國內海上風電雖然起步較晚，但是由于海風資源的穩定性和大發電功率的特點，近年來有了較快發展。鑒于海風資源的地理分布，海上風電可發展區域主要集中在我國東部沿海地區，因而大力發展海上風電，既可以滿足東部用電需求，更會加快我國綠色發電的步伐。在此通過對國內，特別是海上風電發展較為迅速的江蘇省的經濟政策環境研究，以及海上風電項目施工、運行特點的分析，對海上風電的經濟性及發展前景進行探討。

國內海上風電發展概述

根據中國可再生能源學會風能專業委員會(CWEA)數據，截至2016年底，我國海上風電累計裝機容量162萬千瓦，海上風電占全國風電總裝機容量的比重為0.96%。2009年，東海大橋海上示范風電場建成投產。2012年底我國海上風電場累計裝機接近40萬千瓦。受海域使用等因素影響，2013年海上風電發展放緩。2014年，我國海上風電新增并網容量約20萬千瓦，全部位于江蘇省。2015年我國海上風電新增裝機容量為36萬千瓦，主要分布在江蘇省和福建省。2016年中國海上風電新增裝機154臺，容量達到59萬千瓦，同比增長64%。

在電價方面，2014年6月5日，國家發展改革委發布《關于海上風電上網電價政策的通知》，對非招標的海上風電項目，區分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價。2017年以前(不含2017年)投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.85元，潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.75元。2016年年底，國家發展改革委再次發布通知，為繼續鼓勵海上風電發展，規定海上風電標桿電價不作調整。

規劃政策方面，為了鼓勵和引導海上風電健康持續發展，實現能源結構調整，國家出臺了一系列政策，為海上風電的發展提供支持。國家能源局印發《全國海上風電開發建設方案(2014-2016)的通知》《海上風電開發建設管理辦法》等，提出了海上風電發展規劃、項目核準、海域海島使用、環境保護、施工及運行等環節的管理和技術質量具體要求。其中，《風電發展“十三五”規劃》提出，“十三五”期間將積極穩妥推進海上風電建設，重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設，到2020年4省海上風電開工建設規模均將達到100萬千瓦以上，到2020年，全國海上風電開工建設規模達到1000萬千瓦，力爭累計并網容量達到500萬千瓦以上。

江蘇省海上風電的經濟政策環境

截至2017年的6月底，江蘇省海上風電裝機是118萬千瓦，占全省新能源裝機20%，海上風電(潮間帶和近岸海域風電)裝機容量規模全國居首。從布局區域上看，江蘇省海上風電項目主要集中在如東縣、大豐市、濱海縣和響水縣等海域。由于江蘇省得天獨厚的自然優勢，透明開放的市場準入制度，良好的工業基礎，各電力開發企業紛紛搶灘進入，市場資源的競爭非常激烈。

資源良好、風能條件優越。江蘇省東部沿海海岸線長約954千米，海域面積37500平方千米，灘涂6500平方千米，風能資源豐富，主要分布在沿海灘涂和近海海域。潮間帶和近海海域80米高度平均風速在7.5米/秒左右，近海部分海域80米高度平均風速接近8.0米/秒，風能資源開發價值較好。

電網消納能力強。江蘇省電力裝機規模超過一億千瓦，電網消納能力強，具有較強大的電網系統。電網布局合理，電力輸送便利，能夠保障全額消納。新能源補貼發放及時，未出現長時間拖欠問題，保證了新能源項目的收益。

海上風電企業發展迅速，已形成了完整產業鏈。江蘇省風電產業鏈基本齊全，形成了一定的集群優勢，具備了一定規模和水平的風電機組制造能力、關鍵零部件制造能力、風電機組配套能力。江蘇省規模以上風電企業約為70家，其中風電機組制造企業10家，關鍵零部件制造企業10余家，配套企業30余家。節約了物流成本，同時也為后期運維備品配件的及時供應創造了條件。

經濟發展迅速，政策規劃重點培育。“十二五”，江蘇省GDP年均增長9.6%，高于全國1.8個百分點，“十三五”期間，江蘇省預計將繼續保持較快增長。同時，《江蘇省國民經濟和社會發展十三五規劃》提出，“要加快推進能源變革，優化能源生產結構，大力發展風能等可再生能源，推動清潔高效、低碳優質能源逐步成為增量能源貢獻主體。風電，海陸并舉、以海為主，兼顧內陸中低速風能開發，形成800～1000萬千瓦裝機。”《江蘇省“十三五”海洋經濟發展規劃》提出，“優化海上風電開發布局，積極發展離岸風電。鞏固放大鹽城國家海上風電產業區域集聚發展試點效應，推動海上風電設備關鍵技術攻關，重點發展具有世界先進水平的6兆瓦以上海上風電機組及關鍵零部件、集中監控及智慧風場管理系統、風電控制系統及設備、構建集技術研發、裝備制造、風場應用和配套服務于一體的全產業鏈。支持鹽城、南通、連云港海上風電開發，加快建設千萬千瓦級風電基地。”

海上風電項目的經濟性及成本控制

海上風電機組裝機成本主要受到海水深度和離岸距離影響。海水深度的增加將導致支撐結構成本上升。據測算，單獨考慮海水深度的影響，當海水深度從15米增加到45米時，支撐結構的成本將由2886元/千瓦增加到7380元/千瓦。另外，安裝成本也會隨著海水深度的增加而增加。

離岸距離的增加將導致海底電纜長度與所需變壓設備數量的增加，同時遠離海岸的海域環境也普遍較差。據測算，當離岸距離從5千米增加到200千米時，安裝成本將由3813元/千瓦增加到7905元/千瓦。另外，離岸距離的增加還會增加安裝船的航行距離，使得燃料成本上升。

中國海上風電場的千瓦容量投資約為陸上風電場的2~3倍左右。

就海上風電項目各部分具體來說：

風機方面，海上風電風機投資占比達到工程總造價50%，對項目的經濟性十分敏感。由于海上氣候特殊，風機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，應結合海上風資源、風機機型技術成熟度、機組效率、風機設備的運輸安裝和易維護性等條件綜合比較，選擇有代表性的風機及不同風機組合進行詳細的經濟比選。

樁基。不同風電場基礎造價受到海深和基礎形式的影響會有明顯的差別，應具體進行造價對比分析。以江蘇沿海為例，現階段鋼管樁制作費用在4000元/噸左右。鋼管樁鋼材價格的波動對海上風電項目的投資有較大影響，僅從2016年1月～2016年5月，價格就有30%左右的上漲。高樁承臺鋼管樁數量有6～8根，現階段制作費用在2500元/噸左右。鋼管防腐與單樁基礎相同。如果樁重在120噸以下，國內能施工的船機較多，超過120噸后，國內的施工船機相對來說較少。

海纜。海纜結構特殊復雜，自重和機械強度大，為了適應海底的復雜環境，海纜的設計要考慮海水的滲漏和腐蝕，因此海纜造價遠高于陸上電纜。風電場風機之間一般采用35千伏海纜，海上升壓站至登陸的主海纜一般選用110千伏或220千伏。采用三芯海纜還是單芯海纜，剔除輸送容量因素，主要受制于施工船機設備和登陸距離的影響。

海上升壓站。電壓等級、上部建筑結構體積重量、升壓站基礎形式對所用鋼結構工程量影響較大，陸上升壓站建設規模的大小以及所有海纜敷設路由是否合理、舾裝的標準、材料采購來源的遠近對工程費用的影響程度等也是影響造價的內容。

海上風機運輸和吊裝要用專業的駁船和巨型浮吊，并需要采取相關輔助措施，遠高于陸上風機吊裝費用。目前國內專業船舶數量較少，導致吊裝所需時間偏長，增加了整體吊裝成本。

此外，海洋資源十分寶貴，風電機組布置應按照節約用海原則，在技術可行的范圍內盡量減小風電場涉海面積，以減少項目建設用海(地)費用。

通過國內特別是江蘇和福建陸續開工建設的一批海上風電項目，主機設備的可靠性、施工裝備、施工工法等都逐步成熟，為規模化開發海上風電項目打好了基礎。

目前海上風機機組基本已經實現國產化，隨著海上風電的迅猛發展，大量風電機組的批量生產、吊裝、運行，國內風機廠家競爭越來越激烈，機組和零部件價格會逐漸下降。另外，海上升壓站、高壓海纜等價格隨著產業化程度提高，也顯現了下降的趨勢。隨著施工技術逐漸成熟，海上風電施工成本也將大幅降低。目前，我國海上風電單位千瓦投資一般在15000～19000元之間，至2020年建設成本預計可小幅下降。

由于我國海上風電建設處于起步階段，因而缺乏專業的施工隊伍，施工能力較弱，隨著眾多海上風電項目的開工建設，我國海上風電建設隊伍的施工能力將不斷提高，逐漸形成一批專業的施工團隊。同時，根據市場的需要，未來將出現一大批專業的運維團隊，專門從事風電機組、塔筒及基礎、升壓站、海纜等設備的預防性維護、故障維護和定檢維護。海上風電的裝備標準和認證體系也將逐步完善。海上風電項目在今后的快速發展中，相關配套產業也將不斷完善。

(對外經濟貿易大學 劉強)