12月9日第二屆全國海上風電工程建設技術研討會在北京順利召開。本次會議由三峽集團、海洋工程咨詢協會、可再生能源學會風能Z專委會主辦，金風科技承辦。

水電水利規劃設計總院副院長易躍春在會上做“中國海上風電產業發展現狀與展望”主題報告，主要內容包括海上風電的發展現狀與規劃、發展面臨的挑戰、發展展望等，小編根據易躍春院長報告內容做出整理分享給星迷們!

一、發展現狀與規劃

海上風電資源豐富，產業發展加快

中國海上風能資源豐富5—25米水深，50米高度海上風電開發潛力約2億千瓦;5—50米水深、70米高度海上風電開發潛力約5億千瓦;另外，還有部分潮間帶及潮下帶灘涂資源，深海風能資源也較為豐富。

海上風電裝機規模逐步增大，到2017年4月，中國海上風電核準項目容量8170MW，并網容量1480MW，位列全球第三位，僅次于英國與德國。

規劃明確，發展前景廣闊

根據能源生產與消費革命戰略，海上風電要降低發電成本實現與常規電力同等競爭。加快海上風電系統技術及成套設備研發。

能源發展十三五規劃指出，積極開發海上風電，推動低風速風機和海上風電技術進步。

可再生能源發展十三五規劃顯示，積極穩妥推進海上風電開發，到2020年，開工建設1000萬千瓦，確保建成500萬千瓦。

風電發展十三五規劃明確，重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設，到2020年四省海上風電開工建設規模均達到百萬千瓦以上。

2020年中國各省海上風電開發布局

產業服務體系不斷完善

技術支持。不斷完善海上風電技術標準體系;加快提出風電機組基礎、海上升壓站、海纜等多項重要標準與規范。11月份海上升壓站、海纜標準正式印發;推動標準國際對標和案例研究，優化標準體系，指導技術進步和成本年下降。

產業支持政策。明確海上風電開發建設管理辦法，簡化開發流程;明確用海標準與規定;明確上網價格和稅收優惠。

檢測認證與信息檢測。建立國際級海上風機檢測認證平臺;不斷完善項目評估與檢測，建立信息檢測體系。

各省海上風電規劃動態調整情況

隨著海上風電的發展，各地也都相應的調整了海上風電布局。預計到2020年，江蘇將開工建設1600萬千瓦，主要區域包括如東、東臺、大豐、射陽、濱海等;廣東預計到2020年開工建設1200萬千瓦，投產200萬千瓦，到2030年投產3000萬千瓦，主要規劃區域包括汕頭、揭陽、汕尾、惠州、珠海、江門、陽江、湛江等地;浙江、福建、山東、上海、河北、海南等也對海上風電規模做出調整。具體參見下圖：

近期已實現并網典型海上風電場工程

中廣核如東150MW海上風電場，采用西門子4MW海上風電機組。這個風電場建設了亞洲首座真正意義上的海上升壓站，也是是國內第一個實現離岸距離10公里、水深10米以上的海上風電場，離岸距離25公里，最大水深18米。

三峽響水20萬千瓦海上風電目，采用西門子4MW機組37臺、金風3MW機組18臺，項目已投產運行。

三峽福建興化灣300MW海上風電場一期，是大型海上風電機組示范項目，共使用了5MW、6MW、6.7MW等7個機型14臺風電機組，是國家首個5兆瓦以上大功率海上風電樣機試驗分廠，這個項目對未來我國海上風電機組的整體上臺階將起到積極的作用。項目離岸2——5千米，水深2——8米，11月22日，海裝H128—5MW風電機組成功并網發電。

華能如東300MW海上風電場9月30號全部投產，亞洲已建成最大海上風電場。采用50臺西門子4MW機組和20臺海裝5MW機組，離岸12——25千米,水深5——15米。

魯能東臺200MW海上風電項目是國內建成海上風電離岸距離最遠的海上風電項目，場區中心離岸距離36公里，項目海況是最為復雜的，有陸地、灘涂、淺水、淺灘、高灘、深水等情況，采用50臺4MW風機。

海上風電技術不斷突破

在不斷建設海上風電項目的同時，技術也在不斷實現突破

實現110kV和220kV海上升壓站順利安裝，目前已有8個海上升壓站吊裝完畢，積累了大量設計、施工經驗。6月27日，世界首座分體式220kV海上升壓站在龍源鹽城大豐200MW(H12)海上風電項目成功吊裝。

實現國內30km最長距離110kV三芯海底光電復合纜成功敷設，突破220kV海纜敷設技術(三峽)。

2017年10月，實現龍源振華重工施工平臺“龍源振華3號”下水，適應6MW大容量海上風電機組吊裝，作業水深40米。

國內專業勘測船“華東院2號”3號于11月下水，標志著勘測設計能力進一步提升，上海院簽訂多功能工程船合同，用于拋石作業。

全亞洲最大的華能如東300MW海上風電場并網投產，5MW風電機組安裝、單樁無過濾段設計和施工等先進技術和裝備應用。

首個“雙十”三峽響水海上風電項目投入商業運行，采用可拆卸式穩樁平臺浮吊吊打沉樁等施工工藝，解決單樁垂直度需控制在千分之三以內的世界難題。

遠海海上風電研究取得突破，上海深遠海課題通過課題驗收，將進一步推動深遠海示范項目建設。

海上風電成本逐步降低

近年來，隨著海上風電技術的快速發展，設計和建設經驗逐步積累，海上風電投資逐步下降，福建、廣東海域投資仍然較高。江蘇區域近海海上風電單位千瓦投資約在15000-18000元/kW，福建、廣東區域約在18000-20000元/kW。

近期，以英國、丹麥、荷蘭為代表的歐洲國家實現海上成本快速下降，歐洲海上風電平均度電成本下降至12.6美分/kWh(約為0.83元/kWh)。歐洲通過完善招標許可和政府一站式前期服務，減少海上風電開發企業政策和商業風險，探索成本下降，英國招標電價達57.5英鎊/MWh(0.506元/kWh)，丹麥招出0.37元/kWh全球最低價。

當然我們也應該看到電價的邊界條件。一方面在北歐這些國家資源條件非常好，平均風速達到8-9米左右，而我國除了福建沿海，其他地方海上風電的風速大約是在7米左右，因此我們發電量是2000多不到3000，而北歐海上風電項目可以達到3-4千。第二方面，國外海上風電的升壓站及送出線路都是電網公司投建，而我國是項目業主建設。另外，國外的貸款利率是百分之一點幾，我國的貸款利率是百分之五點多，加上稅收等相關因素，因此我們與國外的海上風電項目電價在短期內無法相比。未來推動技術進步和成本降低仍是海上風電的主要方向，逐步實現平價上網。

面臨的主要風險和挑戰

政策風險。價格補貼政策調整，用海海域標準調整，漁業補償標準不一，軍事設施引發的規模和核準調整，規劃符合性帶來調整，特殊項目帶來核準調整。

技術風險。運維難度帶來風電機組可靠性要求，風電機組選型影響場區發電量及經濟性，施工工期的延長將增加項目投資。

環境風險。極端氣候、地震風險、地質災害風險、船舶撞擊、環保風險，環保調整可能成為場址顛覆性因素。

經濟風險。投資模式、機組價格、投資控制、利率變化、養殖賠償等。

運維風險。運維計劃風險、保修以外風險、長期運維成本不確定性、海底電纜損壞、妨礙現場作業和設備延遲到達的惡劣天氣。

健康和安全。施工區安全事故、運維期安全事故。

主要工作挑戰

基礎工作相對薄弱。中國海上風能資源評價工作還未系統開展，海洋水文測量、海底地質勘察也較薄弱;國家海上風電運行經驗缺乏，運行維護成本有待進一步總結，相關運維領域的技術標準空白。

管理協調有待加強。海上風電開發涉及多個領域，各部門對發展海上風電的認識不一，各地相關職能部門實際執行管理標準不一;海上風電項目海域使用論證獲得許可、通過海洋環評、通航安全論證的周期一般需要兩年以上。

標準體系有待完善。未形成完善的標準體系，難以對工程全過程實踐實現有效指導，海上風電面臨技術風險和成本方面的控制;中國5MW和6MW級的大容量機組在制造方面還處于少量試運行階段，對海上風電基礎的設計、施工研究試驗不足。離岸變電站和海底電纜技術等級也較低;安全問題有待進一步研究，對于場區施工期及運行期安全問題經驗較少，加強安全管理。

海上風電發展新認知與思路

產業基本成熟，具備推進條件。通過十二五示范探索，我國海上風電產業技術逐步成熟、制造能力快速發展，標準體系不斷完善，各方面條件基本成熟，具備了在“十三五”期間加快推進的良好基礎。

投資環境將保持穩定，發展機遇放大。結合海上風電發展特點，區別于陸上風電、光伏，國家將在“十三五”期間盡力確保電價政策不變，保障市場穩定健康發展的投資環境;將不斷優化成本結構，基于良好的市場環境，加快推動海上風電向更遠、更深的海域發展。

管理體系不斷完善，保障產業健康發展。結合新的形勢與新的要求，充分對接海洋、軍事、海事等主管部門，進一步修改完善海上風電管理辦法，加快梳理管理體系，支持產業發展;“十三五”期間，將根據項目推動情況，實行規劃滾動調整機制，不斷完善國家及省級海上發展規劃。

海上風電重點任務與發展期望

1、海上風電政策

政策體系逐步完善

加強協調，統一優化標準

保障消納市場

加強行業監測與評估

2、標準體系

關鍵標準、規范出臺

海上風電機組運維標準

深、遠海風電場開發建設相關技術標準

3、海上風電技術

大容量海上風電機組制造與研發

基礎設計與施工安裝

運行與維護

尾流評估

深遠海海上風電技術

4、其他

國家級風電機組檢測認證基地建設

產業示范項目評估與總結

財稅政策完善

......

我國具備開發建設海上風電的良好條件，隨著國家能源結構調整和產業逐步推進和成熟，中國海上風電將展現更加良好的發展勢頭。

水電總院作為中國風電及海上風電的技術支撐單位，具有技術、信息、資源和人才優勢，我們在做好中國海上風電建設技術服務工作的基礎上，愿意與積極推動全國海上風電發展的政府機構、項目開發企業、設備制造廠家、科學研究機構開展全方位的技術合作和交流，共同推進我國海上風電事業健康快速發展!