便可发电，这为与风电机结合发展提供了基础。无论是与波浪式发电机还是与潮汐式电机结合，都是利用风力发电塔这一基础平台，其好处主要有以下几个方面。(1)成本问题。海上风电因为其自身建造难度系数大，海底电缆搭建复杂，建造成本一直居高不下，而使其与发电机结合，可以在搭建一套海底运输电网的条件下实现多方向，降低成本的同时提高发电效率。(2)自身重力问题。无论海上风机建构采用的支撑技术是底部固定式支撑还是漂浮式支撑，其重力沉箱一直是必需构件，而发电机的结合利用在发电的同时，便起到

　　了固定作用，无论是上述哪种发电方式，涡轮机自身重量都可以起到固定作用。参考文献

　　【相关文献】

　　[1]挪威Hywind计划[2]2016-2020年中国海上风力发电行业投资分析及前景预测报告[3]鹰式“先导一号”波浪能发电装置报告[4]战培国，于虹，侯波.海上风力发电技术综述[J].电力设备，2005，6(12).[5]百度百科.波浪能发电.

　　

　　

篇三：我国海上风电场

　　国内外海上风电发展现状

　　郑海;杜伟安;李阳春;高峰;阳阳【摘要】加快发展可再生能源,促进能源结构转型,推动人类可持续发展已经成为全球共识,尤其是海上风电的发展至关重要.海上风电有相对较好的风能蕴藏,不占用宝贵的土地资源,不影响人类日常生活,离沿海的电力负荷中心更近,且可开发的储量巨大.我国海上风电发展虽处于起步阶段,基础工作相对薄弱,但开发势头迅猛,已经进入了规模化、商业化发展阶段,未来市场空间广阔.【期刊名称】《水电与新能源》【年(卷),期】2018(032)006【总页数】3页(P75-77)【关键词】海上风电;发展;前景【作者】郑海;杜伟安;李阳春;高峰;阳阳【作者单位】华能国际电力股份有限公司浙江清洁能源分公司,浙江杭州310014;华能国际电力股份有限公司浙江清洁能源分公司,浙江杭州310014;华能国际电力股份有限公司浙江清洁能源分公司,浙江杭州310014;华能国际电力股份有限公司浙江清洁能源分公司,浙江杭州310014;华能国际电力股份有限公司浙江清洁能源分公司,浙江杭州310014【正文语种】中文【中图分类】TM614

　　海上风电有相对较好的风能蕴藏，不占用宝贵的土地资源，不影响人类日常生活，离沿海的电力负荷中心更近，且可开发的储量巨大，未来市场空间广阔。近年来，世界多国已经将海上风电作为未来能源发展的重点并纳入到未来的开发计划，特别是英国、丹麦、德国、荷兰等国，已经建成了一定规模的海上风电，初步形成了从设备制造和监测论证、项目工程咨询、施工建设、运行维护等完整的产业链体系，并不断发展成熟。我国海上风电发展尚上处于起步阶段，基础工作相对薄弱，技术标准体系有待进一步完善。1全球海上风电现状近年来海上风电增长势头良好，根据全球风能协会统计数据，海上风电总装机容量已由2013年的7046MW发展到2017年的18814MW，其中2017年新增装机容量为4331MW，具体分布为英国1680MW、德国1247MW，中国1161MW和芬兰60MW。近五年全球海上风电累计装机容量统计见图1。图12013-2017年全球海上风电装机容量变化从机组的单机容量来看，Vestas研发了最大的海上风电机组，其单机容量已经达到8.8MW，并于2018年4月9日完成了首台机组安装；德国Siemens公司的SWT154型7MW风机也已进入量产阶段；Adwen公司表示AD-180型8MW机组传动链的初始测试已完成。海上风电机组大型化是今后海上风电发展的必然趋势。2我国海上风电现状2.1海上风电开发现状2009年，东海大桥海上示范风电场率先建成投产。2013年海上风电新增装机39MW；2014年新增装机20MW；2015年新增装机360MW；2016年新增装机590MW；2017年新增装机容量为1160MW；截止2017年底，海上风电项目

　　累计装机容量2788MW。2013-2017年我国海上风电累计装机容量增长详见图2。图22013-2017年我国海上风电装机容量变化2017年，中国海上风电取得增长迅猛，新增装机共319台，同比增长97%，累计装机达到2790MW。2017年共有8家制造企业有新增装机，其中，上海电气新增装机容量最多，共安装147台，容量为588MW，占比达到50.5%。各制造企业海上新增装机容量情况详见表1。2.2海上风电机组设备发展现状在我国，随着海上风电场规划规模的不断扩大，国内主要风电机组整机制造商积极投身于大功率海上风电机组的研发工作。风电机组单机容量趋于大型化，截至2017年底，在完成吊装的海上风电机组中，单机容量为4MW机组最多，累计装机容量达到1530MW，占海上总装机容量的55%；5MW风电机组装机容量累计达到200MW，占海上总装机容量的7%；6MW风电机组吊装的仍是样机，尚未批量吊装。表12017年中国风电制造企业海上新增装机容量整机厂商额定功率/kW装机台数装机容量/MW上海电气4000147588金风科技250077192.53000515330013.3金风科技汇总83210.8远景能源400050200海装风电500021105明阳风电30001030联合动力3000515太原重工5000210东方电气500015截至2017年底，海上风电机组整机制造企业共11家，其中，累计装机容量达到150MW以上有上海电气、远景能源、金风科技、华锐风电，这4家企业海上风电机组累计装机量占海上风电总装机容量的88%，上海电气以55%的市场份额遥遥领先。2.3海上风电配套产业发展现状我国海上风电建设尚处于起步阶段，缺乏专业性的施工队伍，基础相对薄弱。目前，

　　从事海上风电施工的主要为海洋开发建设领域的企业，业务领域涵盖跨海大桥、港口设施与海洋石油开采工程，具体为中交系统下的各单位、大桥局、中海油等国有大型施工单位，龙源振华、华电重工、中石化胜利油建、中铁大桥局等单位参与海上风电项目建设。3我国海上风电发展前景展望目前我国海上风电开发已经进入了规模化、商业化发展阶段。根据全国普查成果，5～25m水深、50m高度海上风电开发潜力约2亿kW；5～50m水深、70m高度海上风电开发潜力约5亿kW。根据各省海上风电规划，全国海上风电规划总量超过8亿kW，重点布局分布在江苏、浙江、福建、广东等。预计“十三五”期间，我国海上风电建成规模约500万kW，在建风电约1000万kW，2030年建成容量5000～8000万kW，行业开发前景广阔。其中，广东、福建、江苏省政府积极推进海上风电项目建设。这意味着，海上风电迎来重大利好。与此同时，部分商业“嗅觉”灵敏的实力央企、民企也把目光瞄准了海上风电这一“蓝海市场”，纷纷加快布局，积极深耕海上风电市场，投身海上风电建设。

　　【相关文献】

　　[1]倪云林,辛华龙,刘勇.我国海上风电的发展与技术现状分析[J].能源工程,2009(4):21-25[2]闵兵,王梦川,傅小荣,等.海上风电是风电产业未来的发展方向——全球及中国海上风电发展现状与趋势[J].国际石油经济,2016,24(4):29-36[3]王召磊,陈久松,费向军,等.海上风力发电技术发展现状及趋势研究[J].城市建设理论研究:电子版,2013(35)

　　

　　

篇四：我国海上风电场

　　浅谈海上风电场输电方式

　　摘要：随着绿色能源的不断发展，我国海上风电发展快速，其中海上风电输电系统具有重要的作用。海上风电可以保证我国东部的能源电力供应，我国海上风电项目逐步由近海浅水区向深水区拓展，相关输电方式成本性越发凸显，选取合适的输电方式、降低成本是海上风电逐渐向深远海化、规模化发展的关键。本文主要讲解海上风电场轻型直流输电方式的情况。

　　关键词：海上风电场；输电方式；研究

　　在我国海上风能中具有丰富的资源，在5米到25米水深，50米高度的位置具有2亿千瓦的海上风电开发潜力；在5米到25米水深，70米高度的位置具有5亿千瓦的海上风电开发潜力[1]。另外在深远海、近岸潮间带等也有丰富的风能资源。我国海上风电资源多集中在东部沿海地区，海上风电的开发，有利于推动工业的绿色转型发展，减少化石能源应用，保证能源电力供应。但是由于运行以及施工环境恶劣，海上风电的建设、电能输送以及运行维护的成本高于陆上风电，制约海上风电的大规模发展。海上风电场的场地面积要多于陆上风电场，风电机组之间距离更大，且具有分散化、间歇性等特点，增加与电力系统之间稳定连接的难度。

　　1传统海上输电系统的概述

　　海上风电场连接陆上电网过程中主要使用高压直流输电方式或者高压交流输电方式[2]。高压交流输电方式主要适合近距离输送或者小规模输送。在高压交流输电方式中，实施方案成熟度较高，近海输电的结构简单，成本比较低，具有较高的可靠性，工程的运行经验比较丰富，但高压交流输电方式具有明显长距离输送电缆电容效应、突出的过电压问题、很难控制无功电压等缺点。高压直流输送方式可以分为基于电压源换流器的高压直流输电以及基于线性整流换流器的高压直流输电。在线性整流环流器的高压直流输电中对附属设备以及换流器站具有较高的要求，还需要具有较多空间，需要非常大的海上换流器平台，在运行过程中

　　很容易受到交流网络的干扰，如果出现这种干扰，会造成高压直流输电系统的切断，因此这种技术不适合在海上风电输电中应用。传统高压直流输电以及高压交流输电系统[3]均无法解决海上风电场这种由“孤岛”电源与电网稳定连接的难题，本文着重描述可满足上述要求的轻型直流输电方式。

　　2轻型直流输电方式的浅谈

　　1.1轻型输电技术的原理

　　轻型高压直流输电技术（HVDCLight），以电压源型换流器（VSC)为核心，硬件上采用IGBT等可关断器件，控制上采用脉宽调制技术(PWM)以达到具有高可控性直流输电的目的。HVDCLight系统存在两个基本元素：换流站和一对电缆。换流站是电压源换流站，控制着IGBT的通断，而IGBT电子元件的电压源换流器在电压源换流器中使用，其本身属于自整流，在风场侧中不需要具有强有力的交流电源支撑。同时，正常运行时，VSC可以同时而且独立地控制有功功率和无功功率，甚至可以使功率因数为1，这种调节能够快速完成，控制灵活方便。而传统高压直流输电（HVDC）中控制量只有触发角，不可能单独控制有功功率或无功功率。另外，VSC不仅不需要交流侧提供无功功率，而且能够起到静止同步补偿器（STATCOM）的作用，动态补偿交流母线的无功功率，稳定交流母线电压。这意味着故障时，如果VSC容量允许，那么HVDCLight系统既可向故障系统提供有功功率的紧急支援，又可提供无功功率紧急支援，从而能提高系统的功角稳定性和系统的电压稳定性。

　　2.2轻型高压直流输电技术评价

　　海上风力发电场受地域和环境限制，往往远离电网和主负荷区，如何将这些地域分散、规模较小的电站用较低成本连接到电网是一个待解决的问题。VSC电流能够自关断，可以工作在无源逆变方式，所以不需要外加的换相电压，受端系统可以是无源网络，克服了传统HVDC受端必须是有源网络的根本缺陷，使利用HVDC为远距离的孤立负荷送电成为可能。且潮流反转时，直流电流方向反转而直流电压极性不变，与传统HVDC恰好相反。这个特点有利于构成既能方便地控制

　　潮流又有较高可靠性的并联多端直流系统，克服了传统多端HVDC系统并联连接时潮流控制不便、串联连接时又影响可靠性的缺点。

　　HVDCLight对交流电压的控制能力尤其适用于风力发电的传输，紊乱的风流等原因会引起风力发电电压闪变，而HVDCLight用一定电压控制策略可以将电压稳定在常数值。同时，HVDCLight对于无功的控制独立于有功的传输，这种控制在发电和负荷急剧变化时给电网系统增加了稳定裕度。

　　海上风力发电场的规模是随着时间逐渐扩大的，即随着时间的推移，风力发电机容量会逐渐增大或者附近其他风力发电厂并入进来，这种变化对于电网的规划和运行提出了挑战。由于VSC交流侧电流可以被控制，所以不会增加系统的短路功率，这意味着增加新的HVDCLight线路后，交流系统的保护整定基本不需改变，新的机组可以方便地加入HVDCLight传输系统。同时，模块化设计使HVDCLight的设计、生产、安装和调试周期大大缩短。

　　在海上工程建设过程中受到多种因素影响，特别是安装成本，因此，一般工程要求简单化[5]。VSC采用PWM技术，开关频率相对较高，经过高通滤波后就可得到所需交流电压，可以不用变压器，从而简化了换流站的结构，并使所需滤波装置的容量也大大减小，换流站的占地面积仅约同容量下传统直流输电的20%。且HVDCLight在事故后可快速恢复供电和黑启动，可以向无源电网供电，受端系统可以是无源网络，不需要滤波器开关；功率变化时，滤波器不需要提供无功功率。

　　3结语

　　轻型高压直流输电的换流器的空间较小，可以独立控制，与系统网络中交换无功功率以及有功功率，潮流反转快捷，控制电压更加容易；在应用过程中，其海域资源占用较少，输送线路数量较少，汇集输送具有扩展性。我国海上风电场逐渐向远海延伸，随着长距离输送电能过程中电压控制、输送容量、损耗大等问题的逐步解决，轻型高压直流输电技术将成为海上风电场连接陆上电网输电的主导方式。

　　参考文献：

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　　[5]解飞,周敏.远距离大规模海上风电场送出方式综述[J].电力系统装备,2021(12):54-55.

　　

　　

篇五：我国海上风电场

　　我国海上风电风险管理及对策

　　摘要：随着“碳中和、碳达峰”目标的提出，清洁能源代替化石能源已成大势所趋。海上风电作为清洁能源的重要领域，受到世界各国青睐。我国海上风电大规模开发和投入运营，防范风险需求急剧增加。本文主要阐述我国海上风电风险管理及主要对策。

　　关键词：海上风电；风险管理；对策

　　引言

　　传统火力发电造成的煤炭资源大量开采以致储量不足、大气污染及全球变暖等诸多问题接踵而至，包括海上风电在内的新型分布式清洁能源开发及并网逐渐成为各国的研究重点。2021年9月，我国海上风电累计装机规模跃居世界第一，投资体量巨大，加强风险防控，完善保险方案已迫在眉睫。

　　1海上风电面临的风险

　　海上风电面临主要风险可归为建设期风险和运营期风险。

　　建设期：①海上风电建设各工序涉及的专业种类繁多，如勘察设计、基础制造与施工、风电机组的运输与安装、海上升压站制造与安装、海底电缆敷设等皆存在不同的风险源；②国内海上风电建设过程中事故常发，如吊臂折断、运输事故、安装平台穿刺、钩头坠落、施工船舶机舱泡水或倾覆、海底电缆断缆等。运营期：①国际上成熟海上风电场重大事故屡见不鲜，如丹麦PaludansFlak海上风电场风机倒塔；荷兰Borssele海上风电场风机机舱着火等；②自然条件、技术手段、设备质量、施工质量等的制约，如结冰对基础的刚性碰撞、单桩基础受海流影响产生疲劳载荷、金属设备的腐蚀、海底电缆的冲刷等；③储能技术的制约及消纳能力分布不均衡，海上风电机组发出电能后，与就近的负荷需求难以协调一致，导致风电消纳能力不足，进而产生弃风现象。

　　2我国海上风电风险管理及对策

　　2.1增加建设期通信新科技成果应用

　　实现海上风电建设期间的安全监控和安全管理，海上电力通信技术的研究与应用尤为重要。在近海风电工程并网前的建设过程中，通讯手段主要利用微波系统。微波系统由无线微波基站和船载微波传输终端组成。无线微波基站一般设置在海上升压站，位置固定，基建期则选择位于海岸处的岸基微波基站；船载微波传输终端安装在船上，其位置不固定，随船游动。然而微波通信的主波瓣宽度窄，天线方向性强，两个微波站间天线对准才能实现最佳通信。为实现微波信号的自动校准功能，船载微波传输终端采用天线伺服系统，结合地理信息、卫星导航和定位，实时修正船载终端天线的朝向，天线在移动过程中快速自动对准，通过动态组网，保持最佳网络接入状态。由于需利用地理信息，岸基微波基站的地理位置和分布情况可以预存至船载微波终端，终端可根据通信质量的优劣调整与可视区域内最近的岸基微波基站对接，以实现通信漫游和自动寻址功能，从而保障微波通信信号连续可靠。此外，伴随未来海上风电逐步向深远海建设、海上升压站逐步被先进输电技术替代、浮式风电等的规模化开发，其建设期采用更高效的微波通信技术，无疑将成为备受关注的一环。

　　2.2建设期的海上风电工程验收管理

　　风电工程启动验收属建设单位对分包单位所承建各单位工程的进一步核查,也是项目法人单位对建设单位所承建风电工程项目建设质量的全面验收,是检验风电机组及其配套系统的设备制造、调试和工程设计、施工质量及生产准备的重要环节,也是保证风电机组及其配套系统能安全、可靠、经济地投入生产,形成生产能力,发挥投资效益的关键性验收程序。针对我国海上风电建设同国外相比整体周期短的特点，应做到以下几点以规范建设期的风险防控管理：①风电工程启动验收委员会应在项目投运前组建并开始工作,直到办理完工程整套验收手续为止,原则上一个工程项目组建成立一个启动验收委员会。②由项目法人、建设、质监、监理、设计、调试、当地电网调度、生产等有关单位和投资方、工程主管、政府有关部门等的有关代表、专家组成启动验收委员会。可下设启动试运行组、专业检查组、综合督导组和生产准备组等职能小组。启动验收可根据工作程序分

　　为送出线路启动、升压站启动、单台机组启动、工程整套启动验收等，全面做好风电工程项目启动试运及验收工作记录。

　　2.3实现运营期新型集控中心设计突破

　　加快实现陆上集控中心自动化、无人值守化方向的技术革新，集控系统横向分为生产控制大区和管理信息大区，纵向分为场站监控层和区域集控层，在运行监控基础上，利用大数据实现智能分析诊断等高级应用。以某电网集控中心为例，在调度方面设计“主站—子站”形式的风电集控系统，通过主站端节能调度子系统和运行控制子系统和子站端（风电场）有功和无功控制子系统的对接，实现区域电网大规模接入并提升协调控制能力。①依托集控中心，在通信规约、数据存储、信息管理等方面采取规范化措施，实现异构系统统一化管理，并通过网络实现区域内风电场运行及管理数据的集中采集和监控。②调度策略方面，实现省调、集控中心及风电场的互联互通。集控中心接受省调下达的调度指令，并根据指令对区域内风电场发电量进行二次分配，避免风电波动性对电网稳定性的影响。同时，平台应保留省调对风电场控制接口，防止单点故障的发生。③采用先进控制技术实现远程机组操控，区域内风电场接收集控中心的统一控制指令，现场仅留守少量人员进行巡检工作，应对突发状况。

　　2.4海上风电风险管理的保险解决方案

　　目前国内海上风电项目建设期投保建筑安装工程一切险及附加第三者责任险、运输险，运营期投保财产一切险、公众责任险、设备质量保证险，除此之外还有雇主一切险等。海上风电产业具有起步晚、高风险、涉及高额投保资产等特征，其“特险”属性被大多数保险公司列为除外项目，且保险自留额、再保险支持均非常有限；海上风电项目全寿命周期管理能力弱，风险源认识不足，且保险公司报价差距显著；海上风电保险项目认证并未强制实施。对此，我国海上风电保险可采取的解决方案有：①通过全面分析和评估海上风电项目的风险特点及防控措施，制定专属的保险产品，设计海上风电专用保险条款，切实保障海上风电工程实际操作中可能面临的风险；②加强对海上风电机组运行风险的研究与技术储备和服务，避免在费率上过度竞争；③吸取欧洲成熟的保险市场的精华，积极引导项目认证体系建设，完善海事检验和海事检验人条款，必要时可提前介入，实现

　　风险的全过程管理；④推动再保险市场的发展，提升再保险承保能力、健全再保险市场服务体系，是海上风电保险业发展走向成熟的必经之路。

　　结语

　　总而言之，海上风电不管是建设期还是运营期各个阶段，其风险都要远高于陆上风电或其他陆地工程项目，但考虑到海上风能稳定、布局空间选择面广，海上风电带来的经济效益巨大，其开发潜能和前景依旧广阔，完善风险管理体系和对策必将是贯穿海上风电行业发展的动态过程。

　　参考文献

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　　[5]甘爱平,张淇.我国海上风电风险管理及其保险对策[J].上海保险，2022(02).

　　

　　

篇六：我国海上风电场

　　我国海上风电发展前景与制约因素分析

　　卞恩林【摘要】Chinaisrichinoffshorewindresources,andtheeasterncoastregionispowerloadcenterinChina.Astheincreasingnationalsupportandfurtherdevelopmentofoffshorewindenergytechnology,theoffshorewindindustryhasawidedevelopmentprospect.However,Nowadays,technologicallyimmature,experiencelackingandlowyieldsallmakethelarge-scaleoffshorewindenergyindustryfacemuchinvestmentrisk.%我国海上风能资源丰富，且靠近电力负荷中心，随着国家扶持力度不断加大和我国海上风电技术的进一步发展，海上风电具有广阔的的发展前景。然而，技术不成熟、经验欠缺和投资收益率低等因素仍使现阶段大规模开发海上风电面临较大投资风险。【期刊名称】《风能》【年(卷),期】2013(000)004【总页数】3页(P58-60)【关键词】海上风电;现状;开发前景【作者】卞恩林【作者单位】国华能源投资有限公司，北京，10007【正文语种】中文【中图分类】TM614

　　0海上风电发展现状我国海上风电起步较晚，目前仍处于示范阶段。我国首个海上风电场——上海东海大桥风电场始建于2008年，共有34台单机容量3MW的海上风电机组，总装机容量为102MW，该项目于2010年6月全部并网发电。2010年5月，国家第一批海上风电特许权项目招标启动。4个项目均在江苏省，总规模1GW，其中近海项目600MW，潮间带项目400MW。这4个项目具体见表1所示。为规范海上风电建设，国家能源局会同国家海洋局于2010年发布了《海上风电开发建设管理暂行办法》（简称《办法》）。《办法》对海上风电场工程项目规划、前期工作、开发权、核准等建设程序进行了规范，初步形成我国完整的海上风电前期工作技术标准管理体系。总体来看，目前我国海上风电发展还处于示范阶段，海上风电建设运营经验有限。我国东部沿海水深50m的海域面积辽阔，可利用的风能资源丰富，且靠近电力负荷中心。随着国家不断加大对海上风电的扶持力度以及我国海上风电技术的进一步发展，海上风电具有广阔的的发展前景，未来将成为可再生能源的重要组成部分。但从现阶段来看，目前海上风电的技术还处于探索阶段，建设和运行成本居高不下，这些因素共同制约着海上风电的发展。1我国海上风电发展前景1.1海上风能资源丰富我国海上风能资源丰富，为大规模发展海上风电提供了良好的资源条件。根据风电场的水深条件，可以将海上风电场分为三类。第一类是潮间带和潮下带滩涂风电场，即多年平均大潮高潮线以下至理论最低潮位以下5m水深内的海域。第二类是近海风电场，即理论最低潮位以下5m－50m水深内的海域，含无人岛屿及海礁。

　　第三类是深海风电场，即理论最低潮位以下50m水深的海域，含无人岛屿及海礁。《中国风电发展路线图2050》[1]对我国水深5m－50m的海上风能资源进行了详细分析。根据对我国陆地和近海100m高度风能资源技术开发量的分析计算结果，我国近海水深5m－50m范围内，风能资源潜在开发量达到500GW。1.2沿海地区用电需求量大东部沿海地区是国内经济最发达的地区，为大规模发展海上风电提供了足够的市场空间。广东、江苏和山东等地是全国用电量领先的省份，且用电量增长较快，可以有效消纳区域内的海上风电产能。1.3国家出台政策支持海上风电发展为推动海上风电有序发展，国家和地方先后出台相关规划，明确了海上风电的发展方向和目标。根据国家能源局最新发布的《风电发展“十二五”规划》[2]，“十二五”时期，在重点开发建设上海、江苏、河北、山东等省市海上风电的基础上，加快推进浙江、福建、广东、广西、海南、辽宁等沿海地区海上风电的规划和项目建设。到2015年底，要实现全国海上风电装机投产5GW。其中，江苏要建成1.5GW以上，山东要建成1GW以上，上海和河北各要建成0.5GW以上，浙江、福建、广东、广西、海南和辽宁等地要建成1.5GW以上。到2020年底，海上风电装机容量要达到30GW。1.4设备制造商积极开发海上风电设备在常规风电机组竞争白热化、风电设备制造商盈利水平显著下降的背景下，大型风电设备制造商纷纷将海上风电作为竞争的突破口，积极发展海上风电设备产业，为海上风电大规模发展提供了产业基础（技术条件）。金风科技投资30亿元在江苏大丰经济开发区建设海上风电产业基地项目，并计划将其建设成为国内最大、世界领先的海上风电装备制造基地。重庆海装风电充分依托中船重工集团公司在海洋工程领域的基础研究和试验基地等优势，整合风电整机和配套设备的研发实力，形成

　　全产业链。国家科技部授牌成立了“海上风力发电工程技术研发中心”，其研发的近海5MW风电机组样机已下线。西门子中国在上海临港耗资5.81亿元开工建设西门子风力发电叶片(上海)有限公司，该厂生产的2.3MW及3.6MW两款叶片可同时满足于陆上及海上机组。[3]表1国家第一批海上风电特许权项目场址规模类别开发商设备商滨海30万千瓦近海风电场大唐新能源华锐风电射阳30万千瓦近海风电场中电投华锐风电大丰20万千瓦潮间带风电场国电龙源金风科技东台20万千瓦潮间带风电场鲁能上海电气表2我国风能资源潜在开发量地区总面积（万km2）风能资源潜在开发（100GW）陆上（70m高度）≈96026海上（水深5m-50m，100m高度）39.45表3“十二五”风电发展主要指标数据来源：《风电发展“十二五”规划》指标类别主要指标2010年2015年2020年装机容量指标陆地风电（万kW）3121990017000海上风电（万kW）14.55003000合计（万kW）31311040020000总发电量（亿kWh）49019003800风电占全部发电量比例（%）1.235发电指标2当前海上风电发展的制约因素2.1海上风电技术不成熟海上风电具有不同于陆地风电的特殊性，代表着风电技术的制高点和发展方向。海上风电的开发、建设和运行都要比陆上复杂，特别是对风电设备承受海浪、风力的运行稳定性以及设备的耐腐蚀性等提出了更高的要求。此外，我国风电产业起步相对较晚，生产的风电关键部件技术不够成熟，缺乏基础研究积累和人才，具备成熟的海上风电发展经验的机组制造商非常有限。目前湘电风能、海装风电等公司的5MW海上风电机组样机先后下线，但技术还不成熟，设备可靠性和耐腐蚀性需要

　　进一步的验证。我国在海上风电设备领域的自主创新能力相对薄弱，大型兆瓦级风电机组的总体设计技术和重要零部件的设计制造技术尚未掌握，缺乏具有自主知识产权的风电技术。海上风电的技术不成熟在很大程度上制约了海上风电的大规模发展。2.2海上风电投资成本高目前，制约海上风电发展的根本因素还是成本过高。尽管海上风电发电出力具有更高的效率，但无论是建设成本还是运行成本，海上风电场都要高于陆上风电场。[4]由于海上风电机组基础、运输安装和输电线路费用较高，如果不考虑陆地土地限制因素，海上风电的投资将一直高于陆上风电成本投资。根据目前国际海上风电投资水平以及中国海上风电特许权招标情况，目前近海风电的投资是陆上风电的1.5倍－2倍，大约为1.4万元/kW－1.9万元/kW。海上风电的运行和维护成本主要取决于海上风电场的可达性、机组的可靠性和零部件所涉及的供应链情况等。由于远离海岸，维护需要特殊的设备和运输工具，并网也需要进行额外投入，目前项目以示范为主，运行维护经验相对欠缺，海上风电的单位度电运行成本要高于陆上风电运行成本。2.3电价水平较低与较高的成本相比，目前我国海上风电的电价则显得较低。从2010年4个海上风电特许权项目来看，为了中标，开发商在方案中都将概算和风险因素压到最低，将中标电价压到非常低的水平。4个项目的加权平均中标电价仅为0.6854元/kWh，仅比陆上最高风电标杆电价0.61元高12%。这种电价水平并不能全面反映海上风电项目的高额投资成本,将严重制约风电场运营企业项目的盈利能力,并直接影响风电开发商对海上风电的投资热情。3总结当前制约海上风电发展的因素还非常多，我国海上风电在2015年以前以探索为主，

　　项目较少。但随着技术的发展成熟，项目在经济上的可行，海上风电行业未来将有广阔的发展空间。作为风电开发商，目前要密切关注技术发展前沿和产业政策动态，在适当的时候参与潮间带或近海的风电场示范项目，深入了解海上风电场的成本结构，为布局海上风电产业积累开发、建设和运行管理经验。表4我国典型风电场预期投资成本和上网电价（2010年不变价格）数据来源：《中国风电发展路线图2050》指标类别风电场类型2010202020302050陆上8000-9000750072007000单位投资（元/kW）运行维护成本（元/kWh）近海14000-19000140001200010000远海500004000020000陆上0.10.10.10.1近海0.150.150.10.1远海0.30.20.1参考文献[1]国家发改委能源研究所.中国风电发展路线图2050[M]北京：2011(9).[2]国家能源局.风电发展“十二五”规划[P]2012(9).[3]国网能源研究院.新能源产业发展趋势研究报告[R]2012(5).[4]张婷.我国海上风电发展制约性因素分析[J].风能：2013(2):57-59.

　　

　　

篇七：我国海上风电场

　　我国海上风电发展瓶颈及解决措施

　　赵岩;王涛【期刊名称】《风能》【年(卷),期】2015(000)011【总页数】4页(P56-59)【作者】赵岩;王涛【作者单位】华东勘测设计研究院有限公司;华东勘测设计研究院有限公司【正文语种】中文

　　当前，我国能源发展正处于深刻变革和重大调整的关键时期。为应对气候变化，我国承诺到2020年碳排放强度比2005年下降40%至45%，非化石能源占比达到15%，计划到2030年二氧化碳排放达到峰值，非化石能源占比达到20%。能源战略已经上升到国家战略高度，而为实现这一战略目标，就需要大力发展技术成熟、成本较低的风能、太阳能等清洁可再生能源。与陆上风电相比，海上风电具有风能资源更加丰富、不占用宝贵的土地、不影响人类日常生活、离电力负荷中心更近等诸多优势。大力发展海上风电既是应对气候变化的要求，也是响应我国节能减排方针的重要措施，具有十分重要的意义。我国海上风电起步较晚，发展缓慢。本文从我国海上风电发展现状及面临形势出发，对我国海上风电的发展瓶颈进行剖析，从制度、政策、市场等方面提出打破发展瓶颈的解决措施。

　　我国海上风电发展现状2009年，东海大桥海上示范风电场率先建成投产。之后的3年里，龙源如东海上试验、示范风电场及其扩建工程陆续开工建成。2010年至2012年，我国连续三年海上风电新增装机容量维持在10万千瓦左右，2013年一度出现增幅剧减，年新增装机容量仅为4万千瓦（见图1）。受电价政策不明确、海域使用难度大等诸多因素影响，我国海上风电发展始终缓慢。图1我国海上风电历年新增、累计装机容量图（数据来源：CWEA）根据中国风能协会统计数据，2014年中国海上风电新增装机61台，容量达到23万千瓦，同比增长487.9%。截至2014年底，中国已建成的海上风电项目装机容量累计66万千瓦，其中潮间带风电场43万千瓦，近海风电场23万千瓦。目前我国海上风电真正实现规模化、商业化运行的项目仅有东海大桥海上示范风电场及其二期工程，龙源如东海上试验、示范风电场及其扩建工程，其余主要为各风电机组制造商安装的实验样机。《风电发展“十二五”规划》明确提出在重点开发建设河北、江苏、山东海上风电的基础上，加快推进上海、浙江、福建、广东、广西和海南等沿海区域海上风电的规划建设，规划到2015年，实现全国海上风电投产500万千瓦，在建500万千瓦。根据《国家能源局关于印发全国海上风电开发建设方案（2014－2016）的通知》，列入全国海上风电开发建设方案（2014－2016）项目共44个，总容量1053万千瓦。由此可见，在节能减排和应对气候变化的双重要求下，国家高度重视我国海上风电的发展。然而，从目前我国项目建设进展来看，陆上风电规划目标已经提前超额完成，但一些海上风电项目由于资源、场址、接入等多方面问题前期工作推进缓慢。预计在现有政策下，我国海上风电发展短期内提速难度较大。我国海上风电发展仍处于起步阶段，相关管理制度、政策正逐步健全、完善，毫无疑问我国海上风电迎来新机遇

　　的同时也将面临巨大挑战。我国海上风电发展瓶颈一、“多龙治海”问题亟须根本解决我国海上风电项目核准前需取得海洋、海事等多个部门对海洋环评、海域使用论证、通航安全评估等一系列专题的批复，对于设置陆上集控中心的项目还需取得规划、国土部门的规划选址意见、土地预审意见等。海上风电项目涉及审批部门多，因此界定各部门的权力范围、协调各部门之间的利益关系、规范各部门的审批是推进海上风电发展的一大难题。海上风电作为新兴产业，各管理部门对海域的高效利用、生态环境的影响、通航安全影响等认识不统一，往往仅从单一角度考虑问题，对海上风电存在一定偏见。这也是造成推进海上风电项目困难的主要原因。受审批流程繁琐、难度大的制约，目前我国海上风电项目从前期测风到最终核准一般需要3至4年，个别项目周期更长。由于海上风电项目投资大、风险高，加之前期工作难度大、周期长，一些投资商望而止步。此外，在海上风电项目建设与运行中，投资方、海洋、海事等相关部门的责任划分不明确，相关配套设施的设置主体和海域的管理模式不明确。若在该海域发生海上交通、渔业纠纷等事故，容易相互推诿责任。二、海上风电鼓励政策亟须制定出台国家发展改革委于2014年6月5日发布《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216号）。该通知规定对非招标的海上风电项目，2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税，下同），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。该通知仅明确了2017年前投运的海上风电项目上网电价，风电业界人士纷纷猜测2017年之后海上风电项目电价可能下调，这一定程度上打消了投资企业的积极性。

　　在该通知的电价水平下，我国大多数海上风电项目收益水平一般，因此该政策出台后我国海上风电并未出现爆发式增长。此外，海上风电除了享受风电项目“增值税即征即退50%”和“所得税三免三减半”的政策外，无其他税收优惠政策。目前来看，要想拉动投资商的积极性，在不提高电价、进一步减免税收的前提下，只能依靠技术进步来提高投资水平，而这一过程将十分漫长。三、海上风电配套产业亟须尽快完善我国海上风电配套产业，如机组、电缆等设备制造、海上施工、运维服务等，仍处于学习、引进国外技术的试验和摸索阶段。截至2014年底，我国已建成的海上风电机组主要来源于11家机组制造商，其中累计装机容量超过10万千瓦的仅有华锐风电、上海电气、远景能源、金风科技，其合计市场份额约为87%，如表1所示。随着海上风电场规模的不断扩大，各主要机组制造商都积极投入大功率海上风电机组的研发工作。目前，我国大多数海上风电机组制造商无批量运行业绩，基本处于研发或少量样机试运行阶段，且仅推出一种或两种机型，并尚未像陆上风电机组一样形成一个或几个完整的系列。尤其是适合我国东部沿海浙江、福建、广东等台风多发区的Ⅰ类或超Ⅰ类型机组更少，目前除西门子SWT130－4.0外基本无其他成熟机组可供选择。这也一定程度上限制了我国海上风电机组的选型，影响海上风电的发展。在施工方面，国内缺乏专门针对海上风电施工的专业队伍。目前国内具备施工能力的单位主要是中交系统、振华重工、中铁大桥局、中海油等企业。由于我国海上风电尚未大规模开发，这些施工单位存在施工船只数量不足、施工设备种类单一、施工经验缺乏等一些问题，施工能力的不足也制约着海上风电的发展。四、海上风电相关问题亟须深入研究海上风电作为新生事物，在其对生态环境影响、通航安全影响以及如何节约、集约用海等方面仍缺乏科学、系统、深入的研究。由于对这些问题目前大多没有权威的、

　　明确的定论，因此相关主管部门在审批中无规可依、无据可查，导致在项目前期工作中反复论证，不仅浪费投资方的人力、财力，拉长项目前期工作周期，而且造成项目审批存在一定的随意性。海上风电项目对生态环境的影响主要涉及到鸟类、鱼类、哺乳类动物和底栖生物，以及水动力等方面。虽然很多国家的科研机构投入了大量精力研究海上风电对生态环境的影响，但这方面的研究成果还不是很完善，需要进一步拓展、深化并经过实践的检验。这也是造成我国海洋管理部门担心海上风电场对生态环境存在负面影响，对海上风电持谨慎态度的主要原因之一。海上航行相对自由，除公布的航道外，还存在众多的习惯性航道，部分船舶还往往将公布的航道大大拓宽。通航管理部门为了控制航行安全，对海上风电场的建设范围有严格的要求，甚至对海上风电项目的建设期、运行期的通航措施提出的要求很高。这是限制我国海上风电发展一个很重要的因素。海洋部门提出节约、集约用海，由于受风能资源条件、场址形状、机组选型等多因素制约，简单用单位海域面积的容量等指标很难科学、合理地反映用海节约、集约程度。由于缺乏具体的控制标准，审批部门很难界定项目用海是否做到了节约、集约，实际操作中甚至出现了不考虑机组安全和电量损失、一味追求压缩海域面积的不合理现象。表1截至2014年底中国风电机组制造商海上风电装机情况数据来源：CWEA?我国海上风电发展瓶颈的解决措施一、统一各管理部门认识，从制度上理顺管理关系虽然我国已经出台了《海上风电开发建设管理暂行办法》和《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》，从国家层面制订了海上风电开发建设的管理办法，但在实际操作中仍存在权力和责任不明确、不同部门之间认识不统一等问题。因此，目前亟须从制度、体制层面理顺相关管理部门的关系，明确各自的权力与责任，从国家

　　发展新能源的战略高度，统一各部门的认识，为海上风电创造良好的审批环境。二、出台相应鼓励政策，以规模化风电场建设促进成本降低目前在我国现行海上风电相关政策下，项目收益一般，且风险较大，投资方建设积极性不高。因此，在海上风电发展起步阶段，仍需进一步制定出台电价补贴、税费减免等鼓励政策，提高投资方积极性，拉动海上风电的规模化发展，促进技术进步和成本降低。三、通过试验、示范项目的建设，带动相关配套产业发展为了我国海上风电更好、更快发展，应鼓励试验、示范项目的建设，并借此推动海上风电规模化、商业化。通过早期一批项目的建设，带动海上风电设备制造、施工等相关配套产业的发展。四、针对共性问题制定标准、规范，为主管部门的审批提供依据为规范、简化主管部门的审批，对于海上风电的共性问题，如对生态环境影响、通航雷达影响以及节约、集约用海标准等，应统一进行充分研究，并根据研究成果制定相关的标准、规范，以便管理部门在审批时做到有规可依。结语大力发展海上风电已经成为有识之士的共识，国家已经制定、出台各类相关政策鼓励海上风电的发展，但由于各个管理部门之间认识尚未统一、配套产业尚未完善、鼓励政策不足以拉动市场等多方面因素，导致我国海上风电举步维艰、发展缓慢。因此，为实现我国海上风电健康快速发展，亟须在制度、政策、市场等方面做出重大变革，否则很难在短期内打破我国海上风电缓慢发展的僵局。

　　

　　

篇八：我国海上风电场

　　我国近海风电场电价水平分析和建议

　　朱开情;李子林

　　【摘要】近年来，我国海上风电发展较为缓慢，除海上风电技术及规划等因素影响以外，上网电价问题是制约我国海上风电发展的主要因素之一。本文结合我国海上风电场建设的实际案例，从风资源情况、风电场总投资水平以及经营成本等三方面阐述了海上风电电价影响因素，测算我国海上风电上网电价合理水平，同时进行多因素敏感性分析。考虑我国海上风电处于起步阶段，呼吁国家制定合理的电价政策，以推动我国海上风电产业的健康快速发展。%Inrecentyears,Chineseofshorewindpowerindustrydevelopmentisrelativelyslow,besidestheinfuenceofofshorewindpowertechnologyandgovernmentplanningfactors,electricitypriceisoneofthemainfactorsrestrictingthedevelopmentofofshorewindfarms.CombinedwiththeactualcaseofChineseofshorewindfarmconstruction,thispaperanalyzethreemainfactorsfromthewindresources,totalinvestmentandoperatingcostsofofshorewindfarms,calculatethereasonablepriceofofshorewindfarminChina,andalsomakesensitivityanalysisfrommultiplefactors.ConsideringthatChineseofshorewindpowerindustryisstillintheinitialstage,thispapercallforpartiesconcernedtomakeareasonablepricepolicy,topromotehealthyandrapiddevelopmentoftheindustry.

　　【期刊名称】《风能》

　　【年(卷),期】2014(000)001

　　【总页数】6页(P50-55)

　　【关键词】海上风电;上网电价;合理水平;产业发展

　　【作者】朱开情;李子林

　　【作者单位】上海东海风力发电有限公司，上海200433;上海东海风力发电有限公司，上海200433

　　【正文语种】中文

　　【中图分类】TM614

　　0引言我国海岸线长约18000km，岛屿6000多个。根据风能资源普查成果，我国东南沿海及岛屿平均风速约7m/s－9m/s，有效风能密度都在300W/m2。据权威预测，全国5m－50m水深、70m高度海上风电开发潜力约500GW。与陆上相比，海上风力资源更为稳定、风速更高，海上风电的效能也比陆上显著提高；我国沿海地区接近用电负荷中心，风电并网条件好，发展海上风电的理由更加充分；海上风电易于大型化、规模化发展，且受噪音、景观、鸟类、电磁波等问题限制少。所以说，海上风电开发潜力巨大。2010年7月，上海东海大桥海上风电100MW示范项目的成功建成，交出了我国海上风电的第一份答卷。2010年9月，国家能源局组织了江苏省海域4个海上风电特许权项目招标，但3年过去了，4个项目均未正式启动。“圈地火热，开发缓慢”，是我国海上风电开发近年来的写照。海上风电发展受制于诸多因素，海上风电的规划、政策不清晰和海上风电技术及装备不够成熟使得我国海上风电进展缓慢。此外，海上风电电价问题是各开发商踌躇不前的主要原因之一。1海上风电发展现状

　　1.1全球海上风电发展现状2012年，全球风电累计装机容量达到282.5GW，同比增加19%。全球海上风电发展有所突破，新增装机容量突破1GW，达到1292.6MW，年增长速度达33%，海上风电累计装机容量达到5.41GW。其中，英国以2947.9MW的总装机容量领跑，我国以389.6MW位列第三[1]。总体而言，海上风电占全球风电装机容量比例仍然较低，仅为1.9%。但是海上风电发展增速达33%，高于全球风电发展的增速19%，海上风电发展明显提速。1.2我国海上风电发展的现状截至2012年底，我国已建成的海上风电项目容量共计389.6MW，是除英国、丹麦以外海上风电装机最多的国家。其中，潮间带风电装机容量达到261.5MW，近海风电装机容量为128.1MW（32.8%），规模最大的近海风电项目为东海大桥海上风电一期项目（102MW），其余主要为各风电机组制造商安装的样机。截至目前，全国有17个海上风电项目已获得国家能源局同意开展前期工作，总装机容量3.95GW。即使这些项目到2015年全部建成，实现“十二五”建成5GW海上风电的目标非常困难。随着风电项目审批权的逐步下放，预计海上风电审批速度会加快。但是电价政策没出来，开发商的积极性仍然难以调动起来。可以说电价对于海上风电牵一发而动全身，合理的电价政策有利于推进我国海上风电产业链的良性发展[2]。2我国海上风电电价现状据了解，英国的海上风电平均电价为0.12£/kWh，德国海上风电的平均电价为0.15€/kWh，较高的电价有效地推动了欧洲海上风电的稳步快速发展。我国实际投产运行的海上风电场样本较少，总体电价水平偏低。目前，实际投产的海上风电场主要有上海东海大桥海上风电一期示范项目和江苏龙源如东潮间带示范项目，根据实际运行效果，按照各自实际结算电价来测算，全寿命周期内资本金内

　　部收益均低于8%，赢利能力较弱。其他特许权项目由于电价低等原因，开发商积极性较低，开发进度较慢。2.1上海东海大桥海上风电一期示范项目（102MW）上海东海大桥海上风电一期示范项目（简称东海大桥一期项目），是我国乃至亚洲第一个大型海上风电场项目，总装机容量为102MW，总投资约22.8亿，单位约合22350元/kW，电价为0.9745元/kWh（含税，下同）。项目2010年8月建成投产。2011年8月－12月，根据国家能源局的要求，水利水电规划设计总院联合中国可再生能源学会风能专业委员会历时四个月完成了对东海大桥一期项目的后评价工作。后评价专家委员会高度评价了该项目对我国海上风电产业所做出的贡献，尤其是肯定了该项目对海上风电技术层面所做的示范和引领作用，但是对该项目的风能资源情况和财务后评价的评价结论一般。后评估报告主要相关结论为：90m高度平均风速由原可研报告中的8.4m/s下调至7.7m/s，全年满负荷等效可利用小时数由2624h下调至2405h（下调后的数据与连续三年的实际风能资源统计情况基本一致）。电价执行特许权投标时的0.9745元/kWh，低于可行性研究报告（审定稿）测算电价1.14元/kWh。后评估财务评价资本金财务内部收益率仅为5.23%，均低于行业基准值8%。东海大桥一期风电场2010年投产近三年来，前三年平均利润总额约4500万元，但扣除前三年享受的可再生能源补贴（年均4000万元）和计提的CDM收入年均1000多万，实际亏损超过500万。接下来，可再生能源专项补贴已经结束，CDM收入最终可能由于国际买家违约而无法收回，加之国内的碳交易市场尚未实质性启动，该项目实际经营情况面临一定的困难。2.2江苏龙源如东潮间带示范项目（150MW）江苏龙源如东潮间带150MW风电场是我国第二个大型海上风电场（潮间带）。

　　该项目离岸距离约为3km－10km，于2012年年底全部建成投产，总投资约24亿，单位千瓦造价约16000元，批复电价为0.778元/kWh（含税）。90m高度平均风速为7.25m/s，据了解，江苏龙源如东潮间带风电场资本金内部收益率略低于8%。2.3其他特许权项目2010年9月，国家能源局组织了江苏省盐城市海域4个海上风电特许权项目招标，这是我国首轮海上风电特许权招标，总建设规模1GW。4个项目中标的开发商及电价分别是：大唐新能源滨海近海300MW，0.7370元/kWh；中电投射阳近海300MW，0.7047元/kWh；龙源大丰潮间带200MW，0.6396元/kWh；鲁能东台潮间带200MW，0.6235元/kWh。据测算，这四个项目的合理电价均在0.8元/kWh－0.9元/kWh之间。因为电价和总投资偏低和前期工作受阻，四个项目均未开工建设。另外，上海临港海上风电场一期示范项目（102MW），特许权投标时总投资为17.5亿，电价为0.7698元/kWh。据了解，该项目在前期工作中已经感受到总投资和电价的双重压力。3近海风电场电价影响因素分析一般而言，海上风电场区域一般包括潮间带、潮下带滩涂以及近海、远海风电。潮间带和潮下带滩涂指多年平均大潮高潮线以下至理论最低潮位以下5m水深内的海域；近海风电场，指最低潮位以下5m－50m水深内的海域；深海风电场，指最低潮位以下50m水深的海域。本文着重分析近海风电场的电价水平。影响近海风电场电价的因素有很多，主要有：1）风能资源情况；2）工程造价水平；3）经营成本等。3.1风能资源情况分析3.1.1我国海上风能资源情况良好

　　根据国家气候中心的分析结果，70m以上高度，我国东海沿海，从粤东到浙江中部近海年平均风速达8m/s，台湾海峡最大8m/s－9m/s，浙北到长江口7m/s－8m/s，粤中到粤西6.4m/s－8m/s，南海西南部7m/s－8m/s，北部湾5.8m/s－7m/s。黄海海域年平均风速呈中间大、两边小的分布形式，其中江苏近海6.5m/s－7.5m/s。渤海和黄海北部为5.8m/s－7.5m/s。等效满负荷年可利用小时数从2200h－3200h。我国东南沿海风能资源整体较好，具有较好的开发价值[3]。在海上风电开发的初期，建议选择等效满负荷年可利用小时数2400h以上的风能资源场所进行开发。3.1.2台风影响海上风电机组选型与此同时，我国东南沿海大部分区域都受到台风的影响，部分地方100m高度左右，50年一遇最大风速达到50m/s，某些地方甚至接近或超过70m/s。所以这些海域，考虑风电机组的抗风安全性，应选择IECI类风电机组或者特殊设计S类风电机组。以东海大桥一期项目为例，10分钟平均最大风速为43.9m/s，当时出于安全考虑选择了IECI类机组，投产后满负荷等效年可利用小时数仅为2405小时左右。但是如果选择特殊设计S类机组，叶片长度可适当加长，风能利用系数增加，满负荷等效年可利用小时数能提高至少10%，达到2600h以上。所以对于我国海上风电机组选型来讲，既要考虑抗台安全性，同时也要考虑风电场投产后的经济性。3.2近海风电场工程造价水平分析近海风电场的单位千瓦造价较大，是陆上风电场单位千瓦造价的两倍以上。海上风电场处于产业发展的初期，过低的造价不利于整个产业链的发展。选择几个主要的方面简析如下：3.2.1风电机组设备造价

　　首先，海上风电机组设备价格不宜压得过低。质量优良的风电机组有利于后续运营维护，有利于降低运维成本，特别是海上运维检修的船机设备价格高昂。另外，海上风电的重要部件采用进口部件比较多，备品备件方面也要适当考虑。最近，国内某海上风电机组的中标价已超过7000元/kW，目前，海上风电机组（不含塔架）的合理价格水平应不低于6000元/kW。过低的设备造价控制，容易将我国海上风电机组制造商以及配套商带入打价格战的轨道，打价格战压低价格，损失的不仅是设备商的利益，同时也将给开发商后续维护带来麻烦和高额的经营成本。海上风电机组在我国属于起步阶段，还是应该重视质量和科技，立足长远[4]。3.2.2建安工程造价目前，海上风电场海上工程施工的造价有待逐步优化。海上风电安装，由于船机设备稀缺，竞争性局面尚未形成，费用较大。海上风电机组基础形式设计尚需比较论证和优化，海上防腐、防撞等方面的考虑，使得海上机组基础的造价不菲。随着风电场水深变深，工程造价将上涨，经测算，水深每增加10m，估算导致总造价将增加3%左右。另外，随着风电场离岸距离增加，工程造价也将上涨，假定离岸距离10km以内的风电场采用中低压电缆连接至陆上变电站，而10km以外的风电场采用海上升压站加高压电缆登陆的模式，经测算，离岸距离每增加1km，造价将增加1200万元左右。3.2.3其他费用海上风电场开发从前期工作到建成投产，审批程序复杂，建设周期长，涉及面广，费用项目多。而且取费费率一般高于陆上风电场开发。其中，海上风电所涉及海上利益相关方较多，比如渔业资源补偿、渔民安置、海底电缆交越补偿以及国防和军队训练海域赔偿等，费用缺乏收费标准，加之利益相关

　　方均涉及民生关切和军事机密等，议价难度非常大。总体上，其他费用控制难度大。综上所述，目前海上风电处于开发初期，造价应维持在合理水平。对比2010年投产的东海大桥一期项目：该项目离岸距离约10km，水深约10m，总装机容量为102MW，总投资约22.8亿，单位约合22350元/kW，其中风电机组设备价约9亿（约合9000元/kW）。考虑目前海上风电机组单位造价已经低于6000元/kW,考虑其他设备、工程施工及其他费用总体略微下调，目前离岸距离10km、水深10m、装机容量100MW的近海风电场造价约19亿左右，对应单位造价约合19000元/kW。3.3经营成本分析对于海上风电来讲，经营期内生产总成本除了财务成本和折旧以外，主要就是经营成本，由于海上风电机组的难接近性，以及海上风电技术的成熟程度，加之海上船机台班费较高，经营成本远高于陆上风电场。目前国内的海上风电场都出现过大型部件的维修和更换工作，与陆上风电场不同，海上风电场的维修周期长，机械台班费用高，成本大大高于陆上风电场的。海上风电机组的设计一定要尽可能考虑到后续检修的便利性，这将有助于控制海上风电的检修成本。另外，海上风电场的风险点多，检修范围也大大超过陆上风电场。比如海缆路由附近的过往船只的抛锚可能导致海底电缆损坏，海缆维修工艺复杂、成本较高。近海海上风电机组往往有受到航道周边船只撞击的风险，海上风电场的防撞设计冗余有限。这些无疑都可能增加海上风电场的检修成本。目前国内诸多海上风电场在特许权投标阶段或者可行性报告编制阶段，在进行财务评价时，往往通过调低维修成本的取费比例，来倒算得出一个较低的电价，这是一种自欺欺人的表现。所以，维修成本的取费要有合理性。

　　4近海风电场电价测算和分析4.1近海风电场基本模型电价测算基础风电场选择装机容量为100MW，水深10m，离岸10km的年等效满负荷利用小时数2600h的近海风电场建立基本模型。风电场建设期3年，经营期25年。总造价190000万元，资本金20%，其余80%采用银行贷款，贷款利率6.55%，还贷年限15年；1）考虑建设期增值税在经营期抵扣，固定资产综合折旧率6.25%，不计残值；2）风电机组质保期5年，5年内运维费率0.5%，后续10年1.5%，最后10年2.5%；3）海域使用费200万/年；25人工资及福利费214.5万/年；保险费前5年0.08%，后续为0.16%；材料费和其他费用分别按照15元/kW计取。4）增值税税率17%（即征即退50%），所得税率25%。财务评价系根据国家现行财税制度和现行价格，按国家发展改革委和住建部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）和《海上风电场工程可行性研究报告编制办法（试行）》等要求计算出资本金财务内部收益率（IRR）为8%时，对应的电价为0.902元/kWh。4.2短期电价敏感性测算从短期来看，不考虑价格水平的波动，不考虑海上风电规模增长所导致海上风电场总造价的下降趋势，海上风电场电价短期内影响因素主要有：水深、离岸距离、年等效满发小时数。水深按照10m、20m和30m测算；离岸距离按照10km、20km和30km考虑；年等效满发小时数按照2200、2400、2600、2800考虑。计算如表1所示。1）10m水深近海风电场的电价测算结果：2）20m水深近海风电场的电价测算结果：

　　3）30m水深近海风电场的电价测算结果：根据以上测算可发现大致规律：如按8%的目标资本金内部收益率测算，离岸距离每增加10km，总造价增加近1.2亿元，对应电价增加约0.03元/kWh－0.04元/kWh；水深每增加10m，总造价上升约3%，电价上升约0.02元/kWh－0.03元/kWh；如果等效满发小时数增加200h，电价下降约0.07元/kWh－0.09元/kWh。4.3总造价电价敏感性测算长期来看，随着海上风电规模的逐步壮大，以及海上风电技术的逐渐成熟，海上风电场的总造价水平将逐步减少。选择标准模型，考虑海上风电场的总造价水平逐步降低，按照2表的下浮率测算。表110米、20米和30米水深近海风电场的电价预算结果年等效满发小时数（h）2200240026002800离岸距离（km）总造价（万元）电价（元/kWh，含税）101900001.0650.9770.9020.837202020001.1101.0180.9390.872302140001.1551.0590.9780.908年等效满发小时数（h）2200240026002800离岸距离（km）总造价（万元）电价（元/kWh，含税）101957001.0870.9960.9190.854202080601.1331.0390.9580.890302204201.1791.0810.9980.927年等效满发小时数（h）2200240026002800离岸距离（km）总造价（万元）电价（元/kWh，含税）102015711.1091.0160.9380.871202143021.1561.0600.9790.909302270331.2041.1041.0190.946表2海上风电场总造价水平下浮率测算造价下浮率010%15%20%25%30%总造价（万元）190000171000161500152000142500133000电价（元/kWh，含税）0.9020.8410.8110.7810.7510.721根据测算结果，海上风电的总造价水平每下降5%，电价将下降约0.03元/kWh。

　　按照陆上风电的发展规律，10年来的总造价下降了接近30%。考虑海上风电发展速度低于陆上风电的发展，预计2020年－2025年左右，海上风电的造价水平下降约30%，可以预料届时满足水深10m、离岸10km的海上风电场的基本电价水平可望降至0.721元/kWh。4.4寿命期敏感性测算目前，我国现阶段海上风电场测算寿命周期为25年，超过目前陆上风电场测算寿命周期20年。这是引用国外的测算经验，主要考虑海上风能资源平缓，风电场粗糙度低，湍流影响小，相比而言，海上风电场寿命比陆上风电场多出5年。但考虑到海上腐蚀，25年寿命是否过于乐观，有待时间检验。另外，与欧洲海域相比，我国东南沿海台风活动频繁，对风电机组寿命影响不容忽视，25年测算周期合理性更加存疑。如果海上风电寿命用20年测算，电价需增加5.6%，以本文前述基本模型测算，电价为0.953元/kWh。5近海风电场电价分析的结论和建议5.1海上风电的稳健发展与合理的电价水平建议建立合适的海上风电技术系列标准，包括制定海上风电场设计标准、海上风电机组制造标准和海上工程施工标准等，避免海上风电产业各个环节的恶性竞争以及产能过剩。合适的海上风电技术标准将有助于维持合理的价格水平。海上风电产业处于行业发展的初期，行业的发展离不开整体决策者和参与者的培育和呵护。海上风电属于高风险行业，高风险行业更加需要稳健的发展速度，稳健的发展离不开稳健、合理的电价水平。过低的电价不利于产业的有序竞争和发展。5.2现阶段的合理电价水平根据本文的测算结果：等效年满发小时数2600h，离岸10km，水深10m，规模100MW的近海风电场的合理电价为0.902元/kWh。随着离岸距离每增加10km，

　　电价增加约0.03元/kWh；随着水深每增加10m，电价增加约0.02元/kWh。同时建议，选择平均风速大于7m/s的具有较好风能资源的场址先行开发；另外，在考虑抗风安全性的同时，同时考虑机组选型的经济性。总体而言，宜选择年等效满发小时数为2400h以上的场址先行开发。5.3关于海上风电制定标杆电价政策的建议标杆电价一般带有一定的区域性和普遍性，我国陆上风电场标杆电价于2009年8月1日出台，之前陆上风电场其实已经经历了近10年的积累和发展，陆上风电场产业链已经处于成熟阶段[5]。相比陆上风电场，整个海上风电的技术、装备及产业链都有待培育，海上风电场的规律尚未摸清。建议我国在海上风电场实现10GW装机容量规模以后，再出台海上风电的标杆电价，这个时间预计在“十三五”的中后期。6结语我国东南沿海海岸线长，风能资源好，同时东南沿海又靠近负荷中心，电网接入条件好，近海风电开发大有可为。随着我国海上风电的逐步发展，之前被诟病的海上风电前期工作的复杂性正在逐步得到改进，各省区海上风电规划也将初步出台和明确，而电价则成了制约海上风电发展的主要因素之一，制约着整个产业链的健康可持续发展，希望政府组织有关专家及机构分析和评估，尽快能制定合理的电价政策，引导我国海上风电进入良性发展的快速通道。（本文观点仅为个人观点，不代表任何组织和公司观点）参考文献[1]李俊峰，蔡丰波，高虎，等.2013中国风电发展报告[R].2013,9.[2]徐涛.我国海上风电现状[J].风能产业,2013(7).[3]张秀芝，徐经纬.中国近海的风能资源[J]风能产业,2013(7).[4]孙海萍，朱鹏.我国近海风电电价水平分析及定价机制展望[J]风能,2013(5):52-

　　56.[5]李俊峰，蔡丰波，高虎，等.2012中国风电发展报告[R].2012,9.

　　

　　

篇九：我国海上风电场

　　东海海上风电场的运行管理实践与成果

　　王毅;刘志鹏;王靖;余小明;张宇【摘要】介绍了上海东海大桥风电场的运行管理的制度建设和运行实践以及取得的成果,分析了海上风电场运行管理的重点和难点,为海上风电场的运行管理做了有益的探索.【期刊名称】《电力与能源》【年(卷),期】2012(033)001【总页数】3页(P59-61)【关键词】风力发电;海上风电场;运行管理【作者】王毅;刘志鹏;王靖;余小明;张宇【作者单位】上海绿色环保能源有限公司,上海200090;华锐风电科技(集团)股份有限公司,北京100872;上海绿色环保能源有限公司,上海200090;华锐风电科技(集团)股份有限公司,北京100872;上海电力技术与管理学院,上海200025【正文语种】中文【中图分类】TM614

　　上海东海大桥风电场是我国第一个大型海上风电项目，也是亚洲第一个海上风电项目。项目于2010年6月8日完成全部34台风机的安装调试工作，正式并入上海电网；8月31日，完成全部风机的试运行考核，进入商业运行。东海风电场项目的安装调试成功完成，填补了我国大型海上风电场从设计、制造到安装、调试的技

　　术空白，风电场的运行管理将为我国大型海上风电场积累宝贵经验。与陆上风电场相比，海上风电场运行维护工作还必须考虑风、浪、潮汐及海流等的作用和影响，作业难度更大，制约因素更多。为了确保东海海上风电场的安全、高效运行，就必须完善运行管理制度，提高运行维护水平。本文将结合东海海上风电场的运行实践，对备品备件及时供给、运行数据分析和运行维护管理模式优化等方面的创新工作进行介绍。1项目概况东海大桥风电场布置在上海市东海大桥东侧距岸线6～12km的上海海域，平均水深10m。风电场共安装34台3MW海上风力发电机组（机组分布见图1），总装机容量为102MW。风电场设计年发电利用小时2624h，全年上网电量为2.67亿kWh。与燃煤电厂相比，风电场的运行每年可以减少燃煤折8.6万t标准煤，减少燃煤所产生的二氧化硫2148t，氮氧化合物1847t，减排二氧化碳23.74万t。风电场采用35kV电压等级的集电线路，8台或9台风电机组组成一个联合单元，通过海底电缆接入岸上110kV升压变电站，再通过两回110kV线路接入上海电网。图1东海大桥风电场位置及机组分布示意图2运行管理制度的建设为了确保风力发电机组的正常运行，就必须搞好机组设备的维护工作，为此建立了设备运行维护管理制度，完善了各种运行维护技术手册，还对运行维护团队进行了专业知识培训。根据管理制度，风电场的运行维护分为常规巡检、日常故障消缺、定期维护三部分，要求在良好的定期维护基础上，结合设备消缺，制定周密的定期巡检维护计划，提前对机组可能存在的问题和故障做出判断，消除风机缺陷，降低故障隐患发生的概率。风电场的运行维护实行小组工作制，对运行维护工作进行了量化，运行维护实现模块化管理。为了强化团队责任心，要求运行维护人员及时分

　　类汇总各项经验并做到信息共享。在运行过程中，要求运行人员做好运行数据的分析工作，积极摸索风机随季节变化的出力规律，并在这个基础上进一步制定合理的定期维护工作时间表。例如把定期检修维护安排在小风、无风情况下进行，可以实现设备综合利用率最大化，减少资源的浪费。3运行状况分析日常运行中，对风机主要子系统如变桨系统、齿轮箱系统、发电机系统、在线监测系统的运行参数进行重点监控。图2至图5是2010年10月25日4：00到26日20：00几个主要设备的运行记录，在这期间机组输出的有功功率保持在3MW。可以看出，机组在长时间满功率运行的状态下，机组齿轮箱、轴承、发电机等关键部件运行平稳、振动噪声低、温升正常；机组的实际功率曲线与设计功率曲线吻合度较好，机组的可利用率较高、发电量较高，机组运行可靠。

　　4运行效果功率曲线和可利用率是对风力发电机组性能考核的关键指标。图6是根据实际运行数据得到的34号机组的功率—风速曲线，很有代表性。从风电场目前设备运行情况来看，功率曲线满足设计要求。图634号机组的功率曲线进入商业运行以来机组运行平稳可靠，风机月平均可利用率近95%，发电量达到设计要求；2010年12月14日风电场曾创造了单日发电量达223万kWh的纪录。5有待解决的问题海上风电场不同于陆上风电场，气候条件、潮汐变化、船舶等多种因素的制约，使得运维人员难以到达风机塔筒对风机进行消缺、检修。特别是海上风电场安全生产

　　管理目前还只能借鉴火电模式，安全生产规范、标准有待完善和进一步系统化，同时还要制定符合海上风电场的应急预案。由于风力发电机组分布于海上，场区内的环境条件特殊，应充分考虑海浪、台风、雨雪、高温、严寒、雷电等恶劣气象条件对风力发电机组的影响，制定符合海上风电场的巡检制度，同时探索状态检修规程的编制，降低事故及一类障碍发生率。海缆由于所处的环境条件，维护保养工作极为困难，一旦发现损坏，很难进行维修。因此，加强对海缆的运行维护管理工作极为重要。6结语东海大桥风电场作为我国第一个大型海上风电场，其安装、调试、并网发电及成功运营，标志着我国已具备海上风电场开发设计、大型海上风机装备设计制造能力和海上风电场运营管理能力。通过一年的实践为我国海上风电场的运行管理积累了许多有益的经验。风电场必须认真做好运行维护管理，才能确保风电机组的安全稳定运行，提高风力发电机组的可利用率及供电可靠性，保证风电场输出电能质量符合有关标准。在运行实践中必须加强安全生产制度的建设，不断推进管理的标准化、科学化及现代化，带动和强化安全生产工作，确保机组的安全稳定运行。因此要进一步建立健全风电场安全考核管理制度，严格监督“两票三制”的执行情况，从根本上杜绝误操作发生。输变电设备的运行维护工作也是确保风电场的安全稳定运行的主要组成部分，必须紧紧围绕技改、设备消缺、维护、预防性试验、继电保护和自动装置定期检验等认真开展工作，确保机组在大风季节到来时处于良好的状态。为了做好风电场运行维护工作，还要加强电力可靠性管理，建立可靠性效益评价系统，提高电力系统安全、经济运行水平和可靠性管理水平。为此必须推行备件联合储备，建立合理的基本定额，通过国产化、同类型替代，拓宽采购渠道，提高供应及时性。同时加强与风机制造厂商的沟通合作，加大缺陷治理力度，完善备品备件管理制度，全面提

　　高风机的可利用率。还要加强与气象预报部门的联系，根据气象部门提供的海浪、台风、雨雪、高温、严寒、雷电等气象信息，及时采取预控措施，确保风力发电机组的安全。完善培训考核机制，实施“三级”培训，加强专业技术人员的基本知识学习，加强岗位操作人员的基本技能训练，有利于积极探索海上风电场的运维模式，提高设备可利用率，创造良好经济效益和社会效益，为我国海上风电开发作贡献。

　　

　　

篇十：我国海上风电场

　　论我国海上风电场建设重大工程问题

　　王景全;程建生;李峰【摘要】发展海上风电具有重大战略意义,应予高度重视,加大支持力度;发展海上风电面临严峻挑战,应予科学应对,切忌浮躁冒进.我国海上风电发展,必须坚持科学发展理念,坚持高起点上的理性、有序发展,坚持创新和特色结合的跨越式、可持续发展.成本、效益、风险制约海上风电的发展,通过科技进步,风电核心技术掌握和规划建设能力的提高,可以有效解决重大制约发展的因素,确保海上风电健康发展.针对我国海上风电又好又快发展,建设高质量、高效益的海上风电场,提出了若干建议.【期刊名称】《中国工程科学》【年(卷),期】2010(012)011【总页数】7页(P4-9,15)【关键词】海上风电场;工程建设;风电产业;发展战略【作者】王景全;程建生;李峰【作者单位】解放军理工大学工程兵工程学院,南京,210007;解放军理工大学工程兵工程学院,南京,210007;解放军理工大学工程兵工程学院,南京,210007【正文语种】中文【中图分类】TM614

　　1前言我国庄严承诺，到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降

　　40%～45%，同时郑重宣告为达此目标，大力发展新能源，争取到2020年我国非化石能源占一次能源消费比重达到15%左右。推动新能源快速发展既重要又紧迫，极其艰巨的减排任务与新能源革命的进程紧密相连。在诸多新能源中，风力发电是技术较为成熟，具有规模化发展和商业化前景的可再生能源，拥有广阔的发展前景，成为全球增长最快的能源。近年来，我国风电产业、风电开发发展迅猛，截至2009年底，全国已建风电场240个，累积总装机容量已达2601万kW，跃居世界第二位，成为世界风电大国。随着风能技术开发的深入和风电产业的壮大，随着大规模陆上风电基地陆续开始建设以及大型海上风电示范项目成功实践，我国风电进入了新的发展阶段，尤其是近年沿海各省(市、自治区)制定了本地区海上风电发展规划，提出了近期拟开展前期工作的海上风电开发方案，加上2010年新年伊始，国家能源局又发布了《海上风电开发建设管理暂行办法》，2010年我国海上风电规模化发展开始启动。在此关键时刻，面对我国海上风电的发展建设新形势，我们要特别强调认清形势，科学发展，注重质量，稳步推进，不盲目为商机、政绩所左右，不要不顾条件一哄而下海。要多些责任使命意识和创新理念，强化机制约束和行政管控，确保我国海上风电有序开发、规范建设和持续发展。2我国海上风电的发展机遇和挑战2．1海上风电是新兴高新技术产业，发展速度快，发展潜力大风电场集中了风电产业的所有技术成就，体现了产业所有管理和服务水平，也凝聚了产业相关的多学科的发展成果。风电场提供清洁能源，实现产业最终价值，是产业发展的根本。因此，关注海上风电就要特别关注相关风电场的建设和营运。将风电场建在海上，开发海上风能，形成海上风电产业，它的历史并不长。从欧洲在海上安装首台百千瓦级风机算起，至今也只有20年，从建成第一个真正意义上的海上风电场——丹麦霍恩礁风电场算起，至今也只有8年。尽管海上风电历史

　　很短，但发展很快:海上风机单机容量已从最初的220kW发展到5000～7500kW;风电场的水深从几米增大到40m甚至60m;风电场的规模也越建越大，兴建的海上风电场总装机容量将达到42万kW的规模;海上风电装机总容量稳步增长，全球海上风电总装机容量现已超过2000万kW;许多临海国家都在筹划建设新的海上风电场，规划海上风电的发展目标。以欧盟为例，保守预计到2020年，仅海上风电就将占欧盟发电总量的4%，总装机容量达到8000万kW。海上风电在快速发展中形成鲜明特色，这就是风机、基础、施工和维修海洋化、风机大型化、风场规模化以及风场远岸发展、多海域发展，海上风电是发展快速、极具发展潜力的高新技术产业。2．2我国海上风电发展空间大，海上风电场工程建设任重道远海上风电之所以得到快速发展，形成风电发展的一个新领域、新方向、新动力，其根本原因是面临发展大好机遇。首先是沿海经济发达国家和地区对清洁能源和环境保护有紧迫需求和自觉行动，同时也是由于海上风能资源丰富、品质高，风电效益好，风电开发带来的环境因素(噪声、视觉、电磁波干扰)、土地资源因素(占用土地面积大)制约少，风电场离电力负荷中心近、临近大电网，发展的区位优势突出，风电相关技术快速发展并趋于成熟，开发新市场拉动经济增长等因素决定的。我国有18000km大陆海岸线，有6000多个海洋岛屿，有300万km2的海洋国土，根据联合国海洋公约，沿海国在200nmile专属经济区内有利用风力产能活动的主权权利。从包括潮间带、辐射沙洲等的海岸滩涂到水深20～50m的近海浅水区，再到水深大于50m的远海深水区，只要避开航运、渔业、工程规划、国防军事及自然保护、海洋能利用等特殊功能区域，都可做风电场场址的规划，仅就江苏东部黄海上的辐射沙洲，就可建总装机容量数倍于三峡水电站的海上风电基地。如果再考虑国际市场的需要，走出去援助国外建设海上风电场，为人类新能源发展和地球气候环境改善做出更大贡献，建设海上风电场的任务更重，承担的责任更大。

　　因此说，我国海上风电产业发展的空间很大，海上风电场工程建设任重道远。2．3我国海上风电重大的发展机遇，伴随着严峻的挑战在海上建设风电场是非常复杂艰巨的，挑战主要来自技术难度大、工程风险高、建设成本昂贵、建设能力严重不足以及诸多发展瓶颈制约(风电的间歇性、不稳定性对电网和用户的冲击)等方面。海上的工程环境既恶劣又复杂，不同的海域如滩涂、近海、远海，又如渤海、黄海、东海、南海，其工程环境差异很大。在海洋环境下风机要连续工作20～25a，风电场在保留基础更换风机的条件下要运行50a或更长，对风电机组及基础工程可靠性要求极高，从事基础施工难度极大，风机进场运输、现场安装、输变电线路工程及后续风电场维护，技术难度都很大。尤其是海上风电机组单机容量大型化的发展趋势，一组风电设备即可重达数千千牛，塔架高出海面超过百米，风机扫风面积等于几个标准足球场的面积，带来了更多的技术难题和工程风险。由此也产生了高昂的建设成本，在当前技术水平下，在水深20m以内海域建设成本就达到陆上风电的1．8～2．0倍，建设投资约为每千瓦1．8万～2．2万元。若风电场年等效满负荷小时为3000h，上网电价为0．8～1元/(kW·h)，则风电场需7．5a左右才能收回建设成本。运营期间维修成本更高(维修成本是陆地风电的5～7倍)。若风电场远离海岸，其成本也将抬升。涉及成本构成因素来自风机、基础工程、电气系统基础及风电场运营、维护各个方面，降低成本的唯一出路是依托技术创新和管理创新，将成本降低分解到各个因素上去，每个因素的技术进步和创新形成多管齐下，推动海上风电工程的整体科技进步，确保成本逐步降低。海上风电建设能力增强包括风场勘测设计专业化水平提高、风机设计标准及性能检测、产品质量认证体系健全完善、海上运输施工专用设备的研制开发使用、电网规划建设的强化及智能化、风电场信息化管理的实施、高效维护手段的建立、技术人才队伍的建设等。只有突破了关键技术，掌握了核心技术，规避了工程风险，显著降低了风电成本，大大提高了建设能力，海上风电建设工程才能得

　　到稳步的发展，并在提供新能源、保护生态环境上发挥更大的作用。3应对严峻挑战，谋划我国海上风电产业的科学发展坚持在高起点上的理性、有序发展，加强政策激励导向，促进海上风电产业核心技术的掌握和自主创新建设能力的培养，促进多学科、跨学科的融合协作，加大科技支撑力度，促进风电产业内外整合，提高产品质量和服务水平，造就世界知名企业和品牌，努力实现创新和特色结合的跨越式发展、可持续发展。这应当是我国发展海上风电产业的整体思路和战略谋划，也是由风电大国到风电强国的必由之路。3．1坚持高起点上的理性、有序发展，立足核心技术掌握及自主创新能力、建设能力提升海上风电发展的历史虽然不长，但风电先行国家在陆地风电上起步较早，探索经营多年，有系统的深入的理论研究，有大量的实验验证和工程实践经验，有长期的资料积累和数据分析，系统地制定了产业标准，建立了自己的认证体系，完善了科学管理，有一支高水平的技术和管理人才队伍。在展开海上风电的研究、实践中他们坚持了科学的态度，稳步发展，这就是他们的优势。我们无需经历这种漫长的知识积累和技术进步的过程，可以直接在别人现有成就上开创自己的海上风电发展局面，通过技术引进和开展国际合作迅速缩小差距，提高竞争能力，实现高起点发展。但是引进不等于消化吸收，合作不等于全盘转让，花钱可以买专利，可以买图纸、买资料、买生产许可证，但买不到核心技术，只能以别人的技术标准，生产或组装适应欧洲风况环境和标准的定型产品，帮助别人占领自己的市场。况且海上风电历史不长，风机和风场配套设施离运营寿命周期要求的25a(风机)或50a(基础)的服役年限还差得很远，学习曲线的一个周期尚未完成，即使是先进的国家，该领域问题暴露也不充分，规律性的认识也远远不够，在新的海区承建海上风电场，即使先行国家他们也往往心中没底。因此，可以说海上风电技术远未成熟，制约发展的关键技术瓶颈还很多。只有掌握了核心技术，才能根据变化了的环境、条件，制定新的

　　技术标准和产品认证体系，设计研制出性能优、效率高、可靠性好的新产品，满足我国海上风电发展的需求。我国有句古话:“橘生淮南则为橘，橘生淮北则为枳”，深刻地道出了不同环境对同一事物具有重大影响的道理。当今海上风电先进国家，风电场绝大部分建在波罗的海、北海及北大西洋比斯开湾等，他们的产品和工程比较适合那里的风资源情况和海洋工程环境。盲目地大量引进，“水土不服”的问题将非常严重。当前(截止到2009年底)我国从事风电机组整机生产的厂家企业经过短短的5年已从2005年的8家发展到多达103家，生产配套零部件的厂家数量更大，其中不少是功底不足跟风而上的企业，热衷重复引进，重复建设，抢占市场，其产品质量可想而知。如国产风机的主要质量问题或是设计有缺陷、设计不合理或是材料材质不过关、或是加工精度不高、装配工艺缺陷等，即体现了这个问题。但是有一些风电龙头企业坚持了理性发展，组建了强有力的科技攻关队伍，坚持引进、消化、吸收、再创新，一定程度上掌握了核心技术，申报了自己的多项发明专利，增强了自主创新发展风电的能力，确保了产品质量。这些企业代表了产业发展的主流，使企业具备了强大竞争力，也突显了我国海上风电的大好前景。海上风电场建设工程首要的是根据风电场环境和相关标准设计好或选择好风电机组机型。在日本某风电场使用的欧洲某国的风机，在风电场建成后，故障率居高不下，屡修屡停，无法改变病机状态，生产厂家最后选择赔偿，放弃维修。丹麦霍恩礁海上风电场有80台2MW风机，建成之初，一年内80台风机同时正常工作的时间居然只有30min，出现故障4．5万起，维修换件技术人员忙得不可开交，最后不得不将这批没有经过严格认证、不适合海上工作的风机全部召回更换。风电先进国家尚且如此，何况我们?近年来，我国生产的部分风电机组(注:实际上许多不能算是中国制造，而应称之为中国装配、组装，更谈不上中国创造)，由于没有很好掌握关键技术和核心技术，又不恰当地强调了零部件、配件国产化率要求(注:现已废止了该项要求)，采用了一些不过关的配件，加大了系统的不可靠性，给整机质量带来影响，据悉，

　　有数量不小的一批风电机组不能正常工作与此不无关系。这样的没有经过严格设计和认真检测认证的风机，一旦出现在风电场，后果可想而知。风电业内人士普遍认为，经过近五年风电机组连年翻番大提产之后，2010年我国将进入风电机组事故高发期。海上风电决不能依托这样的技术基础得到健康发展。因此，坚持理性有序发展，在抓自主创新能力及建设能力的提高，抓尽快掌握海上风电核心技术，确保设备制造的质量之外，更要抓产业科学管理，明确产业准入门槛，摒弃不合宜的国产化率要求等。占领质量制高点才能占领市场，否则，盲目抢占市场，后患无穷。一个部件、一个系统出了问题就可能毁了整个产品，最近日本丰田汽车大量召回事件就是教训。对众多已上马的风电企业，优胜劣汰，重新洗牌在所难免，通过整合将使成熟的企业更具竞争力。海上风电是技术密集型的高新技术产业，涉及多个学科的技术，在引进技术的同时，必须搞好产学研结合研究攻关，组织好多学科、跨学科融合协作形成强大的技术支撑。3．2增强风险意识，坚定科学规划和示范先行，谋划健康发展和跨越式发展、可持续发展谋划海上风电健康发展，一定要认真吸收国外风电先行国家的海上风电开发的经验教训，正如中国可再生能源规模化发展项目办公室的研究报告《中国海上风电和大型风电基地发展战略研究》中指出的欧洲海上风电5个方面的成功要素，即科学合理地规划、持续稳定的激励政策、科学的管理模式、资金支撑、项目示范。这些成功经验，我们要很好学习。他们的相关教训，我们也应认真吸取。我国海上风电产业现在处在起步阶段，企业盈利也好，成本问题也好，都有电价政策等因素在内，如明确电网公司全额收购风电，并制定较高的风电上网电价体现了政策激励、财政支持。我们一定要认识到发展海上风电的根本目标，是供应清洁能源和减排温室气体，如果风电效率低，产生的清洁能源很有限;如果为获得这些清洁能源建立风电场这个平台消耗了大量传统能源，排放了不少温室气体，在此平台

　　运营后不能尽快偿还碳债并做出新贡献，就背离了发展海上风电的初衷。但是，在现阶段还不能过于强调这个目标，而应更重视从中探索发现，稳步前进，为此甚至还应宽容失败。靠技术进步和创新，我们一定能逐步达成节能减排创建新能源基地这一目标。这需要一个相当长的过程，不可能一蹴而就。就拿为了降低成本将海上风电场规模做大来说，没有强大的智能电网配合或大规模高效储能技术的支持就难以实现，只能是分布式小型化风电场，但那样成本又高，这在现阶段是可以容忍的。非并网风电理论的创立使我们可在当前以特种产业如电解铝、制氢、海水淡化、制氯碱等吸纳大风电场的风电，而无需等待电网的改造。尤其是在远海、深海建风电场，输变电工程耗资巨大，成本极高，我们依据此理论，以非并网风电在海上加工产品，改送电上岸为送产品上岸，这就是一种很大的进步、跨越式进步。随着各种创新成果的涌现和技术进步，海上风电场的风机、基础、配套工程将得到不断的发展提升。把海上风电做大做强，要防止一种风机产品打天下，一种技术长久统治。在海上风电领域，装备和技术有激烈的竞争和快速的演变，我们应始终关注前沿，不断更新模式。我们不能将所有鸡蛋放在一个篮子里，要规避风险，在一个初级技术水平上盲目大规模上产量是十分危险的。海上风能资源不是取之不尽的，由于与海域空间相关联，因此不能随意滥开发，恣意浪费，不能允许用低效能装备和不尽合理的设计进行大规模开发。发展海上风电要小步快走，不要盯着上规模，而要盯着上水平，要打一场攻坚战、持久战，而非速决战。一个风电场建起来就是在长达20年、50年时间里，凝固了一片海域资源，冻结了一代风电技术，决策应当十分慎重，一定要促进不断进步，后建风电场一定比先建风电场有更大进步，更高的技术含量;分期建设的大型风电场，后期工程应优于前期。不断通过工程反馈和深化研究取得进步。这就是海上风电场的可持续发展思路。4论海上风电场建设工程的成本与效益、风险与安全随着科技进步，以及风电核心技术的掌握和建设能力的提高，海上风电场建设工程

　　的成本将逐步降低，效益将得到逐步提高，风险将逐步减少，安全将得到有效保障。这正是海上风电产业发展强大生命力之所在。4．1海上风电场建设成本与效益欧洲近海风电场的建设成本统计指出，通常情况下，在总成本中发电机组占51%，基础结构占19%，风力发电机组与基础结构安装占9%，近海电力系统占9%，电力系统安装占6%，勘察与建设管理占4%，保险占2%。当前，总成本约为陆上风电场建设成本的1．8～2．0倍。若海上风电场场址离岸更远，水深更大，风浪更强，总成本将更高，各工程因素所占比例也将发生变化，基础结构及海上施工所占比重将进一步加大。当然，由于远岸海上风资源更加丰富，风电产出效益也将大大提高。海上风电场建设的成本随着产业的发展、技术的进步将逐步降低，降低成本的空间是很大的。以占据成本比例最大、权值最重的风电机组为例，其成本可分解到各主要零部件上，它们所占的比例分别是:塔架占26．3%、风轮叶片占22．2%、齿轮箱占12．91%、变频器占5．01%、变压器占3．59%、发电机占3．44%等。其中齿轮箱一项价格昂贵，占风电机组的12．91%，占风电场建设工程总成本的6．58%。在主流机型双馈式风力发电机组中，齿轮箱的存在是必须的，但这不仅加大了成本，降低了机械效率，也增大了风电机组的故障率。因为风电机组故障率最高的是齿轮箱，占40%，海上风电场风电机组齿轮箱的维护、维修难度比陆上大得多，时间、费用投入也高得多。永磁直驱风力发电机，取消了沉重、昂贵、易出故障的齿轮箱，机组结构更为简单，成本更低，维护、维修费用也将明显降低，风电机组可靠性提高了，效益改善了，但永磁直驱风机它需配备昂贵的全功率变频器，这部分也要提高成本。在这里不是否定或肯定哪种技术路线，而是强调科技创新会改变一切，促进新的机型的设计研发。又以基础结构施工、风机吊装及电力系统设置为例，它们占海上风电场建设工程总

　　成本的43%。如果基础结构设计合理，海上施工方案科学，施工吊装设备性能先进，施工组织管理高效，这一部分成本也将会显著下降。海岸滩涂、浅水近海、深水远海，不同的地质海床条件，不同的海洋工程环境和气象条件，会使风力发电机组的海上支撑平台的结构形式有很大的差异，施工方法也各不相同。先进的施工作业装备对降低成本提高功效具有重要意义，例如，陆地风电场建设中吊装设备机动性能好，以及对道路条件如路面宽度、回转半径等要求低，仅此一项即可大大降低工地道路保障的投资成本。英国五月花公司研制的自升式作业平台，将多艘作业保障船的功能汇集到一条船上，降低了风浪对作业的干扰，使作业效率大大提高，也大大降低了工程成本，正所谓“工欲善其事，必先利其器”。中交第三航务工程局有限公司在上海东海大桥海上风电场施工中，在施工设备开发方面有许多创新，使工效大为提高，其中起重能力为2400t的风机整体安装专用起重船“三航风范”号发挥了重要作用。有些成本是不宜压缩的，如工程勘测部分，欲建风电场场址的海洋工程条件、气象条件、海底地质条件，勘测精度越高，设计将越合理，施工方案也越高效科学。海上风电场降低成本的途径除了风机设计造型合理、风机制造质量保证、基础设计建造优化和全面的技术进步外，还有风机大型化、风场规模化。风机做大，风场做强，成本就将大大降低。海上风电场的效益取决于风能资源丰富、风机质量好、叶片空气动力性能技术和相关技术确保在风场特定风速条件及全部风速条件下实现风能利用转化率最大化、风机可靠性好，故障率低、停机维修时间少、风机大型化及风场规模化带来的效率提高等。远离海岸、无人值守的海上风电场的远程监控和科学管理水平的提高，实现遥控、遥信、遥感、遥调，对成本降低、效益提高也具有重要意义。有些重大事故造成停机、甚至机毁，其原因不在硬件设备质量，而在于软件质量和管理缺陷方面的问题。

　　4．2海上风电场建设工程的风险与安全问题海上风电场建设工程，一些基本技术问题必须深入研究、妥善解决，否则会构成重大安全隐患，形成重大风险。它们主要是:1)波浪按重现期50a，累计频率为1%波高考虑，风浪流的耦合动力作用引起的结构响应和安全评估。2)强台风和超强台风对风电场的破坏作用和防护对策。3)北方海域风电场(尤其是叶片和基础工程)受冰冻威胁及浮冰影响的研究。4)海水及盐雾对风电机组、基础工程结构、电气工程设备的腐蚀作用及防护措施。5)高耸于高电导性海水及宽阔海面的风电设备在严重雷害威胁下的安全保障。6)在风、浪、流、潮工程环境中施工设备自身生存条件、作业效能及作业安全保证。7)航行船只在丧失动力或遭遇恶劣气象条件下风电场避撞防护。8)复杂气象条件下风电场抢修、救援装备研制和配备。9)风电场建在海防一线的国防安全及反恐安全考虑。5海上风电场建设应特别关注的问题和相应建议1)规划海上风电项目必须首先搞清拟建风电场海域的风能资源情况。当前我国严格按规范要求设置的海上测风塔数量甚少，测风时间也很短，不足以反映风能资源的真实情况。当务之急是抓紧搞清海上风能资源，加强海上测风投入和风能资源资料的收集、积累、分析与评估以及风电机组运行情况的后评估。2)海上风电场规模发展必须体现循序渐进，不应强调一步建设到位，以免造成当下的技术长期冻结大片风能丰富的海域，不能随着技术的发展进步，取得更大的效益;海上风电场规划设计不可恣意滥用海域面积，应将气象学科与风能工程学科紧密结合，最大限度科学合理利用风能资源。3)通过产业的水平及垂向兼并重组把前期风电技术多渠道引进的风电技术多元局面转化为我国风电设备研发、风电产业开发的快速发展局面。不应过多宣传风机装机

　　容量增长成绩统计及定型产品批量产能，而应强调风电实际产能和合理消纳(并网、非并网)增长的评比以及产品的升级换代和电场的设计优化。风电建设应强调规划的权威性。4)理顺海上风电发展机制，制定合理的海上风电电价，整合资源地区、能源公司、设备生产厂家、电网公司、海上施工公司的利益分配和合作体制，调动各方积极性，引导海上风电科学发展，确保运用于海上风电场风机的质量和产出效益。5)应用于海上的风机不仅应进行风机对特定海域的海洋化设计，而且应将风机在相应海域条件下进行充分的规范化的试验检验考核，未经严格检验考核的风机，不能用于海上风电场。海上风电场的风电机组设计选型，其性能及可靠性必须严格进行产品认证。进一步加强国家海上风电技术研发中心的建设，加快设计标准制定及认证体系的建立、完善工作，加强风电设备的电网友好性、可控性和安全性的研究。6)海上风电工程涉及多个学科的技术。以海上风电基础工程为例，涉及海洋环境、气象条件、地质构造，涉及高性能材料、高性能结构、精细化设计、现代化施工、专用化设施、信息化管理、全寿命维护，没有跨学科协作攻关是不行的。必须下大力气搞好以企业为主体产学研结合的研究攻关，发挥行业协会信息与咨询公共服务平台的重要作用，组织好多学科、跨学科融合协作，形成强大的技术支撑。7)海上风电场开发规划及风电场选址要充分考虑贯彻国防要求，周密关照各类功能区的需求。一个海域的资源、能源和功能是多方面的，不能只盯住风能一项，应多方兼顾，和谐发展，同时保护好生态环境。8)海上风电场全寿命设计及全程认证体系的建立应给予充分的重视。风电场的建设，必须有前期规划的牢固基础，中期的严格认证以及后期改造打算，直到拆除的设计安排，在从项目启动到寿命终结的几十年中，体现可持续发展要求。9)要深入研究台风微气象对海上风电结构物作用的原理，落实海上风电机组防台风技术保证及安全对策。全球气候变暖，气象条件异常，台风发生的频率增大，强度

　　增高，行进路径也变得诡异，海上风电场建设工程对台风袭击应作慎重考虑。10)解决滩涂风电场施工及深海、远海风电场浮式基础问题需求迫切、难度大，应受到特别关注。滩涂作业难度大，必须开发特种工程装备及特种工程技术;浮式基础在风、浪、流作用下的运动对风机工作的影响分析应尽早攻关解决。与浮式基础配套使用的垂直轴、大功率风机应予重视。11)海上风电、风电场规模化进程不能等待强大智能电网及上规模的高效储能技术的突破，在以当下技术确保风电安全并网的同时，还要重视海上风电利用途径的多元化，如直供海岛和用户，直供特种产业需求的非并网利用，尤其是远海深水建设风电站，可依此建立海上生产平台，改送电上岸为送产品上岸。12)重视海上风电技术及管理人才培养，特别强调对我国现有102个风机整机制造企业研发队伍的掌握，不致在行业整顿洗牌中大量流失，对240个风电场的调试、维修、管理技术人员的培养提高应加强。13)我国海岛多达6000多个，在海岛上尤其是无人居住海岛上运用大功率风机和分布式供电系统消纳海上风电，是开发海上风电的重要途径。14)海上风电场建设与海洋能发电场建设综合考虑，促进各种储能技术综合应用发展，探索将海上风能、海洋能、太阳能等统一开发，建成海上新能源综合基地的可行性。15)由于目前国内尚无完整系统的近海风电施工规范，因此施工技术方案的可行性尤为重要。施工方案的成立与否直接决定工程的成败，并直接影响着电价水平，因而施工方案的评审应成为项目评标的核心环节和前提。主管部门对项目评标应采用两阶段评标办法，即在施工技术方案得到评审通过的基础上，方可进入下一阶段商务标的评审，以营造良好投资环境，促进海上风电建设工程的健康发展。“十二五”是我国能源体系转型的关键期，打好海上风电攻坚战，建设好一批高质量、高效能海上风电场，积极稳妥、又好又快地发展我国海上风电，对于促进我国

　　能源的结构、质量都发生革命性的变革将发挥重大作用。

　　

　　

篇十一：我国海上风电场

　海上风电场的开发现状和展望

　　海上风电场的开发现状与展望

　　风力发电世界上发展最快的绿色能源技术，在陆地风电场建设快速发展的同时，人们已经注意到陆

　　地风能利用受到的一些限制。由于海上丰富的风能资源和当今技术的可行性，海洋将成为一个迅速发展

　　的风电市场，欧美海上风电场已处于大规模开发的前夕。

　　第一节概述

　　1.1.1研究背景20世纪70年代石油危机以后，开始了风能利用的新时代。在一些地理位置不错的陆地上，风能的

　　开发具有一定的经济价值，而人们在另外一个前沿，发现开发风力发电的经济性也相当不错：海上风能

　　世界上很多国家开始制定计划，考虑开发海上风电场。海上风电场的风速高于陆地风场的风速，但海上

　　风电场与电网的联接的成本比陆地风电场要高。兆瓦级的风机，廉价的基础以及关于海上风条件的新知

　　识更加提高了海上风电的经济性。研究人员和开发者们将向传统的发电技术进行挑战，海上风力发电迅

　　速发展成为其他发电技术的竞争对手。

　　海上风电场的开发主要集中在欧州和美国。大致可分为五个不同时期：

　　欧洲对国家级海上风电场的资源和技术进行研究（1977-1988年）；

　　欧洲海上风电场技术研究，并开始实施第一批示范计划（1990-1998年）；

　　中型海上风电场建设（1991-1998年）；大型海上风电场建设并开发大型风力机（1999-2005年）；大型风力机海上风电场建设（2005年以后）。

　　世界上第一座海上风场于1991年开始运行，建有11台海上风力涡轮发电机组，安装在丹麦的

　　Vendeby。目前所有的海上风电场都在欧美，截止到2007年底，总共在5个欧洲国家建成了22个海上

　　风电项目，累计装机容量近1103MW，已经投产运行的海上风电场数据见下表。虽然只占风电总装机容量的1.8%，这些海上风电项目所生产的电力占欧洲总风电输出的3.3%。

　　表1.1海上风电场投产数据表

　　风电机组

　　海水深度离岸距离MW年度

　　（英尺）（公里）

　　Vindeby(DK)

　　11×450KW,Bonus

　　2.5-5.12.3

　　4.951991

　　Lely(Ijsselmeer)(NL)4×500KW,NEGMicon

　　5-10

　　﹤1

　　21994

　　TunoKnob(DK)

　　10×500KW,Vestas

　　2.5-7.55-6

　　51995

　　Dronton(Ijsselmeer)(NL)28×600KW,NEGMicon5

　　﹤0.1

　　16.81996

　　Bockstigen(S)

　　5×500KW,NEGMicon6

　　3

　　2.751997

　　Blyth(UK)

　　7×1.5MW,GEWind

　　6-11

　　﹤1

　　42000

　　Utgrunden(Oland)(S)2×2MW,Vestas

　　7-10

　　8

　　10.52000

　　Middelgrunden(DK)

　　20×2MW,Bonus

　　3-6

　　1.5-2.5402000

　　YttreStengrund(S)

　　5×2MW,NEGMicon

　　6-10

　　5

　　102001

　　HornsRev(DK)

　　80×2MW,Vestas

　　6-14

　　14-20

　　1602002

　　Samso(DK)

　　10×2.3MW,Siemens

　　18-20

　　3-6

　　232002

　　Ronland(DK)

　　MixofVestasandSiemens﹤1

　　﹤1

　　17.22003

　　Frederishavn(DK)

　　MixofVestasandSiemens1-3

　　﹤1

　　7.62003

　　NorthHoyle(UK)

　　30×2MW,Vestas

　　12

　　6-8

　　602003

　　ArklowBank(UK)

　　7×3.6MW,GEWind

　　2-5

　　10

　　25.22003

　　Nysted（DK）

　　72×2.3MW,Siemens

　　6-9.5

　　10

　　1662003

　　ScrobySanda(UK)

　　30×2MW,Vestas

　　2-8

　　3

　　602004

　　KentishFlat(UK)

　　30×3MW,Vestas

　　5

　　8.5

　　902005

　　Barrow(UK)

　　30×3MW,Vestas

　　21-23

　　7.5

　　902006

　　NSW(NL)

　　30×3MW,Vestas

　　19-22

　　10

　　1082006

　　Lillgrunden(S)

　　48×2.3MW,Siemens

　　3-6

　　7-10

　　1102007

　　1/6

　　海上风电场的开发现状和展望

　　BurboBank(UK)

　　24×3.6MW,Siemens

　　2-8

　　5-7

　　902007

　　2008年和2009年都将成为欧洲海上发电发展的最快增长年度，计划新增装机容量达到1507.5MW。

　　瑞典的110WMLilleGrund项目安装了48台2.3MW风机，计划本年底竣工。丹麦计划在未来几年内新

　　建两座大型海上风电场—HornsRev2和Rodsand2,使得海上风电场总数到达10个，这两个都是200MW

　　规模的海上风电场，装有90台风电机组。Rodsand2海上风电场已经得到丹麦政府的批准，最大的国际

　　电力公司EON希望在2009年开始建设该214MW规模的项目，该项目将由90台2.3MW机组和三台5MW级

　　的风机样机组成。

　　最近，英国批准了在爱尔兰海域建设一座450MW规模的Walney海上风电场。该项目由DongEnergy

　　公司承建，预计总投资达9亿英镑。一期装机44台风机，规模约为106MW，计划于2010年到2011年间

　　发电。二期项目将根据陆地电网发展情况而定，同时想等待更高容量的新一代5MW风电机组趋于成熟。

　　位于；北海德国海岸100公里以外的Borkum风电场是世界上离岸最远的海上风场，其装机容量为240MW，

　　计划于2009年9月投产，该风场将应用全新的高压直流（NVDC）输电技术，以提高电网稳定性。

　　在过去的几年里，全球海上风电装机容量每年都有100MW到200MW的增长规模，从2000年到2007年间，

　　平均年装机容量增长58%.

　　根据欧洲海上风电的有限分布、历史趋势、风资源潜力、规划项目、产业概况以及欧盟成员国的产

　　业政策等因素，欧洲风能协会（EWEA）预测，到2010年，欧洲的海上风电装机容量将达到3.5GW。从长

　　远来看，目前投产的和规划的海上风电规模在2015年可达到15GW，欧洲风能协会估计，如果能都克服

　　现有障碍，到2020年欧洲海上风电规模可达到40GW，发电量占欧洲电力生产总量的4%。

　　海上风能利用的覆盖率很大程度上取决于技术发展。供应链的发展也非常重要，因为需求大于供给，供

　　应链瓶颈问题日益突出。预计在两年后瓶颈问题将出现缓和，部分风机制造商纷纷加大投资力度，扩大

　　产能，单机规模的扩大也对缓解瓶颈问题起到一定作用，风机制作商Repower和Multibrid的5MW规模

　　的海上风机都在德国的Bremerhaven港建设了生产基地，每个公司都计划到2010年年生产100台风机。

　　考虑到所涉及供应链的规模和复杂程度，这是个了不起的壮举。

　　我国的近海蕴含着非常丰富的风能资源，具体储量目前尚无确切数据，各家研究机构都在推动该项

　　研究工作，从初步研究成果来看我国海上风能有巨大的开发前景，尤其是东南沿海一带，是全国的用电

　　负荷中心，也属于风能资源非常丰富的地区，风能密度大约300w/m²，有效风时（≥3m/s）达7760h以

　　上。这些沿海地区（包括近海和滩涂）正逐渐成为开发风电的热土，近海风电必将成为其可持续发展的

　　重要能源来源。

　　2007年6月我国颁布了《可再生能源中长期发展规划》，该规划提出到2010年全国风电总装机容量

　　达到500万KW，并建成1-2万个10万KW级海上风电试点项目；到2020年全国风机总装机容量达到3000

　　万KW，并建成100万KW海上风电。2007年启动的“国家科技支撑计划”将能源作为重点领域，提出要

　　在“十一五”期间组织实施“大功率风机组研制与示范”项目，组建近海试验风电场，形成海上风电技

　　术。同年，我国首个经国家发展和改革委员会核准的海上风场——上海东海大桥10万KW海上风电场项

　　目已经开工建设，计划于2009年建成投产。地处渤海辽东湾的中国首座离岸型海上风力发电站，于2007

　　年11月28日正式投入运营，更是标志着中国发展海上风电有了实质性的突破。

　　随着国内越来越多的海上风电场进入规划或者建设阶段、市场份额和有利的风资源逐步被占领，一个份

　　额迅速增长、技术不断进步的海上风电市场正在快速形成。大批有实力的公司着手海上风电投资研究，

　　并为项目实施积蓄力量，其中有代表型的有：上海大唐发电、中广核、三峡开发总公司、上海申能集团、

　　上海绿能等。

　　1.1.2研究现状

　　近海风电场与陆地风电场的主要不同有：

　　1.近海风电场的比较优势

　　*节省土地资源；

　　*减少了噪声及公共视觉冲击；

　　*海上空间大，发展空间不受限制；

　　*海上风电场的规模要比典型的陆上风电场大许多。一个大的陆上风电场可能是100MW，一个大的海

　　上风电场可能要1000MW.

　　*海上风能资源要比陆地上优良，且很少有静风期。由于海面十分光滑，粗糙度较小，摩擦力较小，

　　2/6

　　海上风电场的开发现状和展望

　　一般估计海上风速比平原沿岸高20%，发电量可增加70%。*海上风电场允许单机容量更大的风机，高者可到达5～10MW，由于对噪音要求较低，通过更高的转

　　动可获取更高的能量产出；*风切变（即风速随高度的变化）也较小，这样不需要很高的塔架，可降开发成本；、*海上风串流的强度小，具有稳定的主导风向，机组承受的疲劳负荷较低，风机寿命更长。

　　2.近海风场的限制条件*海洋气候复杂多变，主要因素有风浪、雨雪、夏季台风、冬季浮冰、海水及海洋环境的腐蚀，都

　　直接影响施工进度及后期的维护；*前期勘测难度大、成本高，测风、地质地貌调查的等均较难实施；*工程建设难度远远高于陆地。主要体现在风机基础结构的选型与实施、风机运输安装、海上升压

　　站建设及海底电缆铺设、长距离输电技术、调试与试运行技术等方面。这些方面都是近海风场建设的关键风险点及成本控制点；

　　*运行维护难度大，成本相当于陆地风场的十倍。*寿命期结束后的弃置难度大。3.近海风场建设技术现状*测风技术：目前浅水区域单桩衍架式测风塔应用较为普遍，也有采样新型的雷达测风仪，各有优缺点；*地勘技术：现多采用地震、钻空等技术，与海上油田地勘技术相同；*风机基础结构：国外多采用单桩结构，也有重力式及桶基基础，技术手段多样，成本及适用范围也各不相同；*风机运输安装技术：国外采用专业安装船分体安装技术较为普遍，也开发了专用工具，技术比较先进，效率较高；随着机组大型化，整体安装技术也在不断完善，两种模式各有优势；*输变电技术：该项技术与风电以外的其它电力技术发展相当，技术也基本相同，需要解决的就是大容量长距离输电问题，普遍应用的是复合海缆交流输电技术，在超过一定距离后则采用较为先进的直流输电技术；*调试与运行维护技术：海上风场的调试与运行维护难度较大，主要是不容易登临风机平台，有风时上不去或者上去下不来，没风时风机无法启动因此无法调试。国外有采用专门设计的小型支持船的，也有采用直升机的，但是目前都没有很好的解决问题。*弃置技术：寿命期后的弃置目前在海上油田有比较多的研究，风场弃置比海上油田要简单一些，但是目前没有成形的技术方案可供参考。上述各项技术都不是特别成熟，留下很大的技术发展空间，不同技术的组合研究也能产生较大的经济效益。4.近海风电场的成本分析一般风电场建设的主要投资项目有：①设备材料工器具购置费：风机主设备、风机塔筒、变电站设备、控制系统设备、电缆及通信光缆费、运行维护支持船舶费用。②建筑安装工程费：建筑工程费、辅助工程费、安装工程费。③科研勘设费：前期工作费、勘察设计费、竣工图件编制费。④建设管理费：项目建设管理费、工程建设监理费、土地征用费。⑤生产准备费：生产人员培训费及提前进厂费、办公及生活家具购置费、工具及生产家具购置费、联合试运转费。⑥其他费用：工程保险费、工程质量监督检测费、基本预备费。⑦弃置费。根据陆地教成熟的风电场建设经验，一般规模的陆地风电场的主要投资比例构成有：风机及其配件70%、机电设备物资15%、安装工程4%、建筑工程6%、其他费用5%。由于海洋环境的特殊限制条件，近海风电场建设项目的成本要普遍高于陆地风电场，并且在投资机构上也不尽相同。海上风电场的发电成本与经济规模有关，目前海上风电场的最佳规模为120～150MW。根据一些研究机构的研究成果，在海上风电场的总投资中，风电机组占51%、基础16%、电气接入系统

　　3/6

　　海上风电场的开发现状和展望19%、风机安装占4%、其它10%，也有的国外研究机构分析认为风机占33%，基础占25%，接入系统占19%（含海缆），前期研究及审批占7%，项目管理占，5%、风机安装占2%、调试占2%、其它杂项7%（含控制系统等）。

　　从上面的两种研究成果可见，不同海上风场之间的经济对比很难，这是因为不同的风场投资成本不同，离岸距离不一样，水深各异，并网补贴和电价都不一样。上网成本可能是建设远距离深水风电场的一个决定因素。海上风电项目的数量仍相对较少，每个具体情况端口会影响到这些项目的成本费用。表1.2是欧洲主要海上发电场的经济指标数据比较表。

　　4/6

　　海上风电场的开发现状和展望

　　风场

　　国家风机数功MW率装MW机容量风机生产商计GWh/划a年发电量规划开始时间投入运行时间离Km岸距离水M深结构

　　1EgmondannZee荷兰363108

　　Vestas*

　　345

　　Feb00

　　2006*

　　10-18

　　15-20单桩

　　表1.2海上风电场经济指标数据表

　　2

　　3

　　4

　　5

　　ThorntonBorkum

　　ButendleGreate

　　bank

　　West

　　k

　　r

　　Gabbar

　　d

　　比利时

　　德国

　　德国

　　英国

　　6/24/60***12/208

　　80

　　140

　　3.6

　　5

　　3

　　3.6

　　21.6/12060/100

　　240

　　500

　　/300

　　N.N

　　N.N

　　Vestas*N.N

　　986

　　260/4300

　　1750

　　2002

　　1999

　　2000

　　2007*

　　2003*-2012008*0*

　　2009*

　　27-30

　　45

　　34

　　23

　　30导管架

　　30导管架

　　16-20导管架

　　2.4-10单桩

　　6HornRev丹麦802160

　　Vestas

　　600

　　1998-99

　　2003

　　14-20

　　6-14单桩

　　7Nysted丹麦722.3165.6Bonns

　　480

　　1998-99

　　2003

　　96-9.5单桩

　　8Socrbysands英国30260Vestas

　　171

　　1993

　　2004

　　33-12单桩

　　5/6

　　海上风电场的开发现状和展望

　　形

　　式

　　投亿元20

　　10//5

　　14

　　42

　　资

　　额

　　具万元

　　4.6//1.6672.3

　　1.8-2.0

　　体/KW

　　**

　　投

　　资

　　成

　　本

　　补亿元2.7

　　总投资的-

　　-

　　-

　　贴

　　强

　　度

　　注：*计划数**无补贴和有补贴情况***不同扩建阶段

　　24

　　25

　　12

　　1.5

　　1.5

　　1.9

　　上网费上网费-

　　6/6

　　

　　

篇十二：我国海上风电场

　基于SWOT分析我国海上风力发电的发展现状

　　李晓宇;王伟【摘要】能源为经济的发展提供了所需要的动力,伴随着我国经济的快速发展,能源供需之间的矛盾日渐突显.海上风电作为一种新能源,绿色清洁、低碳排放的特点逐渐引起了人们的重视.比起陆上风电来说,海上风电的发展具有弱势和不确定性,与此同时,海上风电的发展也具有优点和机遇.为了研究海上风电的发展,本研究总结了有关我国现有海上风电发展的政策、市场、技术和发展规划等,采用SWOT方法分析影响我国海上风电发展的相关因素,最后为相关部门制定海上风电发展政策提供一些建议.【期刊名称】《华北电力大学学报（社会科学版）》【年(卷),期】2018(000)005【总页数】8页(P42-49)【关键词】SWOT分析;海上风力发电;发展现状【作者】李晓宇;王伟【作者单位】华北电力大学经济与管理学院,北京102206;华北电力大学经济与管理学院,北京102206【正文语种】中文【中图分类】F416

　　一、我国风电发展的背景及发展现状

　　(一)我国风电发展的背景在过去的几十年里，风电作为可再生能源发电中一项重要的技术经历了持续快速的发展。然而由于技术瓶颈、高额建造成本以及其他一些原因，风力发电的发展主要集中在陆上风电。2008年以前，海上风力发电的装机容量增长非常缓慢，2008年之后，欧洲国家逐渐开始重视海上风力发电的发展，与此同时，风力发电的装机容量随之增加。在2000年以前，海上风力发电主要集中在欧洲地区，比如丹麦和荷兰等国家，且风力发电的单个装机容量小于1兆瓦。2000年之后，海上风力发电在英国发展迅速，逐渐开始超过欧洲的其他国家，就发展速度和装机容量而言，英国稳居海上风力发电的第一位。从全球来看，超过90%以上的临海风力发电国家主要集中在欧洲。随着海上风力发电的推广，北美和亚洲的一些国家开始发展自己的海上风力发电技术。比如，北美地区以美国为代表，正加快海上风力发电的进程，分别制定了相应的计划预期：2020年实现装机容量10GW；2030年海上风力发电装机容量达到54GW。在亚洲地区，以中国，韩国和日本为代表。韩国和日本由于本地区资源相对稀缺，因此特别重视海上风力发电的发展，韩国政府通过鼓励本国企业研发海上风力发电设备来实现海上风力发电的发展。2016年，韩国已经成功实现400MW的发电设施，此后，也不断加快研发进程，预期在2020年实现2GW以上的装机容量。我国风力发电取得了重大的发展成果。2013年我国累计装机容量达到91423MW，在全球风力发电总装机容量中占比28.7%。与陆上风力发电不同，我国的海上风力发电始于2007年，现阶段还是处于探索阶段。国家“十三五”规划对我国风电发展进行了规划布局，指出到2020年底，风力发电累计并网装机容量达到2.1亿千瓦以上，其中海上风力发电并网装机容量达到500万千瓦以上。同时，我国沿海省份都开始建造海上风力发电场。然而海上风力发电的装机容量还是慢于预期进展。2015年的装机容量是428.6MW，比预期装机容量少10%。2014年，国家

　　发展与改革委员会发布了海上风力发电上网电价政策来鼓励海上风力发电的发展，这对于我国海上风力发电的发展是一个很好的开端。(二)海上风力发展现状1.政策政府政策对于海上风力发电具有十分重要的影响。从2005年以来，我国政府先后发布了一系列鼓励支持海上风力发电的政策，包括研发支持(2005-2013年)，项目规划(2010-2011年)以及竞价政策(2010年)、基准价格(2014年)。在研发支持政策上，国家发展改革委员会和工业与信息化部联合颁布了支持海上风力发电的政策，具体如下：2005年国家发展与改革委员会制定了可再生能源行业发展目录，海上风力发电技术研发与支持就名列榜首，这表明我国政府已经开始重视海上风力发电。2008年可再生能源“十一五”规划中指出，进一步为海上风力发电的研发、实验、设备制造和试点提供支持。2010年《风力发电设备制造行业准入标准起草稿》指出要优先发展风力发电行业设备制造；2013年，工业结构调整目录中指出：海上风力发电设备研发和制造、海上风电场建设都被添加到鼓励新能源行业发展的条款中。2017年全国海洋经济发展“十三五”规划指出：要加强5兆瓦、6兆瓦及以上大功率海上风电设备研制，鼓励在深远海域建设离岸式海上风电场，健全海上风电产业技术标准体系和用海标准。在项目规划支持政策上，国家能源局颁布了一系列的政策来鼓励支持海上风力发电发展。2009年制定了海上风力发电项目规划报告编制规则(试行)规定了在海上风力发电项目的原则、程序、内容和技术要求等；2012年可再生能源“十二五”规划指出要加速发展海上风力发电的进程，2015年装机容量达到5GW,到2020年海上风力发电装机容量要达到30GW。2014年海上风力发电发展与建设方案涉及44个海上风力发电项目，总的装机容量超过10GW。2017年全国新增风力发电装机容量3065万千瓦.这些政策为海上风力发电的发展提供规划和标准，明晰了

　　不同管理部门之间的责任。同时，为了避免与海洋规划冲突和减少投资风险，国家能源局和国家海洋局联合颁布了海上风力发电建设的发展管理实施细则,指出：海上风力发电场的建设离岸不超过10KM，水域深度大于10KM。在价格政策上，国家发展与改革委员会在2010年举行了海上风力发电特许权竞价，这表明我国开始实施价格竞价机制。然而，潮间风力发电和近岸风力发电价分别为$102.3-104.9/MWh、$115.6-120.9/MWh，这不足以弥补风力发电的成本。为了促进海上风力发电行业的健康发展，国家发展与改革委员会颁布了海上风力发电上网电价的通知。2.市场环境在市场环境上，2005年我国开始海上风力发电的发展，但海上风力发电的项目开启则始于2007年。由于海上风力发电成本高，技术上的不成熟，我国海上风力发电在2006年到2007年间处于停滞状态。2010年到2012年的时候，我国海上风力发电发展十分迅速。2012年末，我国海上风力发电总装机容量达到389.6MW，仅次于英国(2861MW)和丹麦(832.9MW)。海上风力发电快速发展并不能保持连续性，2013年我国海上风力发电新增装机容量仅为39MW。导致海上风力发电的原因主要来自两方面：一方面，海上风力发电上网电价不确定的，因此，对投资者来说，投资的风险是相对比较高；另一方面，海上风力发电涉及多个部门，不同部门之间的规划冲突是时而出现的，协调上也存在一定困难。海上风力发电作为风力发电的一种新形势，得到风力制造设备商的重视。在过去的5年里海上风力设备制造商积极地抓住机遇抢占市场份额，其中主要的代表企业有：华锐风电、金风科技、西门子和联合电力。华锐电力的市场方向主要集中在海上风力发电，西门子的市场方向主要集中在近岸风力发电等。3.技术在全球范围内，大规模风力发电机业已成为未来风力发电技术主要的发展趋势。许

　　多跨国企业都投入发展大容量的发电机组的行列中，电量范围集中在4MW-8MW之间。我国大约有20家风力发电装备商开始研发多兆瓦的风力发电机，容量范围主要集中在3MW-6MW之间。目前，我国许多风力发电装备制造商正着手设计和生产海上风力发电设备，现有的技术条件下我国海上风电装机容量范围大致范围在5MW到6MW之间。由于海上风力发电属于一种新兴的发电技术，投资者对这一行业表现出了极大的兴趣，华锐风电就着手研发10MW超大型海上风力发电机，与此同时，国家能源局给予了肯定和支持。经过几年的摸索，我国海上风力发电制造商已掌握了大型风力发电机研发的相关技术，并逐步打破外国技术垄断。二、我国风力发电计划路线(一)综合规划我国政府正计划在2011-2015年间实施促进近海风力发电的规模化发展。基于示范项目的初步结果，我国政府决定在上海、江苏、山东实施近岸海上风力发电场的开发利用。除此之外，我国政府也加速规划浙江、福建、广东、广西、海南和辽宁等地的海上风力发电场的建设。2015年之前我国主要集中开发和发展近岸风力发电，大规模的海上风力发电开始出现在2015年之后，预期大约有20个海上风力发电场将会建造。2020年，我国海上风力发电装机容量将会达到30GW，然后开始逐步开发深海风力发电项目。可再生能源发展“十二五”规划和“十三五”规划都对海上风力发电的发展给予了大力支持，2015年我国海上风力发电装机容量将达到5GW，与此同时，8GW和10GW的风电项目也正在建设中。然而海上风电项目并没有实现预期的发展速度，国家能源局为了解决这个问题，开始加快审批海上风力发电项目的进程来实现预期计划和发展。基于国家海上风力发电发展和建设规划(2014-2016)，国家能源局审核通过了44个海上风电项目，累计总装机容量超过10GW。这些审批项目分布地区主要集中在河北、江苏、浙江、福建和广东地区。

　　(二)沿海省份规划2009年国家能源局组织了国家海上风力发电工作会议，以官方的形式发布了沿海地区海上风力发电规划，并要求沿海省份尽可能快速的制定相应的发展规划。在国家大力提倡发展风电的背景下，沿海地区也开始重视海上风力发电的发展。2013年上海、江苏、山东、河北、天津、浙江、广东和大连已经完成了海上风力发电规划，并得到了国家能源局的审批。除此之外，福建、海南、辽宁和广西也正在改善好完善当地海上风力发电的发展规划。国家能源局颁布了《对上海海上风力发电场项目的答复》，以官方的形式通过了上海发展海上风力发电的规划，如表1所示。上海市海上风力发电容量大约在6GW。在“十二五”规划期间，上海市采取了先鼓励东海、奉贤、南汇地区发展海上风力发电，然后再鼓励其他地区的风力发电场的发展。除此之外，江苏省、浙江省、广东省、河北省和大连市也相继得到国家的批准。各省份海上风力发电计划详细信息如表2所示。表1上海海上风电计划(MW)海上风电场项目计划容量2010年以前2011-20152016-20202021-2030东海200100100--奉贤400-300-100南汇1000-200400-崇明950--450500长江北支流650---650川沙850---850金山500---500深海地区1800---1800合计59501006008504400表2主要沿海省份(市)海上风力发电规划省份装机容量(GW)总计划20152016-20202021-2030江苏183.43.611浙江5.450.32.72.45山东12.75156.75河北5.60.52.72.2广东8.572-37-8-福建5.90.523大连1.90.61.3-合计58.178.3-9.324.3-25.3从表2中我们可以看出，沿海省份比如福建省和海南省也加快了本省发展海上风力发电的计划，总的装机容量超过59GW，根据相应计划2015年总装机容量将

　　达到9-10GW，2020年装机容量预期会达到34.75-36.75GW。显然，规划中的装机容量超过2015年中央政府制定的目标。三、基于SWOT分析我国海上风力发电中国海上风力发电资源潜力巨大。我国政府也十分重视海上风力发电的发展，因此，鼓励风电企业和外国企业采取合作的形式来发展本国的海上风力发电。我国海上风力发电既存在着优势也存在着机遇。作为风力发电的一种新形势，海上风力发电将面临史无前例的发展机会。然而，我国海上风力发电的发展仍处在初期阶段，仍然面临着许多挑战和威胁。本研究采取SWOT研究方法对我国海上风力发电的内在优势、劣势、外部机会和威胁等因素进行详细的分析，以此希望给我国海上风电发展提供一些建议。(一)优势在地理位置上，我国陆上风力发电主要集中在东北、北部和西北地区，尤其是内蒙古、甘肃和宁夏等地区。大规模的陆上风力发电远离传统用电高峰区，加之，我国这些大规模风力发电地区由于经济上落后，本地区对电力资源的需求也十分有限，因此亟需要大规模、远距离、高电压传输项目来把风电传输至用电需求大的区域，与此同时，这也会增加风电的传输成本。根据有关部门的统计，从甘肃到江苏泰州，风力发电的传输成本是$50.8/MWh。以800KV的超高压传输项目为例，从甘肃酒泉到湖南株洲，总线路长度是2690KM，风力发电的传输成本是$50.8/MWh。与陆上风力发电不同的是，我国海上风力发电主要分布在东南沿海地区，比如江苏、福建、山东和广东等地区。由于毗邻用电量大的区域，风力发电便于并网和本地区消纳。这就能够就近消纳风力发电资源并解决大量的输电成本，这是优势所在之一。在资源禀赋方面，比起陆上风力发电的资源禀赋，海上风力发电的资源更佳。我国大约有18000KM的海岸线，有超过6000个岛屿，海上风力资源丰富，而且主要集中在东南沿海及毗邻岛屿地区。沿海和岛屿地区有效风能密度超过每平方米

　　300瓦。我国海上风能总量大约有7.58亿千瓦，是可开采利用的陆上风力资源的3倍。海上风能具有风速大、风能稳定的特征且年均可利用时长比较长。陆上风力发电每年仅仅只能发电1800-2000个小时，而海上风力发电年均利用小时数达到2000-2300个小时，并且海上风力年发电量比陆上风力年发电量多3亿KWH/MW。海上风力发电还有以下两个优点：一方面，海上风力发电场开采的空间还非常巨大；另一方面，海上风力发电还不占用宝贵的土地资源，这有利于大型风力发电机的发展和建设大型风力发电场。沿海政府政策支持的优势。随着能源资源的枯竭和环境污染问题日益突显，我国政府越来越重视可再生能源的发展。可再生能源行业的发展可以为当地经济和社会发展提供良好的机遇，因此，沿海地区政府非常重视、支持海上风力发电的发展。目前，大部分沿海城市已经完成了海上风力发电规划，并得到了国家能源局的审批。根据沿海地区海上风力发电计划，2015年预期总装机容量为9-10GW，2020年风力装机容量将达到34.75-36.75GW。在未来15年，我国将建设2千万千瓦规模的海上风力发电基地。一些沿海省份或城市比如：上海、江苏未来的风力发电计划就十分明确、清晰。沿海地区当地政府的大力支持对风力发电行业来说则起到了非常重要的作用。(二)劣势在投资成本方面，高额的投资成本是限制海上风力发电行业发展的一个重要因素。目前，海上风力发电的投资成本范围大约在$2296.2/MWh-$2952.3/MWh，这是陆上风力发电行业的2倍。风力发电成本主要包括：设备成本、基础设施、运营和维护成本以及运输成本等。与陆上风力发电来说，风力发电成本在基础设施、运营和日常保养方面的成本比较高。除此之外，海上风力发电还受到自然因素的影响，比如冰冻、台风、腐蚀以及其他一些特殊的海洋环境，这都会增加海上风力发电的成本。

　　在技术方面，陆上风力发电已经经历了30年的发展，其技术已经趋于成熟。与之不同的是我国海上风力发电技术还处于初期阶段，虽然许多设备制造商已经投入了很多精力在研发上，总的来说，我国海上风力发电技术尚未成熟。主要体现在风力涡轮机技术、建造技术、并网技术方面。在涡轮机技术方面：相比小型涡轮机(1.5MW,2.5MW和3MW)，大型涡轮机更适合海上风力发电的发展，而且还具有很好的经济效应，由于我国海域面积广阔，大型风力涡轮机发电将成为未来发展的趋势。目前，我国投入运营的海上风力发电机在2.5MW和3MW之间，占比达到65%。大型涡轮机(4MW/5MW和6MW)在总装机容量中占比仅为11.24%。针对现有这个问题，一些竞争厂商已经着手研发5MW和6MW的风力涡轮机技术。在建造技术方面，我国暂时没有相应的建造平台可供海上风力发电场的建设。海上风力发电厂建设企业现在采用现有的大型浮式起重船和整体式安装技术安装海上风电涡轮机。因此，建造的成本显得相对高且建造能力比较差。尤为重要的是大型船只的建造在我国只有一家企业能够建造。在并网技术方面，现有技术下我国海上风电场传输的电压为35KV，与欧洲国家132KV-150KV相比还存在着较大的差距。加之缺乏起步晚，缺乏相应的技术经验，这制约着我国海上风电的发展。(三)机遇1.海上风电的上网电价在海上风电行业起到非常重要的作用。为了鼓励开发和利用我国海上风力资源、促进海上风力发电行业的健康发展，国家发展与改革委员会颁布了《海上风电上网电价的通知》，这表明海上风力发电的上网价格正式得到确认。基准价格政策能够为未来海上风力发电提供价格支持。一方面，投资者根据基准价格能够预估未来市场走向，并作出市场决定；另一方面，这有利于提高投资者的投资热情，极大调动投资者进入海上风力发电行业。2.海上风力发电成本下降对发展风电也是一个机遇。近几年来，装备制造商和海上风力发电商正积极的抓住市场机遇，引发了激烈的市场竞争行为，从而促进了海上

　　风力发电行业的成本在一定程度上得到削减。成本的快速下降为风电行业的发展提供了一个发展的机遇。虽然海上风力发电的成本高于陆上风力发电成本，但是海上风力发电成本的下降速度要远远大于陆上风力发电的成本下降速度。3.我国在海上风力发电行业的瓶颈得到了突破，这也是我国发展海上风力发电的另一个机遇所在。大型陆上发电基地比如：新疆哈密、内蒙古西部地区、东部地区和甘肃酒泉地区都远离传统用电需求大的区域。一方面，这些地区基础设施落后，相应的建造成本就会很高；另一方面，由于用电量大的区域离这些发电基地比较远，加上本地消纳能力比较有限，这是我国陆上风力发电的缺陷所在。我国东部和东南沿海地区是我国用电最大的区域，在这些省份的沿海地区建造海上风力发电基地就能够解决远距离传输电力的问题。4.全球范围内海上风力发电的发展对我国风力发电的发展也是一个机遇。许多欧洲国家开始逐渐重视到海上风力发电的发展。近几年来，全球风力发电装机容量迅猛发展，2012年全球装机容量达到5GW。现在越来越多的商业银行愿意给海上风电行业提供贷款，海上风力发电行业的资金问题得到解决对行业的发展来说无疑不是一个利好消息。2013年全球海上风力发电行业的新建装机容量为1631MW。随着全球海上风力发电行业的迅速发展，也为我国风力发电行业的发展提供了很好的发展环境。一方面，全球海上风力发电行业的迅速发展能够促进技术进步从而削减发电成本；另一方面，为我国风力发电行业提供了一个广阔的国外市场，并且能促进本国企业之间的竞争，从而推动整个行业的向前发展。因此，全球海上风力发电行业的发展对我国风力发电行业来说是一个发展机遇。(四)威胁因素1.海上风力发电的建造和管理工作涉及多个部门，比如：国家能源局、国家海洋局和环境保护部门等。部门之间的协调力是影响海上风力发电的一个重要影响因素。另外，复杂的规划和审批过程增加了海上风力发电计划的不确定性和投资风险。

　　2.缺乏完善的政策。2005年以来，我国政府颁布了一些列的政策来支持我国海上风力发电的发展，但政策还需要进一步改善和优化。否则，将会对未来我国海上风力发电的发展产生不利的影响。具体体现在：首先，缺乏金融政策。金融工具在新兴行业的发展过程中起到举足轻重的作用，尤其是研发和投资补贴方面。虽然国家发展和改革委员会颁布了相关政策来鼓励海上风力发电的发展，但是这些政策不涉及到研发投资或者补贴。另一方面，缺乏投资激励和既定的补贴来支持海上风电项目的建设。3.价格政策有待完善。国家发展与改革委员会在2014年颁布了《海上风力发电上网电价的通知》。2017年我国海上风里发电竞价机制，国家发展与改革委员会制定了近岸风力风力发电的价格和潮间带风力发电的价格分别为$139.4/MWh和$123/MWh。但是国家发展与改革委员会并没有详细制定关于海上风力发电的上网电价。四、结论我国海上风力发电虽然起步晚，但是我国政府十分重视海上风力发电的发展，制定了一系列的措施来鼓励支持海上风力发电的发展，近几年来海上风力发电的发展取得了很大的进展。我国海上风力发电行业的发展既存在着机遇，同时，挑战也并存着。为了促进我国海上风力发电行业的健康发展，本文认为应该从如下几个方面来改善我国海上风力发电的发展。首先，从技术的角度来看，技术对市场需求和成本的影响对于一个新兴行业来说起着十分重要的作用。目前，我国海上风力发电技术尤其是涡轮机制造技术是制约我国海上风力发展的主要问题所在。我国政府应该继续加大对海上风电技术研发的支持。其次，在海上风电的基准价格上，海上风力发电的基准价格还存在着不合理。我国政府应不断纠正海上风力发电的价格来保证其合理性。在成本方面，海上风力发电的成本直接影响着投资者的利润，成本的削减有利于促进投资者的热情。在全

　　球大力发展海上风力发电的背景下，海上风力发电取得极大的技术进步，这将极大的减少海上风力的发电成本。除此之外，我国政府可以采取相应的补贴措施在一定程度上弥补发电商的成本，从而推动海上风力发电行业的发展。[参考文献]

　　【相关文献】

　　[1]张海锋.海上风力发电技术及研究[J].资源节约与环保,2017(6):15-16.[2]王艳春.风力发电系统技术的发展综述[J].信息记录材料,2017(5):27-28.[3]张磊,朱凌志,陈宁,姜达军,刘艳章,赵大伟.风力发电统一模型评述[J].电力系统自动化,2016(12):207-215.[4]刘波,贺志佳,金昊.风力发电现状与发展趋势[J].东北电力大学学报,2016(2):7-13.[5]范红梅.世界风力发电产业现状研究与思考[J].中国军转民,2016(1):62-66.[6]沈宗庆,李孟刚.我国风力发电健康发展策略[J].国家行政学院学报,2016(4):69-71.[7]张宏,王礼茂,张英卓,牟初夫,方叶兵,杨慧敏.低碳经济背景下中国风力发电跨区并网研究[J].资源科学,2017(12):2377-2388.[8]徐冬青.风力发电技术发展现状以及行业发展分析[J].中小企业管理与科技(中旬刊),2017(12):4445.[9]王珊珊.风力发电技术现状及发展趋势[J].电子技术与软件工程,2017(4):238.[10]石文,李耀东.我国风力发电发展存在的问题及健康发展策略[J].时代农机,2017(1):142-144.[11]程浩,黄海午,陶其林.我国风力发电水平发展趋势的统计分析[J].科技创新与应用,2017(2):38-39.

　　

　　

篇十三：我国海上风电场

　中国海上风电的发展状况

　　海上风电具有风资源持续稳定、风速高、发电量大、不占用土地资源等特点，且海上风电靠近经济发达地区，距离电力负荷中心近，风电并网和消纳容易。因此，发展海上风电已成趋势。

　　图6-1

　　图6-2

　　我国海岸线3.2万公里，其中大陆海岸线1.8万公里，岛

　　屿海岸线1.4万公里。近海区域、海平面以上50米高度技术

　　可开发容量约2亿千瓦。目前，我国近海风场的可开发风能

　　资源是陆上实际可开发风能资源储量的3倍，其风能储量远

　　高于陆上，未来发展空间巨大。到2020年，我国“海上风电

　　三峡”的建设将使海上风电装机容量超过1000万千瓦，大部分分布于江苏沿海及潮间带，容量超过800万千瓦。发展海上风电已成为我国风电发展的重要方向。

　　国家能源局已责成沿海各省根据自身的资源状况，制定各省的海上风电发展规划。目前已有上海、江苏、浙江、山东和福建等多个省市区提出了各自的海上风电发展规划。其中江苏、浙江相对于渤海湾地区的风功率密度较大，同时无强台风，适合大规模建设海上风电场，成为海上风电场大规模建设的排头兵。江苏省计划到2020年建成1000万千瓦的风电场，其中海上风电场700万千瓦，浙江省总规划为100万千瓦。

　　2009年1月，国家能源局在北京召开海上风电开发及沿海大型风电基地建设研讨会，会后印发《海上风电场工程规划工作大纲》，明确工作范围、工作原则、工作内容、组织管理和工作职责等。

　　2009年6月，国家发展改革委在南通组织召开了海上风电开发建设协调会议，并印发会议纪要，对风电的开发规划

　　工作进行了进一步安排和部署。2009年11月26日，上海市海上风电场规划报告进行审

　　查。经各相关部门的领导和专家评审，审定的上海海上风电发展规划为：共规划8个海上风电场，包括东海大桥、奉贤、南汇、崇明、长江北支、横沙岛、金山和深远海域风电场。规划期至2030年，总容量595万千瓦。2010年完成东海大桥风电场建设，容量10万千瓦；2011—2015年，规划新增装机容量40—60万千瓦；2016—2020年，规划新增装机容量85—105万千瓦。

　　2010年8月31日，上海东海大桥10万千瓦海上风电示范项目风电场全部34台华锐风电(601558,股吧)SL3000风电机组，顺利完成海上风电场项目240小时预验收考核。拉开了海上风电大幕，创造风电史上多个第一。该项目位于东海大桥东侧的上海市海域，距离岸线8-13千米，平均水深10米，总装机容量102兆瓦，全部采用华锐风电自主研发的34台3兆瓦海上风电机组。预计未来年发电量可达2.6亿度。

　　2010年10月8日，海上风电特许权项目四个项目招标，

　　总装机容量为1000MW，全部位于江苏盐城，共包括滨海、射阳、东台和大丰四个风电项目。中标以上项目的风电场运营商都是央企子公司，分别归属大唐集团、中国电力投资集团、国家电网公司和国电集团。而为四个风电项目提供风机的整机厂商也圈定，华锐风电拿下滨海300MW、射阳300MW两个项目，金风科技(002202,股吧)获得大丰200MW项目，上海电气(601727,股吧)则获得东台200MW项目。

　　本次海上风电项目，滨海、射阳、东台、大丰四个项目的中标电价分别为0.7370元/千瓦时、0.7047元/千瓦时、0.6235元/千瓦时、0.6396元/千瓦时，和陆上最高风电标杆电价0.61元相近。

　　此前，国家能源局已向辽宁、河北、天津、上海、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等11省份有关部门下发通知，要求各地申报海上风电特许权招标项目。

　　

　　

篇十四：我国海上风电场

　我国第一个海上风电场定址上海东海大桥畔

　　佚名

　　【期刊名称】《变频器世界》

　　【年(卷),期】2006(000)011

　　【摘要】海风是取之不竭用之不尽的绿色新能源。不远的将来，上海东海大桥一侧将新添一大景观——一台台大风车面朝大海迎风取电。25日上午，记者从有关方面获悉，我国第一个海上风力发电场将建在东海大桥附近海域，预计总装机容量10万千瓦，建成投产后可满足约20万户普通家庭一年的用电量。

　　【总页数】2页(P23-24)

　　【正文语种】中文

　　【中图分类】TM614

　　【相关文献】

　　1.我国第一个海上风力发电场定址东海大桥畔[J],2.我国首座海上风电场东海大桥风电场并网发电[J],3.我国第1个海上风力发电场定址上海东海大桥畔[J],4.我国首座大型海上风电场建设进入关键阶段东海大桥风电场首台3兆瓦风机安装成功[J],张欣平5.我国首座海上风电场——东海大桥风电场正式并网发电[J],

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篇十五：我国海上风电场

　论海上风力发电场开发现状及发展趋势

　　风能自古以来就是一种稳定、清洁的可再生能源，它在环境污染不断加剧、温室效应日趋严峻的今天备受人们的关注，研究、开发和利用风能已成为当今能世界性话题。风力发电场作为全球公认的减少环境污染、缓解石化能源供应危机、促进低碳经济增长的现代技术，得到世界各国的重视与认可。海上风力发电场作为风力发电的重要组成，目前在不少发达国家得到广泛的应用，并在整个发电领域占据重大比重。下面我们就海上风力发电场的开发现状及未来发展趋势做深入阐述。

　　一、海上风电场概述

　　海上风电场是近二十多年来才出现的一种现代化发电厂，它自诞生便得到世界各国的关注，至今在全球大部分地区得到认可和青睐，尤其是在亚洲、欧洲和美洲，更是从当初的试验阶段直接跨入到大规模生产的商业化阶段。

　　1、海上风电场概念

　　海上风电场顾名思义就是利用海上的风力资源来进行发电的一种风电站。这种发电技术自研制成功至今仅仅有二十多年的历史，但是它却为人类社会带来了巨大的经济效益。但是在具体的应用中，由于海上风电场的风速远远大于陆地，且海上还受到水域的限制而导致其操作性并不强。时至今日，这一技术仍然仅限于一些发达国家。

　　2、海上风电场的优越性

　　经过这些年的工作实践我们发现，海上风电主要具备以下几个方面的优势。首先，海上风电与陆地风电相比具备着风力资源丰富、风速稳定、对环境影响小的优势；其次，海上风电机组因为远离海岸，因此其产生的噪音、视觉干扰非常小，不会对人们日常生活、工作带来影响；再次，海上风电站的发电机组的单机容量远远大于陆地风电站，年利用小时数高；第四，海上风电站通常都建立在靠近经济发达的地区，距离电力负荷中心较近，风电电网与其他电网的连接比较容易，且不会占用城市土地资源，从而有效确保了城市的进一步发展，为城市经济建设带来更大、更稳定的基础能源。

　　二、国内外海上风电发电现状

　　国外海上风力发电主要集中在欧洲和美洲，且普遍应用在发达国家。由于这些国家本身资金雄厚、技术先进，所以在海上发电厂的研究和利用上有着更加明显的优势。而且经过研究，海上风力发电场又具备这上述种种优越性，这就更是给这些国家的海上风力发电场研究指明了方向。目前，国外海上风力发电场的研究和利用主要有以下几个地区。

　　1、欧洲海上风力发电场现状

　　欧洲是当前全球海上风力发电场建设最多、发展速度最快的地区。目前，全球海上风力发电场主要集中在丹麦、英国、荷兰、瑞典等国家。其中丹麦作为世界上第一个建立海上风电发电场的国家，其为海上风电发电场的出现奠定了重要基础。且自1991年至今，丹麦一直高度重视海上风力发电场的研究和探索，截至目前该国家的海上风力发电场研究已经超过二十年，其技术相当成熟，至今已经建立了7座以上的海上风电场，可谓是当今世界上海上风电场的先驱者。

　　另外，目前英国的海上风电项目也在稳步前行，由于英国海域风力资源在整个欧洲都属于前列，因此其发展前景非常乐观。同时，英国政府也非常关注海上风电项目的研究。综合英国海上风力资源，截至今年，英国政府强行制定了15%以上的海上风能能源政策，且被世界认定为全球海上风电市场。

　　2、美洲的海上风力发电场现状

　　每周的海上风力发电场说白了也就是美国的海上风力发电场。在美国，风力发电场研究工作在近几年开展非常迅速。尤其是在全球能源和可再生能源研究力度不断增加的新时期，美国政府为了加快国家经济建设，制定出了一系列海上风电站建设制度，大大加速了海上风电场建设步伐。近年来，美国的海上风力发电场的发电总量已经超过500wm，且为了更好的发展海上风电事业，美国更是制定出从浅海域向深海域推进的发展计划。

　　3、我国的海上风电场现状

　　我国的海上风电场发展比较晚，至今不到十年的历史，与世界相比有着很大的差距。但我国拥有着1.8万多公里的大陆海岸线，可利用的海域面积更是多达300多万平方公里，是世界上数一数二的海域大国，因此海上风力资源也非常丰富。自2010年上海东海大桥海上风力发电场投入生产至今，我国又在滨海、射阳等地分别建立了海上风力发电场，预计海上风力发电场的年收益可达800亿

　　元以上。与此同时，我们可以预见在未来的几年来，我国必然将进入海上风力发电事业的加速发展阶段。

　　三、制约海上风电场技术发展的因素

　　经研究表明，在当今海上风力发电站建设黄金时期，影响海上风力发电事业的主要因素有工程建设投资大、成本高两个原因。发电成本可谓是海上风力发电事业无法发展的首要因素，就目前的技术水平而言，海上风力发电站的发电成本大约为0.42元/千瓦时。另外，海上风电场的运行和维护费用也很高。

　　四、海上风电的发展趋势

　　1、风电技术发展迅速，成本持续下降

　　在陆地上建设风电场需要占用较大面积的土地，而在海上则不会需要占用陆地面积，在一定程度上缓解了用地面积的紧张，另外，海上充足的风资源可以被风电场所用并进行发电，极大的提高了社会、经济效益，并且通过推广，越来越受到人们的关注。

　　2、政府支持促进欧洲海上风电发展

　　海上风电是当前提倡的低碳经济发展项目之一，政策的积极支持是海上风电产业发展的主要因素。海上风电利用海上风能资源，是一种清洁的可再生能源，与传统的燃煤发电相比，海上风电不依赖外部能源，没有碳排放等环境成本，不会造成大气污染和产生任何有害物质，是理想的绿色能源。

　　五、结束语

　　总之，海上风能资源作为一种清洁的永续能源，在各国政策的积极支持下，海上风电技术的提高和风电开发成本的下降促使海上风电规模化发展，海上风能将得到更深入、更大范围的开发和利用。

　　

　　

篇十六：我国海上风电场

　海上风电场维护受环境影响的程度更大海上风电场的风电机组设备数量较多分布的区域也比较广泛具有点多面广等特点这就直接导致了风电机组的有效维护和管理会遇到阻wo海上风电场还受海洋气候的影响会在很大程度上缩短海上风电机组海上风电场运行维护的费用更高伴随着海上风电机组功率容量趋向大型化发展风电机组的体积也随之增大这就给直接加人了风电机组维护的难度

　　海上风电场运行维护策略优化

　　【摘要】海上风电产业发展十分迅速，海上风电场的运行维护要求也随之不断提高，但是目前海上风电场的运行维护依旧存在些许问题，有待改善。因此，本文通过对海上风电场运行维护存在的问题的具体分析，提出了一些优化策略。

　　【关键词】海上风电场；运行维护；优化策略一、海上风电场运行维护的特点（一）海上风电机组运行维护的技术要求更高受海洋的影响，海上风电机组对技术的要求逐渐提高，因此，在进行设计时，会充分考虑海上侵蚀、船舶运输等相关因素。海上风电机组的安装地点相对空旷，很容易受到天气因素的影响，所以需要采取更加先进的技术手段，以此保障风电机组的安全运行。（二）海上风电场维护受环境影响的程度更大海上风电场的风电机组设备数量较多，分布的区域也比较广泛，具有点多、面广等特点，这就直接导致了风电机组的有效维护和管理会遇到阻碍。海上风电场还受海洋气候的影响，会在很大程度上缩短海上风电机组的维护作业时间，还会对风电机组的有效维护造成影响。（三）海上风电场运行维护的费用更高伴随着海上风电机组功率容量趋向大型化发展，风电机组的体积也随之增大，这就给直接加大了风电机组维护的难度。海上的自然条件十分恶

　　劣，从而使得风电机组的故障率相对较高，但是海上作业必须依赖船舶，经常会需要一些专门的海上工程起重船舶等大型设施设备，不仅工程量大，费用也相当高，再加上天气条件的影响，导致无法及时开展工作，以至于带来很大的经济和人力损失。

　　二、海上风电场运行维护的现状分析（一）缺乏先进的管理方法和信息技术手段使用风电发力是一个非常典型的现象，现代管理模式和信息技术环境下的装备产业，尤其是先进制造装备业，都已经具备了与企业资源管理相似的运行维护管理系统，但是目前风电产业却依旧没有投入运行。（二）风电场运行和维护存在脱节问题在风电机组供应商设置的技术掩护下，风电业主几乎不会单独对风电场进行管理。并且，风电机组的供应商所提供的维护系统与运行系统之间也是相互独立的，只能够满足销售合同的技术要求，却十分不利于风电业主开展深层次的信息分析或利用。（三）设备供应商在产业中占据主导地位风电开发的过程中，业主太过依赖设备供应商的技术支持，反而忽视了自身在技术上的创新，这就直接导致产业链上的知识共享和业务协作出现严重的缺失现象。（四）风电场运行和维护的成本重视问题建设大型风电场需要投资巨额资金，设备采购和建设成本非常高，不仅如此，风电场的运行维护成本也不断地上升，占据了总成本的很大一部分。目前，风电产业内部对运行维护明显不够重视。

　　（五）存在重视风电场建设而轻视运行管理的现象风电产业的发展初始阶段，为了能够快速在市场上占据有利地位，风电机组制造商和风电运营商都开始加强了对风电主机生产和风电工程建设的重视，但是在后期的运行维护上还缺乏精细化管理。三、海上风电场运行维护的优化策略（一）预防性维护策略预防性维护是指在部件发生故障之间就对其进行维护，以此保证风电机组能够正常运行。预防性维护主要包括调整、润滑、检查、擦拭和定期拆修更换等活动，还可以细化为时间维护和状态维护，即计划维护和视情维护策略。其中计划维护主要是通过对设备的故障规律的认识，不论设备处以何种状态，都要按照既定的时间进行维护，这一维护策略的优化主要集中在维护周期上。而视情维护策略主要是在设备中安装数据采集装置，并根据具体的实际运行情况进行维护。计划维护是以理论上的设备故障规律进行维护的策略，但是在实际情况中自然会存在一些小偏差，尤其是海上风电机组的运行是在相对恶劣的环境下。因此必须与视情维护策略相结合，当进入海上运行维护活动时，可以统一维修具有故障相关性的部件，这样一来，不但能够分摊固定维护费用，还能够降低故障的发生频率。（二）机会维护策略机会维护策略主要就是在某一部件发生故障时，其余部件同时也获取了提前预防性维护的机会，通过对部件满足维护条件的具体判断，制定出相应的维护策略。而且机会维护能够实现维护固定成本的分摊，但是在具体的维护过程中，需要携带的设施设备相对较多，这就对船只的要求也越

　　来越高，并在很大程度上提高了维护成本。（三）事后维护策略所谓事后维护策略就是设备发生故障之前，对其进行预防性维护，直

　　到设备发生故障之后，再进行具体的海上维护。但是故障发生具有很大的随机性，所以不具备充足的时间进行提前准备，所以事后维护策略只适用于重要程度低和维护成本低的设施设备。而且维护策略的执行，还会受气候和船只等因素的影响。海上风电的气候条件相当特殊，因此可及性是海上风电维护必须考虑的因素。

　　四、海上风电场运行维护的发展（一）利用激光雷达等实现后维护激光雷达是一种比较成熟的遥感技术，主要是用过发射脉冲光束，对气象、海浪、潮汐和风向等风电产业所需数据进行测量，能够在海上风电场的风能资源的评估和运行维护上应用，尤其是在功率曲线验证和尾流监测上，可以对风机功率表现实现快速评估和诊断，以此降低运行维护成本。（二）建立风电场远程运营新模式目前，我国的海上风电场一直在进行大规模的规划和建设，随之带来的问题主要有缺乏高能力和高素质的运行维护人才。如果能够建立健全的风电场远程运行新模式，利用收集到的振动监测运行数据，对风电机组的运行状况进行实时分析，实现设备的异常分析和劣化监视报警功能，或者具备专业的技术人员解决现场故障，并制定出各种预防性的运行维护策略，能够在很大程度上降低海上风电场的运行维护资金和人力物力投入。（三）建立海上风电场成本模型和运行维护优化策略

　　未来海上风电场的离岸距离和海水深度的增加，安装和运行维护成本都会随之出现上升。如果能够在风力机的尺寸和可靠性的支持下，选择科学合理的抵达风电场和维护风电场的方式方法，通过离岸距离、水深以及风电场的规模等因素，建立新型的海上风电场成本模型，以此指导海上风电场的运行维护。同时，还能够预计海上风电场的可利用率，优化运行维护策略。根据我国海上风电场建立合适的成本模型，选择合理地运行维护优化策略，势必会在一定程度上降低海上风电场的运行维护成本，实现海上风电场的快速发展。

　　五、结语综上所述，海上风电场其自身的天气和水文特性，促使海上风机机组的故障率居高不下，成本较高等现象屡见不鲜。为此，我国必须切实结合海上风电场的实际情况，优化运行维护模式，提高运行维护管理水平，为实现更好地利用海上风能资源奠定良好的基础。相信在不断地完善和创新下，我国的海上风电产业一定会实现全面发展的。参考文献：[1]王君，史文义.海上风电场运行与维护成本探讨[J].内蒙古石油化工.2011（05）.[2]边晓燕，尹金华，符杨.海上风电场运行维护策略优化研究[J].华东电力.2012（01）.[3]刘林，葛旭波，张义斌，尹明，李利.我国海上风电发展现状及分析[J].能源技术经济.2012（03）.[4]赵洪山，鄢盛腾，刘景青.基于机会维修模型的风电机组优化维修

　　[J].电网与清洁能源.2012（07）.

　　

　　

篇十七：我国海上风电场

　我国海上风电发展现状及前景分析陈华

　　摘要：近年来随着传统发电材料的逐渐稀少，电力开发的重点逐步转变到对清洁能源的开发利用，海上风电就是近年来我国风力开发的热点我国风电开发现状喜忧参半，我国虽然有广阔的风电开发空间，但是技术和自然环境的限制也很大程度上阻碍了我国风电开发的进步。为了解决上述问题，促进我国海上风电系统的高速发展，本文以我国现阶段海上风电发展现状为切入点，重点分析和论述了我国海上风电系统的未来发展前景。

　　关键词：风力发电；前景分析；现状一、引言风能是一种分布广泛的清洁能源，在公元前就被应用在灌溉，提水等方面，但是真正作为电力资源却在二十世纪七十年代，也就是第一次世界石油危机的时候。当时的欧洲国家为了摆脱对石油的依赖纷纷开始开发新型清洁能源，由此风能开发迈入正轨。我国与八十年代开始风电开发，由于风能的不稳定性和技术的高要求，我国一直未建立大型风力风电场。直到最近十年的技术发展我国风电技术才得以巨大进步，各大风电场开始逐步建立，相对与国际上一些发达国际来说，这方面的技术还不够成熟，风力发电的理念也没有贯彻到国民的日常生活当中。二、我国海上风电发展现状2.1风电发展概况我国与2007年安装首个海上实验风机平台，拉开了我国风电开发的序幕。根据2009年国家气候中心的评估，在我国离岸50㎞范围内可开发的风能资源为7.58亿千瓦时海上风电的开发以此为基础，在数年的发展中，我国的海上风电发展已经初具规模，我国海上风车数量虽然有波动但是也是在缓慢增加。相比陆地风电，海洋风电开发更具有风速大、静风期短不占用陆地面积等特点，所以说我国风电发展潜力十足。2.2主要开发地区淤泥和和粉质粘土是我国近海领域的主要地质条件这种这种地质含水量大，承载力小，施工难度大，很大程度上阻碍了我国海上风电的发展，所以在近海领域现已建立的海上风电站主要集中经济发达的江苏和上海，这两地的电力需求都比较大。在上海对上网海上风电进行补贴，每度补助0.2元，为期5年，总额不超过五千万元；在江苏已建成潮汐间带风电组。这两省并不是海上风电发展的最佳场所，但是发展却十分迅速，主要得益于两地政府的大力支持。预计在未来五年内，我国沿海地区的海上风电场都将取得快速发展。2.3风电场主要选址如果要在海上建立风电场一般遵循离岸越远越好的原则。我国的海上风电场组要在近海领域如中广核如东风厂最深达到十五米，莆田平海湾最大水深是十九米、上海东海大桥一二期均在十米。并且还有许多发电厂建在发电环境并不是十分优良的间风带上。这与欧洲的风电发展仍有较大差距，例如2013年欧洲平均水深已经是二十米。英国比特瑞风电场已经达到最深四十五米。这对我国的风电发展产生了更大的挑战。2.4基础形式海上风电建设要考虑很多因素。基础设施的建设就要占总投资的三成，运输和安装也是海上风电建设的必须要靠虑的问题。五十米以内的基础水深所使用的固定风机主要有：单桩机架、多桩承台机架，导管架基础。在我国的风电场中，

　　这些均得到使用。在如东实验风电项目中混凝土承台基础、多脚架基础的新型应用，为后来的风电发展提供了宝贵的经验。

　　2.5电价补贴为了推动海上风电的发展，我国政府一般采用政府补贴和提高上网电价。在地方层面为了推动风电的发展也会在国家补贴的基础上提供力度很大的优惠政策。国家补助的方式并非我国独创，比如在英国，当局为了让风电资源得到最大程度的开发，也曾经出台过相应的优惠政策。但是近年来，英国也在逐步降低扶持力度，让海上风电真正实现自主发展。这也在暗示我国的风电发展也必然会走上取消补贴，自负盈亏的道路。三、我国海上风电发展前景3.1技术层面为了降低成本我们已经开始尝试一体化风机施工和智能浮漂装置。在未来是那家企业的风电装置成本低，谁就会在市场竞争中占据有利位置。目前欧美国家风电技术发展确实比我国要快，但是我国政府对此有足够的重视，所以我国的风电技术发展正在飞速进步。在2010年曾经运用过复合机作为基础的整机一体化风机，该技术将传统风机与现代技术相结合，其特点是将所有需要在海上完成的程序全部在陆地上完成，最后只有在海上组装即可，这大大降低了将在成本。这种技术如果推广开来，在未来我国将是低成本高效能的国家之一。3.2风电行业逐步复苏在13、14、15三年的并网容量调查中，我国的总电量缺口越来越大，但是以煤炭石油为原料的传统发电方式逐步显露出污染大且不可再生的缺点，并且我国的电力需求越来越大，在此时，以风电为主的新型发电方式的优点逐步显现。弃风限电也在逐步改善，国家电网也提出了，到2020年根本解决新能源消纳问题，将弃风率维持在百分之五以内。3.3供需错配情况有望改善现阶段我国利用率较高的风电主要集中在三北和沿海地区的陆地风电场，海洋风电虽然潜力很大但是深海开发的技术难关由待突破。我国用电地区主要集中在南方地区，而供电区主要集中在北方，供需错配严重。为了解决这一问题我国正在将风力发电厂往南方地区建设，并且海上风电在国家的大力支持下也在迅速发展2013年至2016年，中南和西南地区的吊装总数量由3.6万台上升到6.31万台，年复合增长率达到27.33％.3.4运营商资金回流在过去的五年内，我国对风电各行业的限制比较严格，民间资本进入十分困难对原有的运营商发展也设有重重限制，融资困难、投资巨大、收益周期长、管理方式老旧、缺乏相应的管理人才这些因素都在限制着我国的风电发展。但是在十九大的号召下，政府开始进一步简政放权，优化服务，对企业的限制也在逐步减小。大量民间资本开始涌入，虽然仍然是国企处于领导地位但是新加入的民营资本也为风电的开发注入新鲜活力。在未来，我国对民营资本的限制会逐步降低。风电发展的前景将会更加光明。四、结语本文总结了我国海上风电发展现状，并对前景做出合理预想。随着科学技术的发展海上风电也在不断引入新的设备和技术，从而提高了生产效率。海上风电逐步成为我国最具发展潜力的行业之一。我国海上风电在政策的指引下高速发展，同时也有很多问题，但这些问题都是阶段性的，一定会在经济的快速发展中的得

　　

篇十八：我国海上风电场

　我国海上风电建设发展现状

　　沈德昌

　　【期刊名称】《太阳能》

　　【年(卷),期】2016(000)008

　　【总页数】4页(P5-8)

　　【作者】沈德昌

　　【作者单位】中国农机工业协会风能设备分会

　　【正文语种】中文

　　海上风电是风电技术的前沿领域，也是近年来国际风电产业发展的重点领域。目前，欧洲国家海上风电已进入规模化发展阶段。而我国海上风电尚处于起步阶段，沿海各省级能源主管部门都高度重视海上风电发展，把积极建设海上风电作为当前新能源发展的重要工作。江苏、福建、广东等省市认真梳理了纳入海上风电开发建设项目的进展情况，系统分析建设方案落实中遇到的困难和问题，提出了切实可行的解决措施和进度计划，正在加快推动我国海上风电建设的健康发展。我国制定的海上风电上网电价为：潮间带风电场0.75元/kWh，近海风电场0.85元/kWh。沿海各省市正在酝酿出台配套支持政策。海上风电所处的沿海地区经济较为发达，具有支持海上风电发展的条件，国家鼓励省级能源主管部门向省(区、市)政府提出建议，并积极协调财政、价格主管等部门，结合本地区产业升级、能源需求、海上风电建设条件等具体情况，在国家价格主管部门确定的海上风电上网电价的基础上，研究出台本地区的配套补贴政策，进一步提高项目的收益水平和海上风电的市场竞争力。今后将切实发挥政策的支持和市场的导向作用，有效带动当

　　地制造业发展，促进沿海地区能源结构的优化调整。但受多种因素影响，我国海上风电建设总体进展仍较为缓慢。为了加快海上风电建设，各省级能源主管部门要按照国务院简政放权的要求，精简项目前置审批手续，简化审批流程和管理程序，建立部门间的统筹协调机制，积极做好与海洋、海事、环保、军事部门的沟通协调，明确各部门的管理和审批环节要求，公布各类手续办理流程和有关要求，解决好目前项目建设面临的矛盾和问题，帮助企业协调落实项目建设的用海场址等问题，促进具备条件的项目尽早开工建设。2015年，我国海上风电新增装机100台，容量达到360.5MW，同比增长58.4％。其中，潮间带装机58台，容量181.5MW，占海上风电新增装机总量的50.35％；其余49.65％为近海项目，装机42台，容量179MW。2015年，上海电气的海上风电机组供应量最大，占比达83.2％；其次是湘电风能，海上风电吊装容量占比为13.9％。截至2015年底，中国已建成的海上风电项目累计装机容量达1014.68MW。其中，潮间带为611.98MW，占海上装机容量的60.31％，近海风电为402.7MW，占39.69％。截至2015年底，海上风电机组供应商共10家，累计装机容量达100MW以上的有：上海电气、华锐风电、远景能源、金风科技，这4家企业海上风电机组装机容量占总量的86.6％。截至2015年底，在所有吊装的海上风电机组中，单机容量为4MW机组最多，累计装机容量达352MW，占海上装机容量的34.69％；其次是2.5MW机组，装机容量占18.48％；3MW装机容量占17.74％；其余不同功率风电机组装机容量占比均不足10％。我国目前单机容量最大的是6MW机组，除联合动力和明阳风电的产品外，金风科技在2015年新增吊装1台6MW机组。3.1华锐风电大型海上风电机组研发现状华锐风电SL6000系列风力发电机组风轮直径长达128m，该机组可适应-45℃

　　的极限温度，并通过了62.5m/s的极限风速测试。SL6000机组采用“2级行星+1级平行轴齿轮传动和双馈式异步发电机”技术，保证机组的高可靠性和经济性；通过优化变流器技术，使之具有优越的并网特性，电网适应能力强；此外，卓越的低电压穿越能力，可满足各国电网导则的严苛要求；在线状态监测系统(CMS)实时监测机组主轴承、齿轮箱、发电机运行状态，实现故障预诊断；特殊的防腐系统，满足了海上高盐雾和高腐蚀的运行环境；其还具有大部件自维修系统，使整台风机无需外部吊车即可对齿轮箱、发电机、叶片等核心部件进行更换，从而有效降低吊装维护成本和维护时间，提高机组可利用率。目前，SL6000型6MW机组已安装在海上风电场，处于运行考核阶段。3.2金风科技海上风电机组研发现状2010年，金风科技2.5MW海上风电机组中标了装机容量为40万kW的江苏潮间带风电场。目前，金风科技2.5MW海上风电机组已批量应用于潮间带风电场。面向未来，金风科技研制了6MW直驱永磁式海上风电机组，风轮直径126m，轮毂高度约100m，采用永磁同步风电机和全功率变流器；目前已完成整体设计和零部件试制，样机已于2013年12月在江苏大丰安装完毕，是当前国内功率最大的直驱永磁风电机组。3.3东方汽轮机海上风电机组研发现状东方汽轮机研制出5MW海上风电机组，机型采用“高速齿轮箱+永磁发电机+全功率变流器”的技术组合。该机组采用全封闭、盐雾过滤设计，具备有效的防腐功能。样机已于2013年上半年在江苏如东潮间带风电场并网发电。3.4明阳公司研制6MW海上风电机组为减轻海上运输和吊装的难度，广东明阳公司研制了两叶片紧凑型6MW海上风电机组。该机型采用“两叶片风轮+中速齿轮箱+永磁发电机+全功率变流器”的技术组合。

　　2014年11月3日，明阳风电6MW超紧凑海上风电机组在江苏如东国家实验风场成功吊装。该机组采用“两叶片、液压独立变桨、中速齿轮箱和永磁同步发电机技术”，具有高发电量、高可靠性、低度电成本、防盐雾、抗雷击、抗台风等独特优势。与传统风力发电技术相比，其关键技术和优势体现在“超紧凑的传动链”“轻量化结构”“集成化液压系统”“全密封设计”4方面。3.5湘电风能海上风电机组研发现状湘电风能5MW风电机组采用永磁直驱海上风力发电机，攻克了海上风力发电机组整机集成技术、专有单主轴承同步永磁发电机设计技术、海上风力发电机组冷却系统及防腐防潮设计技术、大功率高叶尖线速度的复合材料叶片等难关，与欧洲已在试运行的几种同功率等级的风电机组比较，具有结构简单、紧凑、运行可靠、单位功率对应质量最轻、便于维护等显著特点；并与欧洲资深海上风电运营商共同打造风机的基础设计及方便快捷的吊装方案。目前，湘电风能已形成XD115/128等一系列5MW风电机组，包括陆地、海上、潮间带系列机型，最长叶轮直径达128m，大幅提高了风资源的有效利用率，是技术领先的电网友好型风电机组，具有单机功率大、风能利用效率高、经济效益好等优点。该机组样机已于2012年在福建省福清海上风电项目和荷兰各安装1台。10台该机组产品已于2016年7月在福建省莆田平海湾海上风电项目并网发电。3.6中船重工（重庆）海装风电海上风电机组研发现状中船重工(重庆)海装风电自主研发的5MW海上风电机组为变桨变速功率调节、三叶片、上风向、水平轴、高速永磁式全功率并网型风力发电设备，具有技术先进、可靠性高、可维护性好、电网适应性好等特征，具有低电压穿越能力，采用标准化、系列化、模块化设计，可对风机输出功率进行在线设置。该公司瞄准国际前沿技术，

　　攻克难关自主研发，拥有全部知识产权。2012年7月27日，海装风电自主研发的5MW海上风电机组在重庆海装风电总装基地成功下线。该机组采用“全功率变流器、机舱全封闭结构+内部空空冷循环系统”。机头结构紧凑，重量比同级别风电机组轻15％。该机组已于2012年10月在江苏省如东潮间带风电场安装2台。3.7上海电气海上风电机组研发现状上海电气3.6MW海上风机风轮直径达116m，采用变速变桨恒频控制，结构紧凑。上海电气3.6MW海上风电机组于2010年8月17日在位于临港的试验风电场中，顺利实现自动并网。2014年11月，上海电气-西门子4.0MW风力发电机组下线。该机组是上海电气引进西门子设计的大容量海上风电机组，也是西门子在我国组装生产的首台世界领先的4.0MW风力发电机组。该机组配备了长达63m的叶片，扫掠面积可达13300m2，比上一代产品SWT-3.6-120机组增加了18％；同时，简洁而稳固的设计使该风力发电机组比上一代产品重量更轻并且更加稳固；由于配备了新型高效驱动系统，在IEC-I标准下发电量可增加15％。所有这些因素都大幅降低了海上风力发电的成本。SWT-4.0机组已经完成GL国际型式认证，2015年该机组已在江苏省海上风电项目中批量安装运行。3.8国电联合动力6MW风电机组下线由国电联合动力自主设计研发的变速变桨恒频双馈式海上风力发电机组于2011年12月25日在连云港生产基地成功下线，并于2012年11月6日在山东省潍坊市顺利完成吊装。该6MW风力发电机组采用外齿圈偏航轴承、大型双列圆锥主轴承，以及短主轴的紧凑结构形式，大幅减轻了机组的重量；具有独自变桨功能的控制系统，有效降低了大兆瓦风机承受的不均匀载荷；同时还具备低电压穿越能力及动态功率调节功

　　能，使机组具备良好的电网适应性。该机型为海上风电场设计，亦可广泛应用于陆地及潮间带环境和不同风资源条件的风场。该6MW机组的轮毂中心高95m，主机舱重量约240t，尤其值得一提的是，其风轮扫掠面积为14519m2，相当于2个标准足球场，大幅提高了捕风发电能力。该6MW风电机组配套的叶片长66.5m，叶片生产采用真空灌注的制作工艺，生产效率高；使用高强、高模的碳纤维复合材料，有效降低了重量，进而降低了机组的载荷，性能稳定。表4为我国重点企业研制海上风电机组的技术情况。从表4可以看出，部分企业采用了“高速齿轮箱+双馈发电机+变流器”的技术组合；部分企业采用了“高速齿轮箱+鼠笼异步发电机+全功率变流器”的技术组合；部分企业采用了”直驱永磁式风电机组+全功率变流器”的技术组合；也有部分企业采用了“高速齿轮箱+高速永磁式发电机+全功率变流器”的技术组合。说明我国海上风电机组的技术路线出现多样化，但采用全功率变流器的技术组合已经成为主流。从国外海上风电机组发展来看，2015年德国西门子6MW永磁直驱全功率变流风电机组已经在海上风电场批量安装并且成功并网发电，法国阿尔斯通公司6MW永磁直驱全功率变流风电机组和德国Nordex公司6MW永磁直驱全功率变流风电机组也已经在海上风电场并网发电。因此可预测，各种全功率变流的技术组合已经成为海上风电机组的主流，其中，6MW以上功率的永磁直驱全功率变流风电机组将在未来海上风电场建设中发挥越来越重要的作用。

　　

　　

篇十九：我国海上风电场

　2002海上风电场的建设功率为15mw2mw的风力发电机组向公共电网输送电力开始了海上风力发电机组发展的新阶段在20022003年按照第一次大规模风电场建设计划将有160mw总装机功率的海上风力发电机组投入使用这些转子直径在80以上的第一代商业用海上风力发电机组为适应在海上使用的要求在陆地风力发电机组基础上进行多次改型例如配备了可进行就地维修的船用工具变电站间具备防腐蚀和耐气候变化功能等

　　海上风电场的发展及现状分析

　　摘要文章从海上风电的发展历程、现状、远景、基础结构及风电机组的吊装方面，叙述了目前海上风电的吊装方式。近海风电场址选择时需考虑的一些因素及海上测风设备的选用等问题，还介绍了国外主要国家的海上风电发展规划，可为我国海上风电场的发展和建设提供借鉴。关键词海上风电；风力发电机组；基础结构；吊装方法风力发电是近年来世界各国普遍关注的可再生能源开发项目之一，发展速度非常快，1997-2004年全球风电装机容量年均增长率达26.1%，目前全球风电装机容量已达5000万kW左右，相当于47座标准核电站。随着风电技术逐渐由陆上延伸到海上。海上风力发电已经成为世界可再生能源发展领域的焦点。1海上风机的发展历程第一阶段：500kW-600kW级样机研制。早在20世纪70年代初，一些欧洲国家就提出了利用海上风能发电的想法，1991-1997年，丹麦、荷兰和瑞典完成了样机的试制，通过对样机的试验，首次获得了海上风力发电机组的工作经验，但从经济观点来看500kW-600kW级的风力发电机组和项目规模都显得太小了，因此丹麦、荷兰等欧洲国家随之开展了新的研究和发展计划，有关部门也开始重新以严肃的态度对待海上风电场的建设工作。第二阶段：第一代兆瓦级海上商用风力发电机组的开发。2002年，5个新的海上风电场的建设，功率为1.5MW-2MW的风力发电机组向公共电网输送电力，开始了海上风力发电机组发展的新阶段，在2002-2003年，按照第一次大规模风电场建设计划，将有160MW总装机功率的海上风力发电机组投入使用，这些转子直径在80m以上的第一代商业用海上风力发电机组为适应在海上使用的要求，在陆地风力发电机组基础上进行多次改型，例如配备了可进行就地维修的船用工具，变电站间具备防腐蚀和耐气候变化功能等。第三阶段：第二代数兆瓦级陆地和海上风力发电机组的应用。MW级风力发电机组的应用，体现了风力发电机组向大型化发展的方向。这种趋势在德国市场上表现得尤为明显，新一代风机的功率为3MW-5MW。风轮直径为90m-115m。目前它们已基本成型并投入使用，第一台在陆地上使用的样机于2002年试制成功，这种风力发电机组可以进一步发展为分别在陆地和海上使用的3种型式的产品。由于在产品设计阶段就预先考虑到了在海上使用的特殊要求。这一代风力发电机组的质量达到了新的水平。第四阶段：第三代数兆瓦级风力发电机组的开发利用。这一代商业用海上风力发电机组的功率大于5MW，风轮直径约120m，这种风力发电机组适用于海上使用。目前，已经具备海上风力发电设备商业生产能力的厂家，主要有Vestas（丹麦）、Bonus丹麦）、NEG-Micon（丹麦）、GEWindEnergy（美国）、Nordex

　　（德国）、Enercon（德国）、REpower（德国）。单机额定功率覆盖范围从2MW、2.3MW、3.6MW、4.2MW、4.5MW、5MW。叶轮直径有80m、85m、100m、110m、114m、116m、126m。风力发电机组大型化、巨型化的趋势已十分明显。详见表1。2目前海上风力发电的现状截至2006年8月份，全球已建成的海上风场共有21座，分别位于丹麦、英国、爱尔兰、瑞典、荷兰和德国。表2展示了全球近海风电场的装机容量，总装机容量已达798.2MW。其中丹麦的Nysted海上风电场（165.6MW）和HornsRev海上风电场（160MW）是迄今为止总装机容量最大的两座海上风电场。目前所有的近海风电场都在欧洲。从海上风电机组的发展阶段可以看出，20世纪90年代是小型近海风电场的研究示范阶段，2002年丹麦HornsRev项目的运行具有里程碑的意义，是欧洲开始进入大规模开发近海风电的开端。丹麦处于全球领先地位，装机容量超过400MW。英国是后起之秀，装机容量超过300MW。3近海风电场址的选择因数近海风电场址的选择是一项非常复杂的工作，如果有些因素考虑不足，很可能最终导致项目的失败或延期。在项目初期阶段，大量收集场址附近的相关信息有助于做出正确决策，近海风电选址需要考虑的主要因素如下。1）可否获得项目建设所需的所有审批许可。2）可否获得场址海域的使用权。3）附近电网的基本情况：陆地变电站位置，电压等级，可接入的最大容量以及电网规划等。4）场址基本情况：范围、水深、风能资源以及海底的地质条件。5）环境制约因素：是否对当地旅游业，水中生物，鸟类，航道，渔业和海防等造成负面影响。4海上测风虽然通过海上场址附近的气象站、石油钻井平台、卫星以及船只的观测资料，可以对风能资源进行初步评价，但是这些资料的不确定性太大，很难用于准确估算项目的发电量。为此，与陆地项目一样，近海风电项目也需要进行实地测风工作，通常在场址安装测风塔或浮标测风设备。目前欧洲至少安装了15座海上测风塔，大多采用单桩基础，一般高50m-80m。由于测风塔成本高，有些场址则采用浮标测风设备，高度在10m左右。但是相对来说，浮标测风设备的不确定性大，当然浮标测风设备和测风塔也可以结合使用，为了减少风险，可以在项目初期安装浮标测风设备，待项目成熟后安装测风塔。通过浮标所测的长期数据与测风塔所测的短期数据之间的相关性分析，可以大大减少风能资源评估的不确定性。未来可能会应用超声波雷达测风仪和激光雷达测风仪等先进设备进行海上测风，这些设备的优点是可以在低平面、流动的平台上进行高空风能资源的测量。5现场勘查

　　现场勘测可以为基础设计和环境影响评价提供第一手资料，有助于详细分析项目技术和经济的可行性，主要包括如下几个方面的内容。1）采用声纳计全面测量场址和拟定送出电缆路线等区域的水深，绘制水深地图等。为微观选址和送出路线的设计提供依据。2）收集场址各处的海底表层土壤数据。3）选择若干具有代表性的地点，进行海底钻孔勘查，一般钻探深度为20m-40m，全面了解海底的地质情况。4）现场测量波浪、潮汐和海流等数据，用于计算基础、水下建筑物等水动力学载荷。6海上风电机组的基础机构风力发电机组的安装和维护成本是阻碍海上风电事业的一个潜在的主要因素。对于陆上风电场，安装和维护的成本仅占总成本的1/4，而海上风电场增至3/4。要解决这一难题，就必须在设计阶段通过提高机组的可靠性、易安装和易操作性来降低相应的成本。关键的部分是基础结构的成本。目前较为常用的方案是单桩固定式（Monopiles），还有其他几种基础结构也在研究中。1）单桩固定式。单桩固定式现已逐渐成为风电机组安装的一种标准方案，并已经在许多大型海上风电场中采用。这种基础结构尤其适用于20m-25m的中浅水域。目前通常采用的直径为4m，未来可能达到5m-6m，此方案的最大的优点在于它的简易性-利用打桩、钻孔或喷冲的方法将桩基安装在海底泥面以下一定的深度，通过调整护套来补偿打桩过程中的微小倾斜以保证基础的平正。它的弊端在于海床较为坚硬时，钻孔的成本较高。2）三角架固定式。三角架固定结构适用于水深超过30m的条件，较单桩固定式更为坚固和多用，但其制作成本较高，移动性较差。3）重力基础固定式。重力基础固定结构是海上风电场采用的首选基础结构，主要是靠体积庞大的混凝土块的重量来固定风机的位置。这种方案使用方便，而且适用于各种海床土质，但是由于它重量大，搬运的费用较高。4）钢制管状固定式。钢制管状固定结构与混凝土重力固定式一样，是靠自身重力固定风机位置的，但钢制管状的重量仅有80吨-1l0吨，从而使安装和运输更为简单。当把钢制基座固定之后，向其内部填充重矿石以增加重量（约1000吨）。虽然此方案也适用于所有海床土质，但其抗腐蚀性较差，需要长期保护。5）压桶式基础。负压桶式结构是将其放置在海床上之后，抽空内部的海水，靠周围海水所产生压力将其固定在海床上。此种基础大大节省了钢材用量和海上施工时间，降低了生产运输和安装成本，同时拆除基础也很方便。6）浮置式基础。浮置式基础结构适用于50m-100m的水深，成本较低，而且能够扩展现有海上风电场的范围。但是由于其不稳定，意味着仅能应用于海浪较低的情况，此外齿轮箱和发电机这些旋转机械长期工作在加速度较大的环境下。从而潜在地增大了风险并降低了使用寿命。

　　7海上风电机组的吊装方法离岸风机的安装相对于岸上安装难度颇高，可通过自升式驳船或者浮吊船完成。其中的选择取决于海水深度、起吊机的能力和驳船的载重量。起吊机应具备提升风机主要部件的能力，如：塔架、机舱、叶轮等。其吊钩提升高度应大于机舱的尺寸，确保塔架和风机装配件的安装。现有的浮吊船大多不是特意为海上风电场的风机安装而设计制造的。对于大型海上风电场（机组超过50台），通过使用安装驳船来控制建设周期，即控制成本，完成建设任务。8海上风电所呈现的问题海上风电目前处于近海风电场的开发阶段，而大型近海风电场的开发还处于起步阶段，项目的开发、建设和运行过程中出现了一些问题，这些问题主要表现在以下几个方面：1）单位投资成本高。近海风电场的基础、接入电网和安装等成本都大大高于陆地项目，估计目前近海风电场的平均单位投资成本超过2万元每kW。2）建设中的问题。首先海底土壤条件比较复杂，有必要进行更细致的前期工作，研究现场勘查的专业化和科学化方法，以减少建设风险和降低成本。天气等客观原因也是海上风场建设需要考虑的重要因素。曾经发生过有时由于没有掌握好潮汐周期，有些风电机组地点在正常潮位时水深过浅，吊装船无法靠近，只能等到涨潮期进行吊装作业。在NorthHoyle项目建设时，大型吊装船只出现问题，大部分的吊装任务只能由小型船只完成。由此造成工程延误。3）运行中的问题。目前多数近海风电场运行良好，但还是存在一些问题。主要问题是设备的故障率远远高于陆地项目。如：HornsRev风电场的发电机和变压器出现了大面积的故障，主要原因是制造缺陷，海水进入这些电气设备。最终全部80个风电机组机舱不得不被运回陆地工厂修复，损失巨大。再如在Samso风电场，变压器和连接电缆出现了问题，电缆端部套管和绝缘损坏，出现发热冒烟事故。近海风电场的维护管理难度大，在HornsRev风电场采用直升飞机将维护人员运至风电机组机舱上，其它风电场均采用工作艇接送维护人员。海上环境气候恶劣，天气情况、海浪、潮汐等因素都会造成维护人员无法达到设备地点。这无疑会造成故障得不到及时修复，从而增加停机时间。因此在机组设计中应考虑部件的免维护性和配置状态监测系统，以及做好必要的人性化设计保证维护技术人员的人身安全。9结束语从海上风电的发展历程、现状以及基础结构与安装等方面。阐述了目前海上风电的发展情况及安装、运行环境存在的问题。海上丰富的风能资源和当今技术的可行性预示着海上风电场将成为一个迅速发展的市场海上风电设备产业将是

　　一个经济增长点，同时也为未来大型海上风电场的建设提供借鉴。参考文献[1]麦卡特.中国发展风力发电大有可为[M].2005,10.[2]吴佳梁,张成峰.海上风力发电技术[M].化学工业出版社,2010.[3]李俊峰,施鹏飞,高虎.中国风电发展报告2010[M].海南出版社,2010.[4]姚兴佳,等.海上风力发电概况[A].2006年节能与可再生能源发电技术研讨会[C].2006.

　　

　　

篇二十：我国海上风电场

　全球海上风电现状与发展趋热-、全球海上风电现状根据最新数据显示，风能发电仅次于水力发电占到全球可再生资源发电量的16%。在全球高度关注发展低碳经济的语境下，海上风电有成为改变游戏规则的可再生能源电力的潜质。在人口密集的沿海地区，可以快速地建立起吉瓦级的海上风空」也使得海上风电可以成为通过经济有效的方式来减少能源生产坏节碳排放的重要技术之一。海上风电虽然起步较晚，但是凭借海风资源的稳定性和大发电功率的特点，海上风电近年来正在世界各地飞速发展。在陆上风电已经在成本上能够与传统电源技术展开竞争的情况下，目前海上风电也正在引发广泛关注，它具有高度依赖技术驱动的特质，已经具备了作为核心电源来推动未来全球低碳经济发展的条件。

　　据全球风能理事会（GWEC魏十，2016年全球海上风电新增装机2,219MW,主要发生在七个市场。尽管装机量比去年同期下降了31%,但未来前景看好，全球14个市场的海上风电装机容量累计为14,384MWo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%。2016年，中国海上风电装机量占全球装机量的11%,取代了丹麦，跃居第三。其次，丹麦占8.8%,荷兰7.8%,比利时5%,瑞典1.4%o除此之外还包括芬兰、爱尔兰、西班牙、日本、韩国、美国和挪威等市场，共同促进了整个海上风电的发展。

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　　1•欧洲海上风电现状

　　欧洲风能协会(WindEurope)日前发布的《欧洲海上风电产业统计报告2016》中指出，2016年欧洲海上风电投资达到182亿欧元，创历史新高，同比增长39%。全年新增并网338台风力发电机，新增装机容量1558MW，较2015年减少了48%；累计共有3589台风力发电机并网，装机总量达12.6GW,分布在10个国家的81个风电场。2016年，比利时、德国、荷兰和英国还有11个风电项目正在建设当中,完成后将增加4.8GW装机，使得累计装机量可达17.4GWo

　　2.欧洲海上风电市场展望

　　虽然2016年欧洲海上风电的并网容量远低于2015年，但大量项目的开工建设意味着，在未来两年，并网容量将会显著增加。

　　由于第三轮拍卖被延期，在2016年增长出现放缓后，英国海上风电发展速度将明显加快。德国市场将持续增长。比利时也将有新增装机，这主要来自于Nobelwind风电场和两个于2016年8月被核准的项目。未来两年，丹麦和荷兰于2015年和2016年获得特许权的项目也将开始动

　　工。

　　到2019年，欧洲开工建设的海上风电项目数量将减少，因为彼时欧盟各个成员国此前依据可再生能源指令(RenewableEnei'gyDirective)制定的国家可再生能源行动计划(NationalRenewableEnergyActionPlans,NREAP 将到期。与2016年相似，到2020

　　年，虽然有大量项目处于建设中，但欧洲海上风电装机规模的增长速度将趋缓。届时，欧洲海上风电的总装机将达到24.6GWo

　　目前正处于建设中的项目将会新增装机容量4.8GWo经WindEurope确认，有24.2GW的项目已经获得核准，即将开工建设。还有7GW的项目正处于核准中。此外，还有总计65.5GW的项目正在规划中。

　　德国将在2017年和2018年通过过渡招标(TransitionalTenders)的方式竞拍3.1GW的海上风电装机容量，涉及23个项目。这些项目预计将在2025年交付。

　　从获得核准建设的装机规模来看，英国的占比是最高的，达到48.1%,总装机容量为11,957MW。紧随其后的则是德国(6107MW,24.6%)、瑞典(1981MW,8%)、荷兰(1380MW,5.6%)、丹麦(1151MW,4.6%)、爱尔兰(1000MW,4%)和比利时(914MW,3.7%)。其他国家和地区则有348MW的装机获得核准，占比1.4%o

　　在荷兰，项目一旦招标结束，将很快获得核准。2017年，该国HollandseKustZuid项目完成招标后，将会新增700MW的装机规模。

　　在爱尔兰和瑞典，短期内预计将没有项目进入建设阶段。

　　通过对获核准建设的风电项目进行分析可以得出，从中期来看，北海依然是海上风电开发的主要海域，占核准规模的78%,达到19,393MWo波罗的海则是另一个主要开发区域，占比14.1%(3490W)o

　　大西洋海域占4.1%(1025MW),而一旦法国的海上风电项目被核准，还将新增3GW装机。

　　爱尔兰海占比2.6%(657MW),主要来自于WalneyExtension项目。地中海也有一些项目获得了核准，装机容量为272MW,占比1.l%o但在2020年之前，该海域的装机规模不会大幅增加。

　　2017年，有望完成最终投资决策的海上风电项目总装机规模预计将达到2.8GW,包括Borssele风电场1期和2期(700MW)、Borssele风电场3期和4期(700MW)、GlobalTech风电场2期(553MW)>KriegersFlak风电场(600MW),以及DeutscheBucht风电场(252MW)的融资关闭。Butendiek风电场(288MW)的再融资以及LondonArray风电场(630MW)的少数股权也计划将在2017年进入融资关闭阶段。取决于公开交易的成本情况，2017年的融资需求最高可能达到70亿欧元。

　　3.中国海上风电现状与挑战

　　我国拥有发展海上风电的天然优势，海岸线长达1・8万公里，可利用海域面积300多万平方公里，海上风能资源丰富。根据中国气彖局风能资源详查初步成果，我国5至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内，风电可装机容量约2亿千瓦时。可以看出，海上风电是我国发电行业的未来发展方向。

　　2016年，我国陆上风电新增装机容量有所回落，而海上风电装机实现大幅度增长。根据中国风能协会的统计，2016年，我国海上风电新增装机（吊装量）154台，容量达到59万千瓦，比上年增长64%,累计装机量达到163万千瓦，排在全球海上风电装机榜单第三位。而我国陆地风电主要位于我国西北部，当地消纳能力有限，对外输送有赖于特高压输电线路建设的现状。海上风电可发展区域主要集中在我国东部沿海地区，大力发展海上风电，不仅可以满足东部用电需求，陆、海风电相结合，更会加快我国绿色发电的步伐。

　　更重要的是，海上风电是我国“一带一路”倡议及“十三五”新能源规划的重点产业，是推动沿海经济发达地区能源转型的重要手段。

　　早在2016年11月，国家能源局印发的《风电发展“十三五”规划》就提出，到2020年，

　　风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上。今年5月3日，山东发改委响应国家能源局号召，发布《山东电力发展“十三五”规划》。规划指岀，到2020年，山东省建成风电装机1400万千瓦。规划鲁北、莱州湾、渤中等6个百万千瓦级海上风电场，总装机规模1275万千瓦。今年5月4日，国家发改委联合国家能源局印发《全国海洋经济发展“十三五”规划（公开版）》，提出应因地制宜、合理布局海上风电产业，鼓励在深远海建设离岸式海上风电场，调整风电并网政策，健全海上风电产业技术标准体系和用海标准。随着系列政策的出台落地、经验的积累和经济性的凸显,我国海上风电持续推进，有望在“十三五”期间迎来黄金时代。

　　根据2017年最近的统计数据，中国在建与已投产的风电累计发电功率已达到4.44GW,占到全球总量的17.95%,稳居世界第三位，同时，从中国的新增海上风电发电功率趋势来看，其增长势头强劲，与世界第二位丹麦的差距也在不断缩小。

　　不过，尽管迎来了较好的政策环境和市场机遇，我国海上风电发展仍面临诸多挑战。

　　其一，面临成本较高的问题。据国网能源研究院统计，海上风电的平均投资成本约为陆上风电的2.8倍。2015年，中国海上风电的平均投资成本约为2400美元/千瓦（折合人民币14743元/千瓦）。另据彭博财经数据统计，中国现有大部分海上风电项目的成本约为0.16美元/千瓦时至0.23美元/千瓦时（折合人民币0.98元/千瓦时至1.41元/千瓦时）,远高于煤电、气电和陆上风电的成本，也高于国家发改委规定的海上风电上网电价。

　　其二，面临技术风险。海上风电机组的单机容量更大，对风电机组防腐蚀等要求更为严格，质量问题尤为重要。又比如建设阶段需要更大吨位的船舶、具备建设能力的参与方数量有限、市场容量有限、设计过程复杂而漫长、行业标准缺失等。

　　为了迎接挑战，推动海上风电行业发展，可以从以下措施入手：

　　进一步完善支持海上风电发展的各项政策措施，确保对海上风电的支持力度，同时积极为企业开展项目建设提供便利条件。

　　进一步加大海上风电相关的投入，扎扎实实地做好技术研发，积极开展国际合作，通过工程实践进一步完善相关的技术方案和标准规范体系，克服技术难题。

　　扎实基础工作，包括整机制造、施工技术研发等领域，避免或降低因后期出现问题导致的高额维护成本。

　　政策力度不断加大，研发投入的不断增加，实践经验的不断积累，都将推动海上风电全产业链技术水平的进步和成本下降。我国海上风电竞争力将不断增强，发展前景广阔。

　　二、各国海上风电政策简析

　　海上风电，作为一种较陆上风电和光伏发电更稚嫩的新能源发电技术，是扶持政策的重点对彖，中国海上风电的直接激励政策历经了特许经营权拍卖到上网电价补贴，往后是否会走到配额制加绿证还不得而知，而欧洲的直接激励政策则略有不同，近些年的大体趋势却是从固定补贴转向了特许经营权拍卖。

　　对于一项新技术的扶持往往是一整套体系，以海上风电为例，政策扶持涉及到较多方而,如整个装机目标的确定、选址方式、电网连接、供应链发展、研发支持等，在此仅对欧洲几个海上风电发展大国的直接激励政策（补贴机制）稍作整理。

　　2016年，全球海上风电装机达到14.4GW,其中欧洲占据了其中的87%,尤以英国、德国、丹麦、荷兰、比利时五国为主。

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　　※固定电价补贴/绿证不受欢迎

　　由于电力市场较为完善，欧洲大部分国家对可再生能源发电的补贴政策已经从FIT转向TFIP,即更多考虑市场电价。其中固定电价补贴（fixed-FIP）即上网电价由市场电价和补贴两部分决定，补贴多为固定额度，丹麦针对陆上风电的补贴就采取此类模式。而国内现在比较火的绿证其实与此类似，绿证可以理解为另一种补贴，其价格由不同的市场机制形成,其中英国的ROC和美国各州的RPS体系也不尽相同。对于海上风电，这种补贴模式在欧洲并不盛行。这种补贴模式下的上网电价并不固定，其中固定补贴模式下，上网电价相当于市场电价平行上抬，而绿证模式下，由于绿证价格的形成机制不同，价格灵活，上网电价更加多变。

　　※浮动电价补贴是主流

　　由于固定电价补贴下的上网电价不可预期，开发商收益受市场波动影响，风险较大，并不利于海上风电这种新兴技术的初期发展，丹麦以及欧洲众多国家采取了浮动式电价补贴方式。即上网电价固定，而补贴额度为上网电价和市场价的差额。成交价即海上风电厂所得上网电价，为固定值，这个价格或为政府制定，或为竞拍所得。而成交价与市场价或校准市场价之间的差额构成了补贴。其中校准市场价多为在年平均市场价的基础上考虑其他一些风险因素，进行调整，各国考虑因素也不一。

　　此外，各国对价格风险控制的态度也有所不同，有些设置了补贴下限，有些设置了补贴上限，有些则完全放开。

　　※竞价成为新潮流

　　目前，采用竞拍的方式决定上网电价正在成为趋势，英国、德国、荷兰都开始改成这种形式，与中国最初推行海上风电时实施的特许经营权有些类似。这种模式下产生的价格由竞争产生，更利于海上风电价格下降，但对于企业而言风险较大，更适宜较为成熟的市场，无论是供应链还是玩家的风险掌控能力都更强。

　　竞拍规则各国有所不同，欧洲各国均采取度电价格投标，以价低者中标，但最后岀清价格各异，其中英国以竞拍最高价出清，而大多数国家采用中标价出清。而中国的特许经营权综合考量多方因素，价格只是其中一个要素。美国则采用商业租赁的形式，拍卖土地，价高者获得。

　　虽然竞价模式因竞争可以尽快降低价格，但也增大了企业的风险，存在企业违约即不履行项目或推迟项目的可能，如中国的第一次海上风电的特许经营权竞标就出现了类似的尴尬，虽然价低，但项目迟迟无法启动。

　　为平衡价格与风险，各国各有想法。如通过政府来确定地点而非让企业自主选择，从而降低选址失误的风险与成本，但也会一定程度上限制企业的自主性。再比如通过预选的方式,设置标准，排除一些投标。或是如荷兰增收投标保证金来提高门槛，但英国则选择免费投标,吸引更多竞争。

　　最后，对于未能按时履约，大多数国家都采取较高处罚措施，降低风险，而德国则选择了较低的惩罚措施。这也可以部分解释德国在今年上半年创造的零电价竞标，即完全接受市场电价无需补贴。另一方面的原因可能是，项目完成日期设定较晚，为2024年，开发商对于技术进步有较为乐观的预期。

　　三、海上风电发展趋势

　　全球海上风电发展迅速，市场广阔。2016年全球累计海上风电产能增长2,219MW,增幅18%o据全球风能理事会(G1obalWindEnergyCounci1)估计，2017年产能有望再增3GW。另外，根据市场研究机构Markets发布的报告，2017年全球海上风电市场投资约270.2亿美元，预计到2022年增长到551.1亿美元，期间复合年增长率达15.32%O

　　海上风电产业的发展现在已经不仅仅覆盖北欧区域，开始向北美洲、东亚、印度和其他

　　如果全球经济一直朝着无碳化的方向发展，到2030年，风电必将成为主力电源。国际可再生能源署认为，海上风电的总装机在2030年将达到100GW,但如果能够从政策层而使可再生能源在全球能源结构中的占比翻番，那么到2030年海上风电的装机规模有望进一步扩大——风电总装机将达到1990GW,其中海上风电占280GWo

　　目前，采用竞拍的方式决定上网电价正在成为趋势，英国、德国、荷兰都开始改成这种形式，与中国最初推行海上风电时实施的特许经营权有些类似。这种模式下产生的价格由竞争产生，更利于海上风电价格下降，但对于企业而言风险较大，更适宜较为成熟的市场，无论是供应链还是玩家的风险掌控能力都更强。

　　竞拍规则各国有所不同，欧洲各国均采取度电价格投标，以价低者中标，但最后岀清价格各异，其中英国以竞拍最高价出清，而大多数国家采用中标价出清。而中国的特许经营权综合考量多方因素，价格只是其中一个要素。美国则采用商业租赁的形式，拍卖土地，价高者获得。

　　虽然竞价模式因竞争可以尽快降低价格，但也增大了企业的风险，存在企业违约即不履行项目或推迟项目的可能，如中国的第一次海上风电的特许经营权竞标就出现了类似的尴尬，虽然价低，但项目迟迟无法启动。

　　为平衡价格与风险，各国各有想法。如通过政府来确定地点而非让企业自主选择，从而降低选址失误的风险与成本，但也会一定程度上限制企业的自主性。再比如通过预选的方式,设置标准，排除一些投标。或是如荷兰增收投标保证金来提高门槛，但英国则选择免费投标,吸引更多竞争。

　　最后，对于未能按时履约，大多数国家都采取较高处罚措施，降低风险，而德国则选择了较低的惩罚措施。这也可以部分解释德国在今年上半年创造的零电价竞标，即完全接受市场电价无需补贴。另一方面的原因可能是，项目完成日期设定较晚，为2024年，开发商对于技术进步有较为乐观的预期。

　　三、海上风电发展趋势

　　海上风电产业的发展现在已经不仅仅覆盖北欧区域，开始向北美洲、东亚、印度和其他

　　全球海上风电发展迅速，市场广阔。2016年全球累计海上风电产能增长2,219MW,增幅18%o据全球风能理事会(GlobalWindEnergyCouncil)估计，2017年产能有望再增3G肌另外，根据市场研究机构Markets发布的报告，2017年全球海上风电市场投资约270.2亿美元，预计到2022年增长到551.1亿美元，期间复合年增长率达15.32%o

　　如果全球经济一直朝着无碳化的方向发展，到2030年，风电必将成为主力电源。国际可再生能源署认为，海上风电的总装机在2030年将达到100GW,但如果能够从政策层面使可再生能源在全球能源结构中的占比翻番，那么到2030年海上风电的装机规模有望进一步扩大——风电总装机将达到1990GW,其中海上风电占280GWo

　　目前，采用竞拍的方式决定上网电价正在成为趋势，英国、德国、荷兰都开始改成这种形式，与中国最初推行海上风电时实施的特许经营权有些类似。这种模式下产生的价格由竞争产生，更利于海上风电价格下降，但对于企业而言风险较大，更适宜较为成熟的市场，无论是供应链还是玩家的风险掌控能力都更强。

　　竞拍规则各国有所不同，欧洲各国均采取度电价格投标，以价低者中标，但最后岀清价格各异，其中英国以竞拍最高价出清，而大多数国家采用中标价出清。而中国的特许经营权综合考量多方因素，价格只是其中一个要素。美国则采用商业租赁的形式，拍卖土地，价高者获得。

　　虽然竞价模式因竞争可以尽快降低价格，但也增大了企业的风险，存在企业违约即不履行项目或推迟项目的可能，如中国的第一次海上风电的特许经营权竞标就出现了类似的尴尬，虽然价低，但项目迟迟无法启动。

　　为平衡价格与风险，各国各有想法。如通过政府来确定地点而非让企业自主选择，从而降低选址失误的风险与成本，但也会一定程度上限制企业的自主性。再比如通过预选的方式,设置标准，排除一些投标。或是如荷兰增收投标保证金来提高门槛，但英国则选择免费投标,吸引更多竞争。

　　最后，对于未能按时履约，大多数国家都采取较高处罚措施，降低风险，而德国则选择了较低的惩罚措施。这也可以部分解释德国在今年上半年创造的零电价竞标，即完全接受市场电价

　　海上风电产业的发展现在已经不仅仅覆盖北欧区域，开始向北美洲、东亚、印度和其他

　　无需补贴。另一方面的原因可能是，项目完成日期设定较晚，为2024年，开发商对于技术进步有较为乐观的预期。

　　三、海上风电发展趋势

　　全球海上风电发展迅速，市场广阔。2016年全球累计海上风电产能增长2,219MW,增幅18%o据全球风能理事会(GlobalWindEnergyCouncil)估计，2017年产能有望再增3G肌另外，根据市场研究机构Markets发布的报告，2017年全球海上风电市场投资约270.2亿美元，预计到2022年增长到551.1亿美元，期间复合年增长率达15.32%o

　　如果全球经济一直朝着无碳化的方向发展，到2030年，风电必将成为主力电源。国际可再生能源署认为，海上风电的总装机在2030年将达到100GW,但如果能够从政策层面使可再生能源在全球能源结构中的占比翻番，那么到2030年海上风电的装机规模有望进一步扩大——风电总装机将达到1990GW,其中海上风电占280GWo

　　目前，采用竞拍的方式决定上网电价正在成为趋势，英国、德国、荷兰都开始改成这种形式，与中国最初推行海上风电时实施的特许经营权有些类似。这种模式下产生的价格由竞争产生，更利于海上风电价格下降，但对于企业而言风险较大，更适宜较为成熟的市场，无论是供应链还是玩家的风险掌控能力都更强。

　　竞拍规则各国有所不同，欧洲各国均采取度电价格投标，以价低者中标，但最后岀清价格各异，其中英国以竞拍最高价出清，而大多数国家采用中标价出清。而中国的特许经营权综合考量多方因素，价格只是其中一个要素。美国则采用商业租赁的形式，拍卖土地，价高者获得。

　　虽然竞价模式因竞争可以尽快降低价格，但也增大了企业的风险，存在企业违约即不履行项目或推迟项目的可能，如中国的第一次海上风电的特许经营权竞标就出现了类似的尴尬，虽然价低，但项目迟迟无法启动。

　　为平衡价格与风险，各国各有想法。如通过政府来确定地点而非让企业自主选择，从而降低选址失误的风险与成本，但也会一定程度上限制企业的自主性。再比如通过预选的方式,设置

　　海上风电产业的发展现在已经不仅仅覆盖北欧区域，开始向北美洲、东亚、印度和其他

　　标准，排除一些投标。或是如荷兰增收投标保证金来提高门槛，但英国则选择免费投标,吸引更多竞争。

　　最后，对于未能按时履约，大多数国家都采取较高处罚措施，降低风险，而德国则选择了较低的惩罚措施。这也可以部分解释德国在今年上半年创造的零电价竞标，即完全接受市场电价无需补贴。另一方面的原因可能是，项目完成日期设定较晚，为2024年，开发商对于技术进步有较为乐观的预期。

　　三、海上风电发展趋势全球海上风电发展迅速，市场广阔。2016年全球累计海上风电产能增长2,219MW,增幅18%o据全球风能理事会(GlobalWindEnergyCouncil)估计，2017年产能有望再增3G肌另外，根据市场研究机构Markets发布的报告，2017年全球海上风电市场投资约270.2亿美元，预计到2022年增长到551.1亿美元，期间复合年增长率达15.32%o如果全球经济一直朝着无碳化的方向发展，到2030年，风电必将成为主力电源。国际可再生能源署认为，海上风电的总装机在2030年将达到100GW,但如果能够从政策层面使可再生能源在全球能源结构中的占比翻番，那么到2030年海上风电的装机规模有望进一步扩大——风电总装机将达到1990GW,其中海上风电占280GWo

　　海上风电产业的发展现在已经不仅仅覆盖北欧区域，开始向北美洲、东亚、印度和其他

　　

　　

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