漂浮式海上风电“蓝海”

法国总理卡斯泰3月14日宣布，启动在地中海沿岸建设两座漂浮式海上风电场的招标程序。这两座风电场项目预计将于2023年定标，2030年前投入使用。两座海上风电场装机容量均为250兆瓦（MW）。此外，根据“法国2030”计划，法国将投入3亿欧元专项资金用于发展漂浮式海上风电。

韩国南部电力公司3月15日也宣布，已在其位于韩国釜山的总部大楼内与壳牌公司签署业务合作协议，双方将携手在距离蔚山市65公里的海域开发漂浮式海上风电场。涉及到的海上风电项目群整体容量为1.3吉瓦（GW）。

在漂浮式海上风机出现之前，传统固定式风机由于设计局限，使得海上风电场必须建在相对较浅的水域中，并靠近陆地。漂浮式风电则允许在海上几乎任何地方部署风力涡轮机，可最大限度地利用海上风能潜力，开拓可开发的海域范围。

随着越来越多的国家进军漂浮式海上风电（以下称“漂浮式风电”或“浮式风电”）领域，多家行业研究机构预测认为，漂浮式海上风电有望成为全球海上可再生能源的重要组成部分，4月4日全球风能理事会（GWEC）发布的最新全球风能报告称，漂浮式风电是“改变海上风电游戏规则的关键之一，并很快会将风能带到新的纪元”。

全球风能理事会对浮式风电未来预测乐观

2020年全球风能理事会（GWEC）发布的全球风能报告预测，漂浮式海上风能将从2020年的17MW增长到2030年的6.5GW。一年后，该报告的迭代版本将2030年的预测上调10GW至16.5GW。

2009年，世界上第一台兆瓦级海上浮式风力发电机组由挪威的Equinor并网发电，截至2020年底，全球只有73MW的浮式风力发电机组在运行。虽然目前漂浮式海上风电装机容量仅为全球风电装机容量的0.1%，但GWEC预测，2030年新增漂浮式海上风电将占该年全球新增风电装机容量的6.1%。

在预测的16.5GW漂浮式海上风能装机容量中，GWEC认为只有7.1%（1.2GW）的装机容量将在2021-2025年建成；大部分新增装机容量将从2026年开始上线，届时很可能达到每年吉瓦级别的装机容量增长水平。

挪威船级社（DNV）则预计，海上风电将在21世纪中叶达到风电总装机容量的40%，2050年全球海上风电的装机容量将达到1748GW，其中漂浮式海上风电有望占海上风电装机容量总量的15%，即264GW。

离岸65公里以上、水深50米以下在海上风电行业可算深远海区域。世界上80%的海上风资源位于水深超过60米的海域。由于近海风电资源相对有限，资源开发趋于饱和，且受限于近海养殖、渔业捕捞、运输航线等用海需求限制，加大深远海海上风电开发力度已成趋势。

DNV认为，技术开发将使得浮式风电的平准化度电成本（LCOE）在2025年降至100USD/MWh以下，在2050年将降至40USD/MWh以下。

来源：Acteon

漂浮式基础的概念来源于深海油气开发平台，漂浮式海上风电的设计思路很大程度借鉴了油气领域的技术积累，目前漂浮式海上风电的基础类型主要包括四大类，分别是半潜式（Semi-submersible）、单柱式（Spar）、张力腿（TLP）和驳船式（Barge）。

知识卡片

单柱式被认为是最简单的，适用于海平面相对高的地区，对土壤条件不敏感，缺点是成本高，系泊绳索较长，吃水深，限制船舶进出；半潜式具有良好的稳定性，通过在水平面广泛分布浮力来实现稳定性，安装和拆除简单，但占地面积大；张力腿式通过使用系泊绳索张力来实现稳定性，通常需要专门建造的安装船，稳定性高，运动性低，具有良好的深水灵活性，占地面积小，系泊绳索短，但有复杂而昂贵的系泊和锚定系统，使其成为最昂贵的基础类型；驳船式可以使用钢筋和混凝土，方便寻找材料，但是特别容易受到海浪影响，要求有更强大的系泊系统，复杂性增加。

GWEC认为，可以根据不同的地理环境选用不同的浮式风电的基础类型，同时当地的人文地理条件、基础设施、涡轮机设计也会在基础类型选择中发挥作用。

GWEC Market Intelligence数据显示，截至2021年7月，全球浮式海上风电装机容量中单柱式占比最高。然而，在目前正在开发的示范方案中，近三分之二的方案选择半潜式基础类型。

在全球处于不同开发阶段的浮式风电中，半潜式占比最高，为64%，其次是占比为13%的单柱式和占比为10%的驳船式。张力腿式在浅水和深水具有更好的灵活性，不过其目前的市场份额因安装复杂而相对较低，只有7%。

同时，新的基础类型技术方案和样机仍在持续涌现，漂浮式海上风电技术路线尚未完全定型。

挪威最新研制的漂浮式多涡轮海上风电系统，将数十台1MW的风机设置在一张大的金属“帆”上，设计寿命为50年，以期加速浮式海上风电和深远海上风电的经济性。

日本多家公司则计划联合开展张力腿式（TLP）浮动大兆瓦级风机技术研究，目标在2030年左右实现该技术的商业化应用。日本Toa制造公司等公司联合成立了海上浮式风电基础产业链联盟，旨在开发一条海上浮式风电基础产业链，降低各个方面的成本。

全球浮式风电进入商业开发阶段

近年漂浮式风电样机推出速度加快。2009年，挪威国家石油公司Equinor率先开展了全球首台海上浮式风机样机实测项目，该项目采用单柱型基础，距离挪威西南海岸线10km处，单机容量2.3MW，水深约200m，总投资约4亿挪威克朗（约折合人民币2.93亿元）。之后，葡萄牙、日本、法国、西班牙、韩国、中国等国家也纷纷推出漂浮式样机。

2021年，全球最大的4.8万千瓦英国海上浮式风电Kincardine项目成功并网，表明大规模商业化海上浮式风电开发已初步具备可行性。从海上浮式风电项目规划情况来看，单项目装机容量呈现上升趋势。

多个研究机构判断，从全球来看，漂浮式海上风电已经从示范项目开始进入商业开发阶段。

据平安证券报告，多个国家都在酝酿大型漂浮式海上风电项目。目前漂浮式海上风电发展相对领先的是欧洲和日本，韩国快速跟进，中国和美国开始布局。在当前能源低碳转型以及能源安全备受关注的背景下，结合当前技术储备情况，漂浮式海上风电呈现加快发展的态势，部分国家推出专项资金以支持漂浮式海风发展。

欧洲是漂浮式海上风电发展较早的区域，英国、法国、葡萄牙、挪威等国家均已推出漂浮式样机项目；日本也较早开展漂浮式海上风电样机验证，韩国近年积极跟进，日本和韩国海域水深条件较为适合发展漂浮式海上风电；中国的样机推出时间相对较晚，主要位于水深相对较深的南海区域。

GWEC多份报告显示，根据基础自然条件，以及各国政府的能源发展规划，在选址方面，漂浮式海上风电的最佳地点是欧洲、日本、韩国、南非、澳大利亚、新西兰、阿根廷、智利、美国西海岸和中国南海海岸。

世界漂浮式海上风电资源地区

来源：Q FEW

GWEC认为，截至目前，英国、葡萄牙、日本、挪威和法国是漂浮式海上风电装机容量最大的五个市场，但预计情况将发生变化，在未来十年，韩国、日本、挪威、法国和英国可能成为排名前五的漂浮式海上风电市场。

GWEC预计，欧洲将占漂浮式海上风能2021-2025年新增装机量的68.2%，其次是亚洲（21.4%）和北美（10.4%），而在2030年底的漂浮式海上风能装机容量中，欧洲将以47%的市场份额保住全球最大浮式风电市场的头衔，紧随其后的是亚洲（45%）和北美（8%）。

由于漂浮式风电与油气领域技术的相关性，油气巨头对漂浮式风电也颇有兴趣。

GWEC认为，2021年石油和天然气巨头在漂浮式风电领域有进一步突破。欧洲大型石油和天然气公司在不少欧洲和北美海上风电项目拍卖中取得胜利，还赢了大西洋两岸的海底租赁招标，这些公司都拥有不凡的海上工程技术和财务实力。

在中国，中海油旗下海上风电开发公司中海油融风能源有限公司目前正在推进深远海浮式风机国产化研制及示范应用项目，项目位于中国南海海域，风机设备已在2021年底完成招标。

中海油研究总院新能源电气工程师车久玮曾在接受媒体采访时表示，海上浮式风电和深远海上风电对油气公司的吸引力，主要在于其传统的油气浮式平台技术和装备可以最大程度地转化到海上风电项目的建设中，特别是海洋工程、深水开发和钻井技术，这使得在未来碳税和能源转型背景下盈利压力较大的深水油气行业有了一条切实可行的转型之路。

中海油的一份研究报告显示，中海油在海上油气平台已完成了相关浮式基础的设计、建造及运营，拥有1500米水深以浅除单柱式（Spar）以外的全部基础类型的应用，具备短时间内完成示范项目的优势。

更让油气企业感兴趣的是，漂浮式风电可以通过海上分散式浮式风电为油气生产设施供电，进而解决当前海上油气供电模式存在的问题，探索“孤网”供电模式。

目前海上油气设施由于离岸较远，通常采用燃料发电机为孤网完成供电，单个平台电力负荷在1.5-10MW之间，平台间通过海缆实现组网，由一个或多个中心平台向周边井口平台供电，电网总电力负荷可达100MW以上。

前述报告分析，该供电模式目前主要存在三个的问题，一是发电成本较高，平台通常配置5-30MW燃气透平发电机，大多数需要进口，价格高昂；二是电站低利用率和扩展需求并存，很多时候存在项目前期电站利用率偏低、后期需要动员大型浮吊再次安装新电站扩展电网容量的情况；三是燃料发电需燃烧天然气、柴油、甚至是原油，造成燃料成本高昂的同时，也需要排放大量的二氧化碳。

这份研究报告认为，合理利用分散式浮式海上风电为油气平台供电，可以很好地解决以上这三个问题。中海油在中国海域拥有200余座海上油气生产设施，电量需求超过1200MW，海上油气设施的绿色电力需求更大。

国内漂浮式风电有望“后发先至”

根据我国国家气候中心的研究，我国深海风资源总量约10亿千瓦，相当于两倍的近海风资源，发展潜力巨大。同时，随着采用固定基础的海上风电基本实现平价，国内漂浮式海上风电的发展进程有望加快。

我国首个漂浮式风电机组已于2021年实现并网。2021年7月，由三峡集团投资建设的国内首台漂浮式海上风电平台——“三峡引领号”在广东阳江海域成功安装并实现并网。

2021年12月10日，由中国海装牵头联合中国船舶集团内多家成员单位自主研制的“扶摇号”浮式风电机组浮体平台成功下线。下线的浮体平台将搭载中国海装6.2MW海上风电机组，将于2022年年初在广东省湛江市徐闻罗斗沙海域完成示范应用。

龙源电力漂浮式样机工程也正在建设过程中。龙源电力漂浮式示范项目依托于建莆田南日岛400MW风电项目，拟安装单机容量4MW的漂浮式风力发电机组样机1台，所处水深大概35米，采用1回35kV动态电缆与邻近机位的固定式风力发电机组连接，并接入海上升压站。该基础平台采用半潜式，该项目将与水产养殖进行融合，也计划于2022年完成示范工程建设。

此外，中国大唐集团有限公司、中国广核集团有限公司、国家电力投资集团有限公司也加速进入海上浮式风电市场。明阳智慧能源集团股份公司等整机厂商已提出研发16兆瓦级大型浮式风电机组，加速推动工程化示范与商业化应用。

据平安证券分析，国内样机主要采用半潜方案，由于海域的水深情况不同，国内正在推进的漂浮式样机主要采用适应水深条件相对较浅的三立柱半潜技术方案。不同于欧洲和日本常见的独立样机的模式，国内推进的漂浮式样机与采用固定基础的大型海上风电场相连，成为大型海上风电场的一个风机单元，有利于降低样机的并网相关成本，同时运行情况具有较好的可对比性。

基于海洋工程和固定式海上风电的积累，漂浮式海上风电具有较好的供应链基础。多份研究报告显示，国内传统海工行业目前对于浮式风机基础的设计、建造、安装及调试能提供较齐全的供应链，再结合海洋浮式油气平台的经验，以国内现有资源为主导，完全能够顺利完成浮式风机基础的设计、建造、安装、调试以及智能化孤网供电。

漂浮式海上风电的核心制造环节包括风电机组（含塔筒）、浮式基础平台、系泊系统和动态海缆。风机方面，漂浮式海上风电供应商与固定基础海上风电的风机供应商重叠，国内仍以明阳智能等头部风机企业为主；国内开展了多年的海上油气平台用脐带缆的研发，已基本掌握油气用动态海缆的设计技术，可一定程度嫁接至漂浮式海上风电；浮式平台和系泊系统的供应商与海洋工程基本重叠。较为完善的供应链体系为未来漂浮式海上风电的加快发展奠定坚实基础。

平安证券认为，国内虽然起步相对较晚，但国内具有全球最大的海上风电市场以及竞争力突出的制造产业，通过借鉴欧洲经验并自主创新，国内漂浮式海上风电有望快速进步，复制固定式海上风电的发展轨迹，实现后发先至。

从成本角度，由于漂浮式海上风电主要的制造环节为风电机组、漂浮式基础及锚链，国内相对欧美具有明显的成本优势。据中国海装预测，到2025年，国内漂浮式海上风电可能达到相对有竞争力的成本水平，投资成本有望降至2万元/千瓦左右，预计在2030年前后降至与固定式海上风电相当的水平，达到1-1.5万元/千瓦。

同时，在我国，福建、广东、海南、台湾等省都有大幅高风速深水海域适宜开发浮式海上风电的海域；在离岸较远的专属经济区浮式海上风电与渔业、氢能等一体化开发也具有可观的应用前景。