引言

過去二十年來，隨著全球能源、資源和環境問題的突出，特別是全球氣候變化日趨明顯，風能越來越受到世界各國的高度重視，并在各國的共同努力下成為當前世界范圍內發展速度最快的可再生能源之一。

我國海上風電正開始大規模開發，根據國家能源局發布的《風電發展“十三五”規劃》( 下文簡稱《規劃》)[1]，到2020 年，我國海上風電并網裝機量將達500 萬kW 以上。截至2015 年底，我國海上風電并網裝機量為36 萬kW，其中潮間帶為18.1 萬kW，近海項目為17.9 萬kW，與《規劃》中提出的500 萬kW 的發展目標尚有較大差距。但事實上，截至2016 年6 月，我國已核準的海上風電裝機量為557 萬kW，因此，到2020年實現《規劃》目標是可以預期的。

本文概述了海上風電發展的趨勢及成本變化趨勢，我國海上風電經過一段時間的發展，已初步形成海上風電場開發、設備制造、工程設計、施工及運行維護的全產業鏈，隨著技術瓶頸和電價政策的逐一突破，以及海上風電投資成本進一步的下降，我國海上風電將迎來快速增長。

1 國內外海上風電發展現狀及優勢

1.1 國外海上風電發展現狀

1990 年，瑞典安裝了第一臺試驗性的海上風電機組，離岸距離為350 m，水深為6 m，單機容量為220 kW。1991 年，丹麥在波羅的海的洛蘭島西北沿海建成了世界上第一個海上風電場，擁有11 臺450 kW 的風電機組，可為2000～3000 戶居民供電。2000 年，MW 級風電機組開始于海上應用，海上風電項目初步具備了商業化應用的價值。2002 年，丹麥在北海海域建成了世界上第一座大型海上風電場，共安裝2MW風電機組80 臺，裝機容量達16 萬 kW。隨后，瑞典、德國、英國、比利時、法國等諸多歐洲國家都陸續投入到海上風電場的建設。

1.2 我國海上風電發展現狀

2007 年，我國首臺1.5 MW 海上風電機組安裝于渤海，接入海上油田的獨立電網。2010 年6月，上海東海大橋風電項目的海上風電機組全部并網運行，這標志著我國風電邁入發展海上風電的階段[2]。

我國海岸線長約18000 km，島嶼6000 多個，與陸地相比，我國近海風能資源更為豐富。根據中國氣象局2013 年發布的對我國資源的評價可知，我國近海100 m 高度層、5～25 m 水深區的風能資源開發量約為2 億kW，5～50 m 水深區的風能資源開發量約為5 億kW。

沿海各區域風能資源分布圖如圖1 所示。廣西、廣東和海南近海風能資源較為豐富;福建省以北，近海風能資源逐漸變小，但到渤海灣，近海風能資源又開始增強。福建、浙江、廣東和廣西近海風能資源豐富的原因與臺風等熱帶氣旋活動有關，開發時需要考慮災害天氣對風電場的影響[3]。

《規劃》中提出，“十三五”期間將重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設，4 省海上風電開工建設規模均將達100 萬kW 以上，各沿海省份在國家規劃指導下陸續編制了本省海上風電中長期發展規劃，總規劃容量為7422 萬kW。

隨著大規模海上風電場的開發、建設、運行和維護，我國海上風電場設備制造、工程設計、施工及運行維護等水平均得到了較大提升，海上風電行業的標準體系也得到進一步完善;大容量海上風電機組開始國產化、批量化，施工設備和安裝工藝也將逐漸提高;國內海上風電電價面臨下降，與之密切相關的風電場建設成本也將會進一步下降。

1.3 海上風電的發展優勢

海上風電相比陸上風電具有以下優點：海上風速要比陸上風速高，風能資源豐富，海面表面粗糙度小，風能質量高，風切變較小，不需要很高的塔架;海上風的湍流強度小，一般具有穩定的主導方向，使得機組運行穩定，壽命長;海上風電單機容量可以提高較大，由于噪音限制小，使得能量產出大，年利用小時數更高;機組距海岸較遠，視覺影響小;對環境的負面影響小;不占用陸地寶貴的土地資源等。

隨著陸地優質風能資源的逐步開發，海上風電作為發展趨勢已是可以預見的將來。

風力發電最關鍵的因素就是風力的大小，而海上風況普遍優于陸上，離岸10 km 海域的海上風速通常比沿岸要高出20%。風電機組的發電功率( 即風功率密度) 與風速的3 次方成正比，因而同等條件下，海上風電機組的年發電量可比陸上高70%;同時，海上很少有靜風期，因此，海上風電機組的發電時間更長。通常來說，陸上風電機組的年發電利用小時數約為2000 h，而海上風電機組往往能達到3000h 以上。

2 海上、陸上風電的成本構成

2.1 海上風電成本

從全國沿海各省實際開展的海上風電項目的造價情況來看，海上風電項目每kW 造價水平高于陸上風電項目。

海上風電機組裝機成本主要受海水深度和離岸距離影響。海水深度的增加將導致支撐基礎造價上升。根據行業相關數據進行測算，若只考慮海水深度，當海水深度從15 m 增至30 m，支撐基礎造價將由3000 元/kW 增至5000 元/kW。另外，安裝成本也會隨著海水深度的增加而增加。

一般來說，遠離海岸的海域環境普遍較差。離岸距離越長，海底電纜長度與所需變壓設備數量也將大幅增加，當離岸距離從5 km 增至200km 時，安裝成本將由4000 元/kW 增加到8000元/kW。另外，離岸距離越長，安裝船的航行距離也會不斷增加，使得燃料成本不斷上升[4]。

海上風電場成本主要由以下幾個部分構成：設備( 包括風電機組、塔筒、電氣系統等) 購置費用、建筑安裝工程( 包括安裝調試、支撐結構等)費用、其他( 包括工程管理等) 費用、建設期利息等。各部分占總成本的比例不同，對總成本的影響也不盡相同[5-7]。

1) 設備購置費用。設備購置費用( 不含集電線路海纜) 約占工程總成本的50%。其中，風電機組及塔筒約占設備購置費用的75%，單位成本約為7000～8000 元/kW;電氣系統約占設備購置費用的20%，單位成本約為2000 元/kW;送出海纜約占設備購置費用的5%，單位成本約為500 元/kW。

2) 建筑安裝工程費用。建筑安裝工程費用約占總成本的35%，單位成本約為6000～7000 元/kW，其中，支撐基礎費用約占總成本的15%。當前已竣工的海上風電場項目與陸上風電場項目相比，數量較少、規模較小、船機設備不夠成熟、施工隊伍經驗較為不足，造成建設成本較高，加之海上施工條件復雜、施工難度較大，施工所需的關鍵裝備( 如海上風電機組基礎打樁、風電機組吊裝等)、專業可用的大型船機設備較少，船機費用高昂。相比陸上風電，海上風電的建筑安裝工程費用占總成本的比重較大。

3) 其他費用。其他費用包括項目用海用地費、工程項目管理費、生產準備費等，約占總成本的10%，單位成本約為1600～1900 元/kW。

由于前期工作周期長、人工工資高、海洋資源緊缺等原因，海上風電的其他費用總體將略有上漲，尤其是用海養殖補償、海域生態修復等費用漲幅較明顯;但隨著海上風電項目數量的增加，項目開發建設經驗的積累，業主的項目管理水平也將提升，但對總成本下降的影響較為有限。

4) 建設期利息。建設期利息與風電場建設周期及貸款利率相關，約占總成本的5%。目前海上風電場項目大部分依賴商業貸款，初始投資成本中，自有資金占20%，商業貸款占80%;貸款利率一般按現行基準利率。

隨著海上風電場施工技術的不斷進步，特別是關鍵項目工期的縮短，建設期利息將有一定程度的下降。貸款利率與國家政策息息相關，主要是國家宏觀經濟調控時會發生變動。因此，建設期利息對風電場成本有一定的影響。

2.2 海上、陸上風電成本對比

從項目前期、項目建設期以及項目運行期的全生命周期角度，對比海上和陸上風電成本。

2.2.1項目前期

風電場的前期工作時間相對較長，需要協調的部門較多，主要包括海洋、海事等部門，需要取得的支持性文件較多，比如海域、通航、海洋環評等。與陸上風電場相比，海上風電場的工作周期較長，協調難度更大;海域使用、養殖補償以及海洋生態修復等費用高，而且有增長的趨勢。相比于陸上風電場，海上風電場項目前期工作費用較高。

2.2.2 項目建設期

相比于陸上風電場，海上風電項目建設中的設備購置費用和建筑安裝工程費用均有顯著增加。

1) 風電機組。海上氣候特殊，在風電機組設備制造過程中需考慮臺風、防腐等技術要求，需要增加設備成本。風電機組的選型并不是單機容量越大越好，應結合海上風能資源、風電機組機型技術成熟度、機組效率、風電機組設備的運輸安裝和易維護性等條件綜合考慮，選擇有代表性的風電機組及不同風電機組組合進行詳細的經濟比選。

海上風電場的風電機組所處環境較惡劣，國內風電機組廠家無多年運行經驗，風險較大;國內可選的風電機組機型較少，但國外有成熟機型。國內海上風電機組的單位造價約為8000/kW，陸上約為4000 元/kW，基本是2 倍的關系;國外進口海上機組單位造價超過12000 元/kW。

2) 風電機組基礎。與陸上風電場相比，海上風電場的基礎設計、現場施工難度很大;基礎設計考慮的邊界條件增多;海上施工對船機設備、工程經驗的要求高;基礎施工周期長。單個海上風電機組基礎造價約為1300 萬～2000 萬元，而單個陸上風電機組基礎造價約為100 萬～200 萬元，海上風電機組基礎造價增加較明顯。

3) 風電機組安裝。整個海上風電機組的安裝需要專業碼頭、大型船機設備等來完成，并需要采取相關輔助措施。相比于陸上風電場，海上風電場的碼頭租賃費用昂貴;并且由于大型安裝船機設備少，導致安裝所需時間偏長，費用高，增加了整體安裝成

本;安裝環境惡劣，安裝窗口期短;海上風電場的碼頭租賃費用較高，價格在幾千萬不等。安裝1 臺海上風電機組約需450 萬元，而安裝1 臺陸上風電機組約需30 萬元。