海风吹来多强劲？

      据报道，位于唐山湾、规模为300台，每台单机容量为4兆瓦的京津冀地区首个海洋风电项目，将于2016年完成装机和建成调试，并将于2017年初并入电网，直供京津冀地区使用。

　　京津冀地区空气污染严重，发展清洁能源已成为多方共识。海上风电是清洁能源发展的新方向之一。不久前国家发改委制定出台了海上风电价格政策，此举助推了海上风电项目的发展建设，进一步优化能源结构，促进节能减排。那么，海上风电具备哪些优势，其发展前景如何，其他国家又是如何发展的？本期应知进行介绍。

　　 什么是海上风电？

　　 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。

　　 成本高、运营难等原因是阻碍

　　 技术难度大   海上风电并网面临两大技术难题，一是海上风电的输送，二是风电场动态稳定性对电网的影响。风电的可控性以及风电机组的控制技术（主动变桨控制、自动控制、自动停机等）等领域亟待突破。同时，风电的短期气象预报和风电场的集中控制策略（以均衡负荷）也面临技术困境。

　　 投资成本高   为适应海上恶劣的环境，海上风电机组必须采取气密、干燥、换热和防腐等各项技术措施，且机组的单机容量较大，需配备安装维修的专用设施（登机平台、起吊机等），这些都增加了海上风电机组的成本。有资料显示，我国陆上风电工程造价为8000元/千瓦左右，而海上风电则为1.6万~2万元/千瓦。工程建设和维护成本占据了海上风电开发中的大部分投资。

　　 经济性价比低   海上风电的发电量是陆上风电场的1.4倍，但投资成本是陆地风电场的近两倍，其经济性仍不如陆地风电场。此外，海上风电场的经济可行性主要取决于场址的两大参数——水深和离岸距离，离岸距离不大、水面较浅的海域不适合建海上风电场。

　　 维护成本高   海上风电场维护时，必须动用大型维护船，如利用建设施工船、专门的服务船只、直升机接送服务或者母舰类型的船只等，无论哪一种运输方式，都意味着相应的技术路径和资金投入，运维成本因此攀升。有运营商表示，海上风机故障修复成本将是陆上风电的百倍。

　　此外，尽可能选用大容量的风电机组，通过实施海上风机机组的标准化设计和规模化生产，可有效降低发电成本。不过，目前海上风电场规模化发展还有待技术的进步和激励政策的出台，这也成为限制其发展的因素之一。

　　 我国发展海上风电优势明显

　　优势

　　我国近海风能资源丰富 东部沿海水深2~15米的海域面积广阔，特别是江苏等地沿海、滩涂及近海具有开发风电的良好条件。根据《中国风电发展路线图2050》对我国陆地和近海100米高度风能资源技术开发量的分析计算，我国近海水深5~50米范围内，风能资源潜在开发量达到5000亿瓦。

　　发展起点高，速度快 欧洲是世界海上风电发展的领头羊，可以为我国海上风电的快速发展提供有益借鉴，由此发展自己的海上风电，及时明确发展目标，不断完善扶持政策。

　　国家政策的大力扶持 2005年，《可再生能源法》把我国的风电发展纳入了法制框架。另外，我国《风电发展“十二五”规划》提出明确目标，到2015年，我国海上风电装机容量将达到500万千瓦，2020年底将达到3000万千瓦。近日发改委又明确了海上风电价格政策，并鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价，这对海上风电的发展将起到极大的促进作用。

　　 困难

　　我国海上风电尚处于初级发展阶段，在电场建设、风机制造、风电并网等方面还面临诸多问题。

　　近海风能资源调查不够 海上风电场是以风速高、风功率密度大、湍流强度小等优势来抵消巨大的投资成本，所以准确分析、预测海上风电场风能资源对海上风电场的建设和发展至关重要。但我国近海风资源普查和详查工作相当薄弱，目前还没有高分辨率的近海风能资源图谱。亟需加大投入，建立专业的技术支持队伍，成立符合国际标准的风能评估机构。

　　产业和技术发展相对落后 总的来说，我国完整的风电产业体系尚未形成，风电设备的认证体系尚未建立，还没有掌握大型风电机组的总体设计技术，现有制造水平远落后于市场需求。目前，市场的风电机组以兆瓦级为主，而国内最大功率的定型风电机组都在1000千瓦以内。要完成单机功率从百千瓦级到兆瓦级的技术提升，难度较大。

　　自主研发力量严重不足 我国尚处于引进国外先进技术的初级阶段，主要通过技术转让和合资建厂的方式生产风电机组。在这种情况下，我国海上风电发展无法得到关键技术或核心技术，不仅不能从本质上提高国际竞争力，而且容易在技术上陷入“知其然而不知其所以然”的尴尬境界。

　　电网制约 目前我国风电场并网还没有规范化，风电没有完全纳入电网建设规划，且缺少一系列必要的管理办法和技术规范以确保大规模风电的可靠输送和电网的安全稳定运行。

　　 发达国家海上风电经验借鉴

　　丹麦

　　丹麦是世界上风电发展最快最好的国家，目前风力发电占其全国电力的20%。丹麦海岸线长达7000多公里，与其相连的北海风力资源丰富，近海地带海床条件好，为丹麦海上风电场的建设与开发创造了良好的条件。

　　丹麦风电发展的成功与其政府的大力支持密切相关。发展初期，为扶持风电产业，政府规定电力部门风力发电必须占有一定的配额，在电价方面也有一定的补贴。丹麦环境部早在1979年就要求风电强制上网，由电力公司支付部分并网成本。1992年起，要求电力公司以85% 的电力公司的净电力价格购买风电，这其中不包括生产和配电成本的税收。

　　上世纪90年代初期， 丹麦实施了风机扩容计划，即以新型和大容量的风机替代小型风机或者运行状况差的风机，并为这样的替代提供20% ~ 40% 的补贴。另外，从80年代初期到90年代中期，风机发电所得的收入都不征税。丹麦国家政府一直对地方政府施加压力，要求地方政府优先考虑发展风能。

　　 德国

　　德国的风力发电装机容量居世界首位，是风电大国西班牙和美国的两倍，占世界总装机容量的28%左右。由于北部风力最强的陆上风电开发区已接近饱和，德国政府加大力度开发海上风电，计划到2015 年海上风电装机达到300万千瓦，到2020 年达到1500万千瓦，2030 年达到3000万千瓦。德国政府运用经济杠杆和法律手段，对海上风电给予扶持，如加大政府建设投资、提供比陆上风电更高的补贴等，为海上风电产业的发展营造有利的外部条件。1991 年1 月1 日，德国政府颁布了《输电法》，这是德国开始风能商业利用后制定的第一部促进可再生能源利用的法规。2000 年4 月1 日，具有划时代意义的《可再生能源法》在德国开始生效。海上风电项目在德国开始爆炸性地增长。

　　 西班牙

　　西班牙政府认为，海上风电是实现中长期可再生能源发展目标的决定性因素，并把海上风电纳入修订后的优惠电价范畴，建立了海上风电场审批制度。具体来说，上网电价最高可达16.4欧元/千瓦时，项目的最小规模为50MW，两年内拥有风资源评估和开展环境研究的专有权，允许对风电场规格参数保持一定的灵活性等。西班牙设定的上网电价幅度足以支持试点和示范项目风电场，法规中规定的竞争因素也意味着，海上风电场的建设尽量少用政府财政资金。