我国海上风电发展回顾与展望

秦海岩

中国可再生能源学会风能专业委员会 北京100010

海上风电是我国新时期能源转型的重要支撑， 也是我国沿海省份发展海洋经济的重要力量。 我国海上风电虽然起步较晚， 但得益于政策的大力支持、 技术的不断创新、 产业链的不断完善等， 已经迅速成长为全球最大的海上风电市场。

1 海上风电产业发展历程

概括来说， 我国海上风电从仅有1 台风电机组的项目起步， 历经示范项目阶段， 以试验示范项目建设带动海上风电技术进步和设备制造产业升级， 在规划和政策的指引下， 适时稳妥扩大海上风电建设规模，在打好海上风电大规模开发建设的基础上， 实现了我国海上风电的高质量发展。

1.1 前期探索

我国海上风电探索起源于2007 年。 是年11 月8日， 我国首座安装有1 台金风科技1.5 MW 风电机组的海上风电项目在渤海绥中油田建成发电[1]。 该项目由中国海洋石油总公司兴建， 从立项到建成投产仅耗时7 个月， 实现了多项自主创新和技术创新。 它标志着我国海上风电探索取得实质性突破， 也拉开了我国海上风电开发的序幕。

1.2 试验示范

龙源如东海上（潮间带） 试验风电场和上海东海大桥100 MW 海上风电示范项目的相继批复， 标志着我国进入了示范项目建设阶段。 龙源如东海上（潮间带） 试验风电场拉开了我国开发建设海上（潮间带）风电场的序幕， 上海东海大桥100 MW 海上风电示范项目则是我国建成的第一个大型海上风电场。

2007 年6 月15 日， 国家发展和改革委员会（以下简称国家发改委） 办公厅下发“在江苏如东地区建设30 万千瓦的海上示范风电项目” 的通知[2]， 并要求加快海上示范风电场建设的前期工作。 借此契机，2008 年5 月， 龙源电力在江苏组建海上风电项目筹建处， 针对该项目开展了大量的研讨论证工作。 一年之后， 龙源如东海上（潮间带） 试验风电场首批两台1.5 MW 风电机组并网发电[3]。 2010 年9 月28 日， 在如东环港外滩海堤外侧潮间带区域， 32 MW 潮间带试验风电场建成投产， 实现了全球潮间带风电“零”的突破。 该项目包括2 台明阳智能1.5 MW 机组、2台远景能源1.5 MW、 2 台联合动力1.5 MW 机组、2 台上海电气2.0 MW 机组、 2 台三一电气2.0 MW机组、 2 台中国海装2.0 MW 机组、 1 台金风科技2.5 MW 机组、 2 台华锐风电3.0 MW 机组、 1 台明阳智能紧凑型2.5 MW 机组， 是具有标志性的产业链节点试验， 促进了我国潮间带风电施工装备、 作业方式、 基础形式、 机组运维等环节的建立、 优化和改进， 大幅降低风电场成本， 为国产海上风电机组提供了一个验证技术以及运行质量的重要平台， 为我国海上风电由潮间带向深海扩展， 奠定了坚实的技术基础。

2008 年5 月， 国家发改委会下发《关于上海东海大桥100 兆瓦海上风电示范项目核准批复》[4]。 2010 年7月10 日， 东海大桥风电场一期全部34 台3 MW 风电机组并网发电[5]。 该项目位于东海大桥东侧1～4 km、浦东新区岸线以南8～13 km 的上海市海域， 平均水深10 m， 总投资22.8 亿元。 总装机容量102 MW 的上海东海大桥风电场， 是我国首个大规模海上风电场， 我国海上风电发展由此开始真正起步。 同时， 它还是欧洲以外的第一个海上风电项目， 是世界其他洲域探索海上风电发展的一块里程碑。 该项目为我国开展海上风电建设技术的研究工作， 逐步建立海上风电的技术标准体系， 形成拥有自主知识产权的海上风能资源评价、 风电场设计和机组制造技术积累了宝贵的经验， 为我国海上风电的规模化发展创造了条件。

鉴于如东试验风电场取得的成果， 2010 年12 月6 日， 国家发改委核准了龙源如东150 MW 海上（潮间带） 示范风电场项目。 该项目分两期实施， 一期工程为100 MW， 选用21 台西门子2.38 MW 机组和17 台华锐风电3 MW 机组， 于2011 年6 月21 日开工建设， 同年年底投产发电； 二期工程为50 MW，选用20 台金风科技2.5 MW 机组， 于2012 年11 月23 日投产发电。 这一工程的风能资源和建设条件在江苏乃至全国的潮间带风电场中均有较强的代表性， 为我国近海风电场建设积累了宝贵经验， 起到良好的示范作用。

1.3 小规模开发

受多重因素制约， “十二五” 期间（2011—2015年）， 我国海上风电发展相对缓慢， 海上风电实现装机不足100 万千瓦， 并未达到《风电发展“十二五”规划》 提出的到2015 年海上风电累计装机500 万千瓦的目标。 CWEA 发布的《2015 年中国风电装机容量统计简报》 显示， 全年新增装机中的50.35%为潮间带项目， 单机容量以4 MW 居多。 由此可见， 项目主要集中在有示范项目可以参考的潮间带。 但该阶段针对海上风电发展面临的主要问题探索出了有效的解决方案， 对推动海上风电由示范走向快速规模化起着至关重要的作用。

在诸多制约因素中， 成本高一直是海上风电发展缓慢的主要因素。 海上风电由于环境特殊， 对于海上风电机组、 输变电设施、 运行维护都有特殊要求， 导致无论是设备成本还是运维成本均高于陆上风电， 约为后者的1.5~2 倍。

为了进一步打开市场， 2014 年6 月， 国家发改委公布《关于海上风电上网电价政策的通知》[6]， 明确了海上风电价格政策： 非招标的海上风电项目， 潮间带风电项目0.75 元/千瓦时（含税）， 近海风电项目0.85 元/千瓦时（含税）。 标杆电价的推出， 活跃了市场， 推动了产业“起飞”。

在技术创新层面， 这一时期同样成为海上风电开发的技术储备期， 该阶段的单机容量已经从3 MW 提升至5 MW。 例如， 中国海装具有自主知识产权的5 MW 海上风电机组样机投运。 2014 年1 月16 日，在龙源如东风电场的后续工程中， 2 台中国海装5 MW 样机、 1 台东方电气5 MW 样机、 1 台远景能源4 MW 样机并网运行。

在用海方面， 由于开发区域的特殊性， 海洋、海事、 环保等众多部门均对开发海上风电的海域有着不同程度的管辖权利， 项目协调难度大。 针对于此，2015 年8 月， 国务院印发《全国海洋主体功能区规划》[7]， 明确支持海洋可再生能源开发与建设， 因地制宜科学开发海上风能， 在苏北海域统筹规划海上风电建设， 对解决长期以来阻碍海上风电发展的海洋资源开发综合规划问题起到了积极作用。

1.4 规模化快速发展

“十三五” 时期， 得益于前期的技术储备， 产业链更加完善， 投融资环境更加透明， 我国海上风电迎来了快速发展的阶段， 近海海上风电进入规模化发展阶段。

就开发规模来看， 截至2020 年6 月底， 共计约1 100 万千瓦的海上风电项目处于在建状态， 主要分布于广东、 江苏、 辽宁和福建等地区。 2020 年， 海上风电新增并网装机306 万千瓦。 到2020 年年底， 海上风电累计并网装机容量约为900 万千瓦。

在技术创新层面， 适用于海上的大容量机型呈现快速迭代的趋势， 不仅5 MW 实现批量应用， 10 MW时代也已开启。 在此期间， 规划建设的福建福清兴化湾样机试验风电场如实记录了海上风电技术的演变。该风电场是国内领先的海上风电机组科研创新试验平台， 以及国内首个大功率海上风电试验风电场。

它是三峡集团福建福清兴化湾300 MW 海上风电场一期工程， 总装机容量为79.4 MW， 平均单机容量为5.7 MW， 共安装有来自8 家风电厂商（金风科技、中国海装、 太原重工、 明阳智能、 东方电气、 GE、上海电气、 湘电风能） 的14 台机组。 该风电场是我国首个批量使用5 MW 以上机组的示范海上风电场，将为今后我国风电大容量机组的发展路径提供有益实践和探索。

相比于试验风电场， 兴化湾二期工程的机组容量继续大幅提升。 2020 年4 月28 日， 国内首台具有完全自主知识产权的8 MW 风电机组（轮毂中心高度为110 m， 风轮直径为175 m， 风轮扫风面积相当于3.4个标准化足球场， 在11.5 m/s 左右的风速条件下， 单台机组24 小时发电约20 万千瓦时， 可满足3.5 万个家庭一天的用电需求） 在该风电场完成吊装[8]； 2020年7 月12 日， 国内首台10 MW 海上风电机组在福清兴化湾二期海上风电场成功并网发电[9]。

2021 年上半年， 全国海上风电新增并网容量2.15GW， 同比增长102.5%[10]， 呈现出强劲的发展态势。 “十四五” 时期是实现“30·60” 目标的关键期，我国海上风电开发速度将大幅提升， 成为新能源装机增长的新引擎。

2 发展成就

结合上述历程梳理可知， 我国海上风电发展遵循循序渐进， 先近海再远海， 先示范后批量的原则， 在政策引领下， 通过行业的共同努力， 装机规模、 技术创新、 成本降低等方面取得的巨大成就， 不仅为我国可再生能源发展增长了新的动力， 也为全球应对气候变化发挥了重要的作用。

2.1 装机规模稳居全球前列

在全球范围内， 2015 年， 我国海上风电累计装机容量排名由第5 升至第4； 2016—2019 年， 稳居第3；2020 年， 以9.898GW 的累计装机容量超过德国， 升至第2 位。

2020 年， 我国海上风电新增装机容量超过3GW，连续第3 年居全球之首。

2.2 产业布局辐射全国海域

在我国沿海省份中， 江苏、 广东、 福建等8 个省份已有海上风电并网项目。

从发展规划来看， 沿海省份在近远期规划中， 基本明确提出了百万千瓦或千万千瓦的装机目标。

就分布区域而言， 除了项目分布较为集中的东南部海域， 在东北海域， 有位于辽宁大连海域的庄河海上风电项目， 总装机容量为300 MW， 场址南北长8.6 km， 东西宽7.7 km， 场址中心距离岸线约22.5 km， 涉海面积约47.7 km2， 场区水深15~25 m。山东虽起步较晚， 但其截至目前的最大海上风电项目——总装机规模为301.6 MW 的烟台海阳风电项目已开工建设。

就离岸距离来看， 我国海上风电呈现从近海走向深远海的态势。 目前， 在建离岸距离最远的海上风电场是大丰H8-2 海上风电项目， 场址中心离岸距离72 km。

2.3 产业基地建设成效出现

2017 年， 广东将海上风电定位为重点发展产业，《广东省加快发展海洋六大产业行动方案（2019—2021 年）》[11]将建设珠三角海上风电科创金融基地、 建设粤西海上风电高端装备制造基地、 建设粤东海上风电运维和整机组装基地作为工作重点。 近年来， 广东省的风电产业发展方兴未艾， 除了形成完善的装备制造产业链， 更是致力于打造世界一流的风电产业基地。 以阳江为例， “十三五” 以来， 阳江加快推进海上风电产业发展， 招引了大批龙头企业进驻， 全产业链条不断完善。 除装备制造业外， 还全力推进世界级风电出运母港、 国家海上风电装备质量监督检验中心和广东（阳江） 海上风电技术创新中心等的建设， 海上风电母港生态圈建设取得重大进展。 其中， 海上风电装备质量监督检验中心一期主要是建设具备150 m长叶片检测能力的叶片实验室， 满足当前以及未来叶片检测的市场需求； 二期将建设轴承等其他综合性实验平台， 为我国风电关键技术试验提供基础设施平台。

2.4 技术研发能力显著增强

2.4.1 关键零部件实现国产化

在我国风电发展初期， 叶片、 齿轮箱产品的非国产率超过30%， 2012 年之后逐步降低， 比例下降约10%~15%。 叶片所用的树脂、 结构胶、 芯材等原材料实现了本地化生产， 玻纤完全国产化。 轴承的非国产产品市场份额在2012 年前达到90%， 现在下降至50%。 发电机、 偏航/变桨轴承、 变流器、 变桨系统最初多来自国内的外资企业， 2012 年后实现大规模国产化， 如发电机、 变流器， 由小部分国产转为全部国产 （2012 年前非国产率达到80%， 目前降至不足5%）； 变桨系统、 偏航/变桨轴承从国产试点转为大部分国产（2012 年前非国产率为100%， 目前降至不足5%）。 叶片的部分关键技术同样实现了突破， 如型式认证、 预埋技术。

为平稳推进海上风电建设， 近年来， 国家在大型海上风电机组及关键部件研制与产业化方面取得了多项重大突破， 包括适应我国海上风况的新型大叶轮设计与应用技术研究、 大型海上风电机组的试验方案研究以及海上安装、 运维、 防腐等产业化关键技术研究。

2.4.2 机组加速走向大型化

我国海上风电， 无论是机组容量， 还是叶片， 一直朝着更大、 更长的方向发展。 从我国已并网的海上风电机组来看， 单机容量在4 MW 以上的机型占并网装机容量的一半以上。 我国海上风电机组最大单机容量已经达到11 MW， 最长叶片达到107 m， 充分证明了我国具备10 MW 以上大容量海上风电机组自主设计、 研发、 制造、 安装、 调试、 运行能力。

2.4.3 自主创新能力增强

我国海上风能资源情况与欧洲存在一定差异， 且就国内而言， 不同海域的情况也不尽相同。 因此， 多年来国内企业从我国国情出发研发出了适合不同风况特性的风电装备和技术。 各整机商推出采用定制化关键部件以及搭载先进控制策略的抗台风型风电机组， 针对我国沿海定制化设计和探索的明阳智能MySE 5.5-7.0 MW 系列机组、 东方电气10 MW 海上抗台风型风电机组就是其中的代表。

不断向大型化发展的海上风电机组， 对风电安装船的甲板面积、 吊重吊高、 甲板载荷、 定位以及打桩能力等方面也提出了更高要求。 逐步向更深海域延伸的海上风电产业， 要求风电安装船的水深适应能力逐步增强。 为保障海上风电产业平稳有序的发展， 多年来我国提早布局和研发新船型， 致力于海上风电安装船功能的优化提升， 并取得世界顶尖的科技技术成果。 据英国造船和海运业分析机构克拉克森统计， 在海上风电安装船市场中， 我国船厂占据主导地位[12]。目前， 在全球接单量排名前10 的自升式海上风电安装船船厂中， 我国船厂占据7 个席位。 例如， 2019 年已经交付使用的国内首艘1 300 吨自升自航式风电安装船 “铁建风电01” 配备了多项世界领先的科技功能[13]， 多项技术指标打破国内纪录， 是目前国内最先进、 综合性能最高的海上风电安装船舶。 启东海工成功自主研发出世界首个8 MW 级风电机组的海上安装系列平台， 集装载运输、 自航自升、 绕桩吊起重、动力定位、 海上作业等多种功能于一体。

2.5 发电成本稳步下降

国际可再生能源署 （IRENA） 的数据显示，2010—2020 年， 我国海上风电度电成本下降了53%。同时， 新型大容量机组的应用， 专业化施工船舶和设备的投用， 数字化技术手段的普及等， 都将带动全生命周期成本的下降。 预计到2025 年， 我国近海风电的度电成本有望降至0.4 元/千瓦时， 远海风电的度电成本将达到0.5 元/千瓦时[14]。

3 展 望

我国基本具备了大规模开发海上风能资源的能力， 未来几年是技术创新和变革的关键期， 我国海上风电技术将围绕以下几条主线演进：

一是大型化。 应用更大的风电机组， 能够有效提高风能利用效率， 并大幅降低初始投资、 安装施工成本、 运维成本等， 由此带动度电成本持续下降。 风电度电成本的下降最主要的贡献来自发电能力和效率的提升， 而不仅是造价的下降。 最新的叶片风轮直径已经突破200 m， 可以预见未来3~5 年内， 我国海上风电度电成本将可以再降一半， 这还没有包括机组可靠性和基于大数据人工智能的全生命周期管理等技术应用带来的叠加提升效应。

二是智能化。 近年来， 新一代信息化技术被广泛应用于海上风电产业链的各个环节中， 智能化、 互联化成为海上风电产业的重要特征。 在选址环节， 基于高精度风电场功率预测微观选址技术、 大数据中的尺度建模技术和卫星遥感的物理建模技术， 智慧选址模式正在逐步取代费时、 低效的传统方式。 在运行中，借助现有技术， 通过感知并预测所处环境变化， 系统能够自动采取不同控制策略， 做到降载增寿， 提高发电效率。 在运维环节， 通过在风电场安装状态监测和故障诊断系统， 并结合资产完整性管理理念， 故障维修已经从事后转向事前， 逐步走向预防性维护， 并在运维方案定制和成本优化方面开始发挥作用。 未来，更广泛的监测传感、 物联技术应用以及建模仿真能力提升， 将逐步促成数字孪生技术的实现， 让风电资产的运营和改造从中受益， 这有赖于监测技术和经济性评价方法的进步。 此外， 通过数字化信息整合行业资源、 改变产业链互动和资源调配方式， 将进一步提高效率、 降低成本， 这需要行业重新审视， 并改变现有的合作模式。

三是专业化。 我国海上风电产业规模化发展的提速， 以及项目开发逐步走向深远海， 对运输、 安装施工、 运维等装备提出了更高的要求。 进一步提升安装船、 铺缆船、 运维船的专业化水平， 成为摆在业界面前的重要课题之一， 这需要各方携手推进相关技术的研发、 先进装备的设计与制造。

4 建 议

当前我国海上风电仍存在施工、 运维经验不足，深远海技术研发有待加强， 与其他产业协同发展模式有待优化等问题。 为了保障海上风电产业健康发展，不断增强市场竞争力， 实现平价目标， 亟待围绕以下方面不断努力， 通过实践不断做大做强海上风电产业链。

（1） 尽快出台产业扶持政策

当下， 海上风电还不具备平价上网的条件， 仍需政府提供适当的支持， 助推其在未来3~5 年内过渡到平价上网。 在这种情况下， 希望中央和沿海省份能够出台扶持政策： 加强统筹规划， 坚持集中连片开发，确保单体项目规模不低于100 万千瓦； 送出系统工程由电网负责投资， 成本纳入输配电价； 采取“以奖代补” 的方式， 支持重点产品与项目的开发， 实现跨越式创新； 成立海上风电发展促进基金， 推动项目长期贷款利率降至3%以下； 调整对央企投资收益率的考核要求， 如降到6%或更低。

（2） 加大关键技术研发力度

着力解决“卡脖子” 关键技术难题， 建设海上风电科技强国。 一是加强基础科学研究。 充分认识关键技术的复杂性， 加强关键技术涉及的各项学科建设，增强跨学科复合型人才储备， 夯实关键技术研发的理论基础， 攻克机组主轴承、 叶片原材料等国产化难题， 加快对具有前瞻性的海洋测风、 安装和运维船舶等的研究。 二是推动试验检验能力建设， 需要高度重视样机测试、 认证工作， 对于海上风电而言， 一旦批量安装后出现问题， 将会付出惨重的代价。 因此， 必须扎实推进前期工作， 遵循先安装样机再批量安装的原则， 做好认证测试。 为此， 需要搭建更具适配性、趋近真实工况的风电整机及关键部件试验检测平台，提升研发产品的质量水平。 三是加强数字化技术的研发。 加强企业间交流合作， 消除数字壁垒， 借助数字化技术等手段提升整机性能和可靠性， 提高施工、 运维和管理效率。

（3） 打造更加坚强的产业链

我国海上风电产业链完备程度不足， 一是主轴承、 叶片等产业链相对薄弱。 二是海上风电机组工况复杂且作业窗口期较短， 需要运维更具专业性和可靠性， 但由于国内海上风电尚处于初步发展阶段， 风电运维市场还不成熟， 需要建立及健全运维产业链。 三是进一步提升风电母港产业集群集中度与完备程度，减少同质化， 促进产业整合优化， 通过海上风电集约化发展， 带动成本快速下降。 例如， 广东阳江、 揭阳、 江苏如东等地具备建设海上风电母港的优良条件， 依托海上风电开发， 通过产业配套及产业组合，实现海上风电全生命周期产业价值的集合， 形成千亿元级产业集群。

（4） 增强深远海技术支撑

海上风电由近海走向远海是必然的趋势， 为了支撑深远海海上风电发展， 必须做好数据积累， 加强关键技术研发。 与近海相比， 深海环境更加恶劣， 对机组基础、 海底电缆、 海上平台集成等技术提出了更严苛的要求。 必须强化创新力度， 全面加强基础科学、试验仿真的能力， 推进数字化技术在远海领域的应用， 提高施工、 运维和管理效率。 此外， 我国目前主要针对近海海域的风能资源评估， 难以为深远海发展提供数据支撑， 还应加强评估规划等前期工作。

（5） 推动跨产业融合发展

发展海上风电与我国建设海洋经济的国家战略高度契合， 海上风电与海洋牧场、 氢能、 储能等的融合发展， 在为沿海城市提供高质量、 低成本、 无污染的电力、 氢气等能源的同时， 还可以为海工装备业培育新的增长点。 因此， 应推动相关技术和模式的研究，实现海上风电的多元化发展。

近年来， 习近平总书记就实现碳达峰与碳中和目标， 以及创新发展发表过一系列重要讲话， 海上风电能够为此提供关键支撑。 在当前的关键成长期， 各级政府相关部门应当通过优化政策环境来加快海上风电发展， 使之成为沿海地区尽早实现“双碳” 目标、 打造全球创新发展新高地的核心路径。