我國海上風電區域開發方案淺析

文 | 張繼立，王益群，呂鵬遠

我國大陸海岸線約18000千米，東南沿海及其附近島嶼是風能資源豐富地區。根據國家能源局《電力發展“十三五”規劃（2016—2020年）》，到2020年我國海上風電裝機規模將達到500萬千瓦。與陸上風電場相比，海上風電場的風況條件復雜，施工難度大，造價成本高，技術、經濟風險高。海上風電開發要綜合考慮風能資源、海洋水文、氣象災害、海底地質條件、電力接入等多種因素的影響。本文擬在分析中國海上風能資源、海洋地質條件、水深等分布特點的基礎上，對海上風電機組的選型、海上風電基礎型式的選擇及不同海域經濟性做一個初步探討，為海上風電的開發布局提供一定的參考。

我國海上風能資源分布情況及機型選擇

一、我國海上風能資源情況

根據2010年中國氣象局首次對我國風能資源的詳查和評價結果，我國近海5～25米水深區50米高度風能資源儲備約為2億千瓦，5～50米水深區70米高度風能資源儲備約為5億千瓦，海上風能資源具備作為國家能源發展戰略組成部分的資源條件。

根據《中國風電發展路線圖2050》（2014版），在70米以上高度，我國東海沿海，從粵東到浙江中部近海年平均風速達8米/秒，臺灣海峽最大8～10米/秒，浙北到長江口7～8米/秒，粵中到粵西6.5～8米/秒，南海西南部7～8米/秒，北部灣5.8～7米/秒。黃海海域年平均風速呈中間大、兩邊小的分布形式，其中江蘇近海7.2～7.8米/秒。渤海和黃海北部為6.3～7.6米/秒。等效滿負荷年利用小時數在2000小時至3800小時之間。我國東南沿海風能資源整體較好，具有較大的開發價值。

熱帶氣旋是發生在熱帶或副熱帶海洋上的強烈天氣系統。在全球范圍內，西北太平洋地區的熱帶氣旋發生頻率最高、強度最強，約占全球總數的36%。研究表明，熱帶氣旋在我國的主要登陸區域是廣東沿海地區，其次是臺灣、海南和福建，總體來看頻數從東南向西北方向逐漸減少。在熱帶氣旋影響下我國東南近海50年一遇最大風速是風電機組設計、風電機組選型非常重要的參數。我國風速最大的海域出現在浙江中南部和福建北部、廣東東部、海南島東部，為50米/秒左右，這些海域一般為熱帶氣旋直接登陸地，因此風速較大。福建中部近海較兩側風速小，為40～50米/秒，影響這里的熱帶氣旋一般是穿過臺灣后到達的，強度已大大減弱，因此較兩側小。

圖1 我國近海區域風能資源分布圖

圖2 我國熱帶氣旋50年一遇最大風速分布圖

二、我國各海域機組選型情況

我國海上風電機組的選型，既要考慮抗臺風安全性，同時也要考慮風電場投產后的經濟性。受熱帶氣旋影響，我國近海海域50年一遇最大風速的強度排序依次是南海、東海、黃海和渤海，而平均風速的排序則基本是東海、南海、渤海和黃海，可見二者不存在等比關系，針對各海域的實際情況進行細化和分類，如表1所示。

表1 中國近海各典型海域的風況特點及風區等級劃分表

三、我國主要海上風電機型基本信息

通過樣機試驗及示范風電場的開發建設，國內海上風電機組技術水平、風電場勘測設計能力、施工裝備和安裝能力、建設管理能力得到了提升和積累。根據中國可再生能源學會風能專業委員會統計，截至2017年底，已吊裝的海上風電機組中，單機容量為4兆瓦的機組最多，約占55%；5兆瓦機組已開始大批量安裝，約占7%；6兆瓦以上仍以樣機為主。我國主要海上風電機型基本信息見表2。

四、我國近海推薦機型及發電量測算

結合我國近海各海域風區等級及主要機型的安全等級，可以得出各海域的推薦機型。通過發電量測算軟件，測算出各海域等效利用小時數的大致范圍。福建省海域發電量最優，山東省、廣東省、江蘇省、海南省海域發電量次之。長江口以北區域相對較為適合單機容量3～4兆瓦的大風輪直徑機組，以南的福建、廣東、海南等臺風區域較為適合大容量抗臺風的機型。測算結果見表3。

我國各區域海上風電基礎型式推薦

一、我國沿海水域地質條件

我國近海海床沉積環境復雜，粘土、粉砂層厚度多在20米以上，無法形成良好的基礎持力，基礎造價高，施工難度大，因此需根據具體地址條件和我國海上安裝能力確定基礎型式。依據海上風電場所處的地質結構，按照各巖土層的工程力學性質，當其層面埋深較深、厚度較大時，中細砂、砂礫石、砂卵礫石、粘土、全風化砂巖層、強風化砂巖層、中風化灰巖層為樁基持力層。

表2 我國主要海上風電機型的基本信息

表3 中國近海各典型海域的推薦機型及發電量測算

我國渤海水深較淺，平均水深19米。遼東灣北部淺海區水深多小于10米，海底表層為淤泥、粉質粘土、淤泥質粉砂、粉土和粉砂層，承載力小，易液化，不適宜作持力層；底部沉積物以細砂為主，承載力相對較大，可作持力層；黃河口海域多為黃河泥沙沖淤海底；渤海的大部分海域沖刷現象也較為嚴重，冬季有冰載荷的作用。渤海大部分水域不宜采用重力式基礎和筒型基礎，可采用單樁鋼管基礎和多樁基礎。

我國黃海近岸水深多在60米以內，平均水深44米，海上風電場大多規劃在30米以內區域。黃海表層沉積物為陸源碎屑物，局部地區有殘留沉積。自岸向海沉積物由粗到細呈帶狀分布。沿岸區以細砂為主，間有礫石等粗碎屑物質。中部深水區是泥質為主的細粒沉積物。粗、細沉積物之間有寬窄不等的粉砂質沉積。黃海大部分水域宜采用單樁鋼管基礎或筒型基礎結構。

東海近岸水深多在60米以內，海上風電場多規劃在平均水深5～15米的海域，上部多為全新世淺海相沉積的淤泥質粉質粘土、淤泥質粘土、粘質粉土、粉質粘土等，下部多為晚更新世河口-濱海相沉積的砂質粉土、粉質粘土、粉細砂。該區域多為淤泥質軟基海底，不適宜采用重力式基礎，可采用樁基結構和筒型基礎結構。

南海北部灣和瓊州海峽的海底表層沉積物主要為陸源碎屑堆積，顆粒較細，主要為淤泥質粉質粘土和粉砂，其次為粉土和中砂，以粘土、粉砂和細砂為主。在瓊州海峽侵蝕洼地的邊緣和潮流沙脊下部發育有大中型沙波。海底沙波的存在使海底坎坷不平，同時，沙波和大波痕都是遷移型海底微地貌，它們的存在表明海底泥沙運動較強，海底穩定性差，沙波活動伴隨著海底強烈沖刷、淤積及泥沙群體運動。因此，也不宜采用重力式基礎和筒型基礎，樁基礎是較好的選擇。由于南海的水深較深，且海洋環境條件惡劣，應采用剛度較大的導管架結構。

二、樁型選擇

根據場區工程地質條件和海上風電機組特點，可以選用的樁型主要有鋼管樁、灌注嵌巖樁和嵌巖樁（鋼管樁＋灌注嵌巖樁）。

1.鋼管樁

表4 適宜各區域的樁基礎

圖3 我國近海海底的三維地勢

表5 適用于各種水深的基礎

鋼管樁能承受較大的水平載荷，獲得較高的單樁承載力，相對灌注嵌巖樁而言，鋼管樁有擠土效應、穿透力稍差等不足。鋼管樁穿中密-密實砂層，穿透或進入硬可塑狀粘土和可塑-堅硬狀全風化砂巖時，沉樁難度不大，但穿透或進入砂礫石、砂卵礫石和強風化砂巖時，沉樁存在很大的阻力，需要選擇合適的打樁設備和沉樁工藝，必要時需在樁內實施鉆孔。

2.灌注嵌巖樁

灌注嵌巖樁是鋼管樁與嵌巖部分鉆孔灌注樁的組合，即鋼管樁沉樁至基巖面，然后在鋼管樁內鉆孔進入中風化巖，因此，嵌巖樁施工的前道工序為鋼管樁沉樁，其穿透砂礫石、砂卵礫石和強風化砂巖時，沉樁存在很大的阻力，需要選擇合適的打樁設備和沉樁工藝，必要時需在樁內實施鉆孔，另外，嵌巖段鉆孔應配備足夠能力的鉆進機具，以保證有效成孔。

3.嵌巖樁

嵌巖樁大致可以分成如下三種樁型：

（1）非嵌巖鋼管樁：基樁全部采用打入式鋼管樁，不需嵌入中風化灰巖層，并且不需要穿過砂卵礫石或強風化砂巖；

（2）非嵌巖混合樁：上段鋼管樁+下段混凝土灌注樁，不需嵌入中風化灰巖層，但需要穿過砂卵礫石或強風化砂巖（穿越段采用灌注樁）；

（3）嵌巖混合樁：上段鋼管樁+下段混凝土灌注樁，要嵌入中風化灰巖層（嵌入段采用灌注樁）。

圖4 我國近海的海底地形特征及水深

三、水深

水深是決定海上風電機組基礎型式選擇的重要因素。挪威船級社（DNV）標準中根據海水深度和經濟性推薦了海上風電機組基礎的選擇方式，重力式基礎適用于0～10米水域；單樁基礎適用于0～30米水域；三腳架/導管架適用于大于20米水域；筒型基礎適用于0～25米水域；浮式基礎適用于大于50米水域。

四、各區域海上風電推薦基礎型式

我國沿海各區域海洋水文地質差異明顯，通過對已有材料的分析，參考機型、海域、水深、風能資源、離岸距離、地質條件、安裝技術等條件，各區域推薦基礎型式如下：

遼寧、河北、山東地區規劃海上風電場平均水深小于20米，海底表層為淤泥、粉質粘土、淤泥質粉砂、粉土和粉砂層，承載力小，易液化，冬季有冰載荷的作用，建議采用單樁非嵌巖鋼管樁、高樁斜樁嵌巖鋼管樁（遼寧大連、山東煙臺）。

江蘇地區規劃海上風電場平均水深小于25米。海底表層為淤泥及粗顆粒物質、粗砂、細砂，冬季無冰載荷，建議采用單樁非嵌巖鋼管樁。

浙江、福建、廣東地區，受到地質條件、熱帶氣旋、涌浪、潮流等因素的影響較大，宜采用高樁承臺和導管架基礎。

表6 近海各典型海域推薦的基礎型式

表7 近海各典型海域的投資成本比較

我國海上風電開發區域經濟性比較

一、我國海上風電投資成本分析

海上風電場按照成本構成可劃分為機組、塔筒、基礎工程、升壓站工程、海纜和其他費用。3～5兆瓦海上風電機組價格無論是國產還是國外品牌，龍頭企業之間產品價格相差較小，風電機組單位容量價格差距主要在機型上，大容量機組價格偏高。目前，國內3～4兆瓦海上風電機組價格一般在5500～6500元/千瓦之間，5兆瓦級以上海上風電機組價格一般在7000～8500元/千瓦之間。塔筒價格一般為0.95～1.05萬元/噸（折合單位千瓦投資約700～800元/千瓦）。基礎造價在3400 ～4800元/千瓦之間，如嵌巖則增加500～1000元/千瓦之間，如抗冰錐須增加300～500元/千瓦。海纜費用和升壓站在20千米離岸距離范圍內，升壓站設備陸上集控中心（不含升壓站建筑工程）投資水平大致在400～800元/千瓦，海纜投資大致在700～1500元/千瓦。海域使用費和用地費，海上升壓站、海底電纜用海使用金標準約為每年4.5萬元/公頃，再考慮用地費用，目前用海用地費用約200～400元/千瓦。

從目前國內已建成并網發電的海上風電場的造價情況來看，海上風電場的單位千瓦造價是陸上風電的兩倍以上，達到1.5 ～2.1萬元/千瓦。根據國家發展改革委發布的數據，截至2018年6月底，國內海上風電累計并網裝機容量270萬千瓦，大多集中在華東的上海（30萬千瓦）、江蘇（225萬千瓦）、福建（14萬千瓦）。相較其他地區而言，這些地區的地質、水文等條件較好。

二、我國海上風電開發區域經濟性分析

根據《國家發展改革委關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》（發改價格〔2016〕2729號）近海風電項目標桿上網電價為0.85元/千瓦時。以資本金比例30%，長期貸款利率4.9%為基準，并基于各區域估算的投資成本、利用小時數，分別測算各區域收益率。

如表8所示，福建、江蘇地區海上風電投資收益率較好，其次為海南、上海、廣東、山東地區。各地區全部投資收益率均有可能達到8%以上，具備較好的投資價值。但也存在一定投資風險，這就要求在項目投資研究階段，選擇風能資源條件較好、建設條件良好、投資可控的區域，以保障投資回報。

表8 近海各典型海域的投資收益率比較

三、我國海上風電開發區域平準化度電成本測算

2018年5月，國家能源局出臺《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》（國能發新能〔2018〕47號），同時配發《風電項目競爭配置指導方案》（試行），推行競爭方式配置風電項目并確定上網電價。

根據最新政策變化，我們按照各個區域的平均造價水平、平均年利用小時數，并按長期貸款利率4.9%，資本金比例30%，資本金內部收益折現率10%，測算各區域平準化度電成本。

如表9所示，大部分區域平準化度電成本與現行上網標桿電價0.85元/千瓦時十分接近；福建、江蘇地區平準化度電成本較明顯低于現行上網標桿電價，預計未來電價下降空間較大，競爭會比較激烈。

表9 近海各典型海域的上網電價反算

結語

本文通過分析我國近海各海域風能資源、地質、海洋水文等條件，認為現階段長江口以北區域相對較為適合單機容量3～4兆瓦的大風輪直徑機組，以南的福建、廣東等臺風區域較為適合大容量抗臺風的機型；建議遼寧大連、河北、山東海區采用單樁或高樁嵌巖，江蘇海域采用單樁，浙江、福建、廣東地區采用高樁嵌巖、導管架。通過經濟性比較，認為福建、江蘇地區海上風電投資收益率較好，其次為海南、上海、廣東、山東地區。通過平準化度電成本測算，本文認為福建、江蘇地區平準化度電成本較明顯低于現行標桿電價，預計未來電價下降空間較大，競爭會比較激烈。綜合來看，江蘇、福建適合大規模開發，廣東、山東應盡快完成先期開發，總結經驗后大規模開發，其他區域應局部重點開發。