海上风能

我国海上风能资源丰富，拥有发展海上风电的天然优势。目前，我国大容量风机关键技术已取得突破，具备产业发展条件，一个高起点、大容量、全产业链的海上风电产业基地正在福建形成，标志着我国海上风电正进入集中连片规模开发的快速发展新阶段。

海上风电是未来清洁能源新方向。由于陆地上经济可开发的风资源越来越少，全球风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋势。

与陆地风电相比，海上风电风能资源的能量效益比陆地风电场高20%~40%，还具有不占地、风速高、沙尘少、电量大、运行稳定以及粉尘零排放等优势，同时能够减少机组的磨损，延长风力发电机组的使用寿命，适合大规模开发。例如，浙江沿海安装1.5兆瓦风机，每年陆上可发电1800~2000小时，海上则可以达到2000~2300小时，海上风电一年能多发电45万千瓦时。

另外，海上风电还能减少电力运输成本。由于海上风能资源最丰富的东南沿海地区，毗邻用电需求大的经济发达地区，可以实现就近消化，降低输送成本，所以发展潜力巨大。

海上风电的优势主要包括海上的高风速及满发小时数；不占用土地资源，不受地形地貌影响，单机容量更大（10MW或者更大），规避陆上发展空间的限制；离负荷中心更近，减少电力传输损失等。

其劣势主要包括三个方面，其发展也受到很多人的质疑和直接否定。第一个劣势是成本高，包括风机基础建造安装，风机吊装，后期运行维护等，关于减低成本的途径后面会单独拿出来讲；第二个劣势是技术的不成熟性，它是物理环境的综合过程（波浪、盐蚀、糙风、海床等），涉及结构动力学、土力学、水动力学、空气动力学等多个学科，属于多物理场强非线性耦合问题，但就某一个学科，例如土力学就有很多没有搞清楚的问题，更不用说是整体解决；第三个劣势是对海洋环境和海生物的影响，这一点比较有争议，不再展开。劣势中的大部分问题可以通过技术创新的手段加以解决或部分缓解。

中国主要通过上网电价的方式鼓励海上风电的发展，根据发改委确定的海上风电电价政策，2017年以前投运的潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元,近海风电项目含税上网电价为每千瓦时0.85元。对于2017年及以后投运的海上风电项目将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化,结合特许权招投标情况另行研究制定上网电价政策。2017年电价的变化会给中国本已滞后于目标和规划的海上风电的发展带来一定的不确定性，加之海上风电涉及海洋、渔业、能源、国防等多个部门,风电场规划与海洋功能区划、海岸线开发规划、国防用海规划等协调难度大。

2017年9月，福清兴化湾海上风电项目一期首批机组正式并网发电。作为我国首个5兆瓦以上的大功率海上风电样机试验风场，金风、GE、海装、太重等8家国内外厂商的14台大型风机将在此同场竞技，以确定适应福建地区海况风况的最优机型。这意味着从福建海上风电基地开始，中国海上风电进入集中连片规模开发的快速发展新阶段。

福建不仅是我国海上风电资源禀赋最好的省份，更是亚洲海上风电资源最好的地区，年利用小时数甚至超过4000小时，内蒙古的陆上风电年利用小时数也仅2000多小时。基于此，截至目前，我国已在福建海域规划了上千万千瓦风电装机。

为顺利推进海上风电集中连片规模快速开发，2016年11月份，三峡集团启动了福清兴化湾30万千瓦海上风电场一期工程(样机试验风场)建设，投资总额约18亿元，成为全球首个国际化大功率海上风电试验场。

福建能投公司副总经理雷增卷说，2016年底福建省新一代海上风电一体化作业移动平台“福船三峡号”在厦船重工出坞，其起吊能力、甲板工作面积及载荷为国内最大。得益于此，海上风机吊装时间大大缩短，仅需两天半，有效提高了海上风电工程施工效率，降低了海上风电场建设成本。

在兴化湾北岸的福州江阴工业集中区，占地千亩的福建三峡海上风电国际产业园也在同步建设中。“样机试验风场将借鉴三峡工程经验，让各厂家同台竞技，综合评判，以确定适应福建地区的最优机型，并选取技术先进、质量可靠的风机厂家进入产业园，通过创新提升我国海上风电装备制造水平。”该产业园运营公司副总经理陈永明说。

项目2019年12月份达成后，将年产5兆瓦以上风电机组150万千瓦，年产值超过100亿元。目前金风科技、江苏中车、西安风电、LM公司和GE公司已签署入园协议或意向协议。

“大容量风机关键技术在我国已取得突破，产业发展条件已经具备，一个高起点、大容量、全产业链的海上风电产业基地正在福建形成。”三峡集团董事长卢纯说。

海上风电虽然起步较晚，但凭借海风资源的稳定性和大发电功率的特点，近年来正在世界各地飞速发展。最新数据显示，风能发电占全球可再生资源发电量的16%，仅次于水力发电。

据全球风能理事会(GWEC)统计，2016年全球海上风电新增装机221.9万千瓦，全球14个市场的海上风电装机容量累计1438.4万千瓦。英国是世界上最大的海上风电市场，装机容量约占全球的36%；其次是德国，占29%。2016年，中国海上风电装机量占全球的11%，取代了丹麦，跃居第三位。

“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。”孙强表示，根据中国气象局风能资源详查初步成果，我国5米至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。由此显示出，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；同时，海上风电装机实现大幅度增长。据中国风能协会统计，2016年，我国海上风电新增装机(吊装量)154台，容量达59万千瓦，比上年增长64%；累计装机量达163万千瓦，居全球第三位。

雷增卷表示，我国陆上风电主要位于西北部地区，当地消纳能力有限，对外输送依赖于特高压输电线路。海上风电可发展区域主要集中在经济发达的东部沿海地区，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，将加快我国绿色发电步伐。

按规划，到2020年我国将建设海上风电1500万千瓦(包括建成500万千瓦，在建1000万千瓦)。在此基础上，国家还明确了海上风电场0.85元/千瓦时以及潮间带风电场0.75元/千瓦时的电价政策。同时，一批海上风电示范项目陆续建成，设备技术水平不断提高。

“我国海上风电发展仍处于初期，勘测设计、建设管理、运行维护、技术创新、产业融资等方面还不太成熟。”三峡集团副总经理毕亚雄认为，产业链上下游要联合起来，共同促进海上风电产业链全面融合发展。

“海上风电开发涉及军事、环保、旅游、渔业、生态和航运等众多部门。”孙强说，由于规划制定过程中缺乏有效沟通，导致规划之间的不同步、不配套现象日益严重，有些因素或导致企业前期投入浪费，造成巨大经济损失。

海上风电项目电价回收周期长，经营成本压力较大。以三峡集团响水近海风电场为例，截至2017年5月31日，累计上网电量3.91亿千瓦时，应收电费3.32亿元；但目前只收回标杆电价部分的1.48亿元，补贴电费部分正在申报国家第七批补贴名录，由于补贴电费金额大、回收周期长，造成企业经营压力。

与陆上风电相比，海上风电的后期运维成本也要高出不少。欧洲海上风电场运营维护历经近20年发展，已形成完整产业链，但目前国内海上风电尚无长期运营经验和成本数据积累，运维成本仅靠预估，有很大不确定性。

此外，当风机大部件发生故障需要更换或维修时，须租赁大型专业作业船舶，不仅费用高，而且受海况、天气影响较大，导致海上风电场运维周期长、成本不可控的特点明显。