自 2005 年启动东海大桥海上风电试点项目以来，我国海上风电经历了技术引进、试点先行阶段和统筹规划、特许权招标阶段的经验积累，正从示范项目迈向规模化发展的关键阶段。
2017 年，我国海上风电开发建设速度、装备、工程技术能力不断取得突破， 业界对海上风电发展也有了更高的预期。本文将系统梳理我国海上风电发展情况，并结合规划和国家能源战略研究成果对海上风电的近、中、远期发展进行展望，为海上风电开发建设提供参考。
2017 年我国海上风电发展情况
自 2009 年以来，国家发展改革委、国家能源局通过组织沿海地区海上风电发展规划、开展海上风电项目示范、出台海上风电政策等方式，引导我国海上风电有序发展。2017 年，我国海上风电开发建设速度明显加快，累计装机容量已跃居全球第三。
一、海上风电开发建设速度明显加快
2017年，我国海上风电新增机组吊装容量首次突破1GW（含滩涂风电，下同），新增装机容量同比增长接近100%；新增并网发电容量53万千瓦，累计并网容量达到202万千瓦。同时，我国当年海上风电核准和新开工建设容量双创新高：新增核准容量超过400万千瓦，新开工在建项目总规模接近400万千瓦。三峡福清兴化湾、鲁能江苏东台、华能江苏如东等多个项目开创了“当年开工、当年并网”，甚至“当年核准、当年并网”的海上风电建设新速度。
二、国产大容量海上风电机组进入产业化应用时代
适用于海上的3～5MW级风电机组已批量生产，并成为新建海上风电项目的主流机型；5～7MW风电机组也逐步试验并网运行，已安装的国产风电机组单机容量最大已经达到6.7MW；国产风电机组制造企业已普遍启动7～10MW更大型风电机组的研发工作。
三、海上风电装备及工程技术不断突破
世界首座分体式220kV海上升压站在龙源盐城大丰海上风电项目成功吊装；我国30km最长距离220kV海底光电复合缆成功敷设，在建最长海缆长度超过50km；龙源振华重工施工平台“龙源振华3号”下水，作业水深40米，可用于8MW大容量海上风电机组吊装；三峡响水海上风电项目采用的可拆卸式稳桩平台浮吊吊打沉桩等施工工艺，解决了单桩垂直度需控制在千分之三以内的世界难题。
四、海上风电技术标准体系不断完善
目前中国已发布的海上风电能源标准共15项，涵盖海上风电预可研、可研，风能资源测量及海洋水文观测，地质勘察，施工组织设计，概算定额，风电机组桩基，控制系统变流器等，在编海上风电能源行业标准14项，将进一步提出岩土试验、变电站、运行维护等方面标准体系要求。
五、政策引导支持海上风电市场化发展
随着海上风电发展规划、核准、电价、施工及运营市场机制的逐步完善，国家更新发布了《海上风电开发建设管理办法》，简化了海上风电开发建设管理程序，明确了用海标准与规定，通过放管结合进一步规范海上风电管理。在海上风电电价政策的支持作用下，有效保障一批优质项目开发建设，并为推动产业发展提供了持续稳定的市场环境。
六、深远海前沿风电技术研究取得阶段性进展
我国首次启动上海深远海域海上风电示范项目前期课题研究工作，并取得阶段性进展，课题成果通过验收，陆续推动深远海示范项目前期和建设工作进度，为进一步拓展未来海上风电发展空间，探索海上风电前沿技术奠定坚实的基础。
海上风电“十三五”发展预期
海上风电项目一般包括潮间带及潮下带滩涂风电场、近海风电场、深远海风电场。潮间带和潮下带滩涂风电场指多年平均大潮高潮线以下至理论最低潮位以下5m水深内的海域；近海风电场，指最低潮位以下5～50m水深内的海域；深海风电场，指最低潮位以下水深大于50m的海域。目前及“十三五”时期我国海上风电实质开发的区域仍主要集中在潮间带及近海风电区域。预计至2020年全国海上风电发展情况如下。
一、近海海上风电发展提速
（一）规模及方向
经过“十二五”时期的示范探索，我国海上风电产业技术逐步成熟、制造能力快速发展、标准体系不断完善，各方面条件基本成熟，“十三五”时期，我国海上风电正加速发展。
海上风电从前期到建成并网的周期约为4至5年，根据当前的核准和开工建设情况，预计2018—2020年全国海上风电建设投产进度将大幅加快，并网容量进一步快速突破。根据国家《风电发展“十三五”规划》，到2020年，海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦。
除了规模化开发，海上风电研发和装备制造业也将迎来新的发展机遇。根据国家《风电发展“十三五”规划》、《全国海洋经济发展“十三五”规划》等，加强大功率海上风电设备研制，突破离岸变电站、海底电缆输电关键技术，延伸储能装置、智能电网等海上风电配套产业，鼓励在深远海建设离岸式海上风电场，调整风电并网政策，健全海上风电产业技术标准体系和用海标准等，都是“十三五”海上风电发展的重要方向。
（二）重点布局
“十三五”期间我国重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，在早期特许权项目的带动作用下，江苏沿海“十二五”即启动大量项目前期工作，目前并网容量占全国海上风电并网总容量的80%，是全国海上风电建设速度最快的区域，也是“十三五”时期海上风电建设并网的密集区域，该区域将达到300万千瓦并网规模和450万千瓦的开工规模；上海东海大桥是我国乃至亚洲第一个投入商业化运营的海上风电项目，为后续海上风电开发奠定了坚实的基础，在早期示范作用的影响下，已并网容量31万千瓦，位居全国第二，但受到海域规划使用、海底管线、军事、路由等多方面因素的影响，“十三五”期间上海沿海地区新增海上风电项目规模有限；浙江普陀海上风电项目已实现首台机组并网，并逐步推进海上风电前期工作进展，由于受到海洋功能区划、海事交通、钱塘江景观等因素带来的场址调整和衔接影响，“十三五”时期以推动前期工作和开工建设为主；自“十三五”以来，福建和广东沿海地区加快推动海上风电发展，是全国开展海上风电前期工作的重点区域，基于较好的风能资源和政策支持，该区域将成为“十三五”期间海上风电的重要建设布局，规划2020年开工规模将达到300万千瓦。江苏、福建、广东是“十三五”时期海上风电建设的三大巨头，在重点地区集中布局、其他地区分散布局的共同作用下，预计2020年我国将顺利实现《风电发展“十三五”规划》中海上风电发展目标，随之逐步带动提升运行管理水平、降低海上风电成本、形成覆盖海上风电全产业链的设备制造和开发建设能力等，将为我国海上风电的中长期发展奠定基础。
二、深远海海上风电陆续启动前瞻性探索工作
全球深远海风电取得突破性进展，在英国海域除了挪威石油的Hywind完成安装准备投产外，还将有另外两个漂浮式风电项目在今明两年陆续投产。除此之外，爱尔兰、葡萄牙、法国也将有三个漂浮式风电项目在2020年前后投产。历时多年，深远海漂浮式风电终于从概念走向应用。
相比较来说，我国深远海风电发展相对滞后，但随着我国海上风电产业的快速发展，深远海风电开发也在逐步热身。深远海风电具备更加优越的开发条件，且开发限制性影响因素少，便于实现规模化发展，是未来海上风电发展的重要领域。但由于建设技术难度更大、送出并网存在难题、基础型式复杂、建设成本更高等因素，深远海风电开发也面临一定困难。“十三五”期间，我国深远海风电虽难以取得实质性建设进展，但相关前沿技术已在逐步探索。例如，三峡集团开发的江苏大丰300MW海上风电项目，是中国离岸距离最远的海上风电项目，对我国海上风电开发远海化、关键技术国产化、施工作业体系化等方面起到推动作用；中国广核集团欧洲能源公司位于大西洋布列塔尼地区的Groix项目，是中国企业首次进入漂浮式海上风电技术领域的有力尝试，随着该项目设计施工工作的逐步推进，将为国内陆续打开深远海风电市场积累经验；上海绿能公司在上海市发展改革委的支持作用下已启动深远海域风电场前期课题研究工作，相关场址选择、漂浮式风电机组技术、漂浮式机组基础技术、漂浮式基础施工技术、接入系统关键技术等子课题已通过专家组验收，对于填补国内深远海技术空白和推动产学研发展具有重要的启示作用。
海上风电近、中、远期展望
有丹麦风能研究和咨询机构预计，在中国海上风电项目的施工速度加快、欧洲市场进一步成熟发展的推动作用下，2017—2026年间，全球海上风电产业将稳健发展，复合平均增长率将达到16％。国际可再生能源署（IRENA）认为，更大的风电机组叶片和更复杂的漂浮式平台使海上风电场的建设向远海延伸，以获得远海地区更大风能和更高发电量。
“十三五”以来，国家能源主管部门陆续组织开展2035年和2050年可再生能源行业的中长期发展展望研究工作，未来将进一步鼓励海上风电的开发进程，将海上风电集中的建设布局逐步推广至全国各沿海地区。随着柔性直流输电等配套技术的逐步成熟，结合远海风电集群化开发特点，未来我国海上风电将呈现近期近海大规模快速发展、中期远海风电试验示范、远期实现近海和远海风电全面发展的局面，海上风能资源得到充分利用。
一、近期近海风电实现大规模高速发展（2025年前）
近海海上风电抗台风型机组得到充分发展和应用，单机容量以5MW及以上为主；机组基础涵盖单桩、导管架、漂浮式等多种形式，设计方案进一步优化；机组安装将集自航、装载、运输、安装（打桩）功能于一体，海况适应性增强。近海海上风电产业将逐步成熟、装备运维成体系、行业标准完备、市场竞争加剧、成本降幅明显，同时不同领域的管理和协调趋于融洽，海上风电发展达成共识，预计2025年前近海海上风电发展在技术和建设能力上将不再存在较大制约。
二、中期深远海风电小规模示范（2025—2035年）
国家发展改革委、国家能源局在联合发布的《能源技术革命创新行动计划（2016—2030）》中明确要求风电技术发展将“深海风能”提上日程。海上风电龙头开发企业均在积极布局深远海域的海上风电市场，为中期深远海域海上风电的发展奠定基础，并提供试验示范场址储备。例如，三峡集团海上风电发展路线明确提出由滩涂向潮间带、近海依次挺进，并走向深海；中国广核集团拟开发粤东海域300万千瓦深水海上风电场址，采用深水海上风电技术，共建工程基地及研发中心等。
受水下深度较深影响，深远海风能资源的开发主要通过漂浮式风电基础型式来实现。美国国家能源部可再生能源实验室（NREL）的研究表明，欧洲80%以上的潜在海上风能资源位于水深大于60m的深水海域，利用漂浮式风电机组开发的风能资源可达4000GW，而美国和日本漂浮式风电可开发资源也分别达到2450GW和500GW。可见，开发适用于更深海域的漂浮式海上风电是未来的必然趋势。漂浮式海上风电基础主要包括四种类型，分别为：驳船式、半潜式、单柱式和张力腿式。目前技术发展相对成熟的漂浮式基础主要为半潜式和单柱式，未来随着深远海域海上风电逐步推进，张力腿式和驳船式也将日趋成熟，出现四种漂浮式技术同场竞技的场景（图2）。
但还应该认识到，我国沿海海域的大陆架绵延距离长，近岸水深变化小，我国达到60m水深的海域，相应离岸距离相当可观，增加了电力输送的投资和成本，也不利于运维。因此，除基础技术因素外，远距离输电也是制约我国深远海上风电发展的关键因素。
目前陆上风电场的柔性直流技术业内基本掌握，并有部分项目开展工程示范。因此，大型海上风电基础技术和柔性直流技术的不断成熟、海上风电机组向大型化发展且发电效率的进一步提升，以及海岛电网的不断强大都将为我国深远海风电的远距离输电提供必要支撑。按照柔性直流的技术特点，深远海风电具有集群化开发的特征，预计2025—2035年在壮大近海海上风电市场的基础上，中期优先选择合适的场址进行小规模远海风电示范，掌握吸收技术及管理方面的经验，可为日后大规模开发奠定基础。
三、远期深远海风电规模化（2035—2050年）
随着深远海风电示范项目的开展，基础施工技术、远距离电力输送等技术因素将逐步突破，远期若要实现深远海风电规模化发展仍需进一步实现成本的降低。
对于固定式风电，机组、基础建造、打桩、吊装等成本费用在量级上相对固定，优化空间有限；而漂浮式风电最大的特点在于成本的可优化性，在保证性能的前提下，漂浮式风电机组方案可以做到整体安装、整体拖航，不用桩锚，可降低建造、安装环节的费用。
随着近年陆上风电和海上风电成本不断下降，也将引导漂浮式海上风电成本下行。得益于在更远更深海域漂浮式海上风电技术的利用，未来海上风电可获得更加优越的风能资源条件，以及应用更大容量的风电机组优化建设安装费用，深远海海上风电的总成本也将大幅下降。同时，随着海上风电行业的发展，漂浮式海上风电的设备、施工、运维、拆除等各项成本及风险也将随之降低。根据国际能源署（IEA）等机构预测结果，到2050年海上漂浮式风电的开发建设成本将降低50%左右（图3）。
随着海上风电由近海到远海、由浅水到深水、由小规模示范到大规模集中开发，风电机组和关键部件设计制造技术不断取得突破，远期大型化海上风电机组以10MW以上为主，风电机组捕获风能的能力更强，风电设备性能和可靠性达到国际先进水平；设备及装备对远海环境的适应性更高，柔性直流技术在远海得到广泛应用，集中的路由规划和送出以及远海丰富的风能资源使得海上风电更具经济性；海上公站的统筹规划理念逐步贯彻，深远海风电将得到大规模开发，海岛基地及海上运维体系化，与海洋、海事等部门的协调监测等工作进一步解决；在风电机组基础方面，漂浮式基础的技术问题得到解决，成本得到进一步控制；利用风功率滚动预测结果和省区间调峰资源互济，充分发挥互联电网的资源配置优势，有效解决海上风电消纳问题。在机组逐步大型化、近岸资源逐步紧缺的大趋势下，技术逐渐成熟和成本逐步优化下降的深远海风电将是海上风电未来发展的重点方向，预计2035—2050年我国将逐步实现远海海上风电规模化发展。
结语
我国海上风电经历了十余年的发展历程，开发建设经验不断积累，装备及工程技术实现突破，产业服务体系不断健全，政策措施不断完善，海上风电产业正在从试点学习、示范探索走向快速发展阶段。
海上风电作为未来可再生能源发展的前沿方向，随着我国海上风电发展规划进一步明晰，规划协调进一步统筹畅通，中长期海上风电前景可期。我国作为全球最大潜在海上风电市场，将不断增强自主研发能力，提升风能发电效率，提高海上风电抗风险能力和竞争性，降低海上风电开发的成本，逐步推动海上风电从近海走向深远海域，并随着“一带一路”倡议走出去，实现引领全球海上风电发展的宏伟目标。
