风力发电是可再次生产的能源领域中技术成熟、具规模开发条件和商业化发展前途的发电方式之一。

  的风能约为2.74×10^9MW，其中可利用的风能为2×10^7MW。在现有风电技术条件下，我国风能资源足够支撑10亿千瓦以上风电装机，风力发电将是未来能源和电力结构中的一个重要的组成部分。

  同时，发展风力发电对于解决能源危机、减缓气候平均状态随时间的变化、调整能源结构很有重要的意义。

  我国东南沿海及附近岛屿的有效风能密度为200-300瓦/平方米以上，全年大于或等于3米/秒的时数约为7000多小时，大于或等于6米/秒的时数约为4000小时。

  根据发改委能源研究所发布的《中国风电发展路线米高度的海上风能资源开放量为5亿千瓦，总面积为39.4万平方千米。

  我国风能资源丰富的区域出现在中国台湾海峡，由该区域向南、北两侧大致呈递减趋势。

  具体而言，江苏、山东等长江以北属于典型的低风速、无台风风险市场，需求大叶轮机组，河北、辽宁等更北部海域还应该要考虑海冰的影响;

  广东、浙江等属于典型的低风速、有台风风险市场，需求的是大叶轮抗台风机组;

  福建、粤东部分区域、中国台湾海峡等属于典型的高风速、有台风风险市场，需求的是更大容量抗台风机组。

  利用风能资源发展风电，为实现非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标提供重要支撑。

  在国家有关部门重视和多重政策的支持下，风电已成为中国第三大电源，从补充能源进入替代能源的发展阶段。

  《风电发展“十三五”规划》指出，“十三五”期间风电建设总投资将达到7000亿元以上，到2020年底，风电年发电量要确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。

  增加可再次生产的能源在一次能源消费结构中的比例，并以终和清洁煤电价匹配为发展目标。

  2017年陆上风电新增装机18.50GW，相比较2016年22.78GW的新增装机量，同比下降18.79%，陆上风电发展增速有所放缓。

  2018年一季度，全国平均利用小时数592小时，同比增加124小时;全国弃风电量为91亿千瓦时，同比下降44亿千瓦时;弃风率为8.5%，同比下降7.9个百分点，与2017年相比弃风限电情况明显好转;但国家电网提出的目标是在2020年弃风率控制在5%以内。

  陆上风电发展主要受限于弃风消纳问题，弃风现象严重主要在于系统调峰能力严重不足，新能源发电与送出工程建设进度不同步和体制机制的问题。

  新能源富集地区不同程度地存在跨省、跨区通道能力不够问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。

  而海上风场基本都建设在沿海100-200公里以内，距离负荷中心较近，减少电力传输损失，并且常年有风，所以很适合电负荷中心的需求。

  海上风电利用小时数超陆上风电，发电量优势显著。陆上风电年均利用小时数为2200左右，海上风电根据资源条件不同，利用小时数一般也不同，但是平均利用小时数能够达到3000小时以上。

  相较于陆上风电，目前我国海上风电单机容量以2.5-5MW为主，高于陆上风电以2MW类型为主的单机容量。

  随着技术水平提升，单机规模持续扩大，更强更稳的风力以及更高的利用小时数，海上风电的发电优势将更加显著。

  海上风能资源主要处于东部沿海地区，以福建、浙江、山东、江苏和广东五个省份为主。

  东部沿海省市是国内经济发达的地区，用电并处于电负荷中心，为大规模发展海上风电提供了足够的市场空间。

  同时，这些省市电力供应紧张，用电上涨的速度较快，随着火电装机量的进一步走弱，用电缺口将逐步扩大，海上风电可以作为目前常规使用能源的有效补充。

  2017年，海上风力资源所在的主要五个东南沿海省份(福建、浙江、山东、江苏和广东)总用电量为23502亿千瓦时，是西北地区的6.1倍左右，消纳能力强。

  受2015年风电抢装带来的需求透支、红六省限装的影响，2016年与2017年风电行业新增装机需求量持续下滑。

  不同于2010-2012年的风电行业，在平价上网日趋临近的大背景下，风机行业需求不存在大幅度地下跌的风险，长期看风电行业总体发展稳定。

  风电投资重心逐渐向非限电地区转移，海上风电有望受益。2017年三北地区新增装机占比呈小幅下滑，由2016年53%降为2017年51%。

  同时中东部及南方地区新增装机由2016年的47%增至2017年的49%。

  “三北”地区弃风限电严重，同时由于技术进步使低风速区域可利用率提升，风电投资重心逐渐向中东部地区转移。海上风能资源区多集中于非限电地区，海上风电有望直接受益。

  根据中国风能协会的统计，2017年，我国海上风电新增装机(吊装量)319台，容量达到1160MW，比上年增长97%，海上风电装机增速有较明显的优势。

  海上风电累计装机量呈现爆发式增长，由2010年150MW增长至2017年的2790MW。

  海上风电新增装机占综合新增装机的比重迅速上升，由2010年的0.74%增长至2017年的5.90%，占比逐步提升。

  2017年海上风电全面启动，海上风电装机规模持续扩大，2017年国内海上风电项目招标3.4GW，同比增长81%，占全国招标量的12.5%。

  根据国家《风电发展“十三五”规划》，到2020年全国海上风电开工建设规模达到10GW，力争累计并网容量达到5GW以上，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设。

  结合“十三五”海上风电发展目标，风能咨询机构MAKE预计，截至2020年中国海上风电累计装机容量将达到15.78GW(吊装量)。按照预计，未来3年海上风电累计装机容量复合增长率超过75%。

  以海上风电投资开发成本14000元/KW测算，结合2020年我国海上风电累计装机容量15.78GW的估计值，预计到2018-2020年我国海上风电建设投资市场空间约1800亿元。

  海上风电场则主要由一定规模的风电基础和输电系统构成，风电基础包括风电机组如叶片、风机、塔身和机组安装等部分，输电系统则由交流集电线路，海上升压站和无功补偿设备，海底电缆，陆上变电站和无功补偿设备组成，已建成海上风电场大部分采用高压交流输电系统(HVAC)。运营维护由风电整机厂商和运营商共同负责。

  从本质上看，陆上风电是“机组+电网+一般性电力工程”;海上风电则是“风电项目+海洋工程”，海底光缆、海上桩基及海上装机如吊船、打桩船是海上风电项目重要组成部分。

  不同于陆上风电项目建设，海上风电的发展某些特定的程度上借鉴海洋工程的技术，牵扯到海域功能的区分，航道，电缆的铺设，海上风机的设计、施工和安装，并网，环保，甚至国防安全等一系列问题。

  从设计、制造、安装、运维每个方面要提升到一个更高的高度，发展模式异于陆上风电。

  海上、陆上风电的成本构成比例差异显著，呈现不同的产业格局。由于涉及海洋工程，海上风电项目比陆上风电多了海上桩基及海底光缆，开发投资所需成本构成不同。

  海上风电机组基础、变电站工程、桩基、运输安装和输电线路费用较高，导致海上风电单位造价高于陆上风电;同时海上装机要专业风电运输安装船以及吊船，海上风电安装成本明显高于陆上风电安装成本。

  国内海上风电暂时还处于探索发展阶段，国产海上风机大多是对陆上风机进行改装或升级，通过提升陆上风机容量，做一些防腐措施改造成海上风机。

  由此导致海上、陆上风电的成本构成比例差异显著，海上风电风电机组成本占比为32%(含风塔)，远低于陆上风电70%(含风塔)，相反海上风电的运营、安装等成本占比则远高于陆上风电，产业格局相异。

  在海上风电的总投资中，整机、风塔、海底光缆等设备投资约为50%，按照目前海上风电平均开发投资造价14000元/KW计算，2018-2020年面向整机制造商以及周边部件供应商如桩基、海底光缆等的海上风电市场近900亿元。

  海上风电产业链结构同陆上风电相似，大致上可以分为运营、整机制造、零部件三环节。

  从产业链环节来看，海上风电和陆上风电没有明显区别，自下而上分为风电场运营、风电整机制造、风机零部件制造三个环节。

  目前海上风电运营商主要是五大集团和他的下属能源公司，例如南方电网综合能源有限公司、华能、大唐、申能、国家电投、三峡、中核、中广核等;

  风电整机相对市场化，海上风电累计装机容量目前国内排名靠前的是金风科技、远景能源等，零部件环节由于技术门槛较低，涉及公司较多，主要以叶片、塔架、齿轮箱等生产商为主。

  海上风电的主要开发运营商为大型电力央企。与陆上风电相比，海上风电的技术壁垒更高，开发商较为单一，国电集团、中广核、鲁能、申能、中水电、三峡新能源等传统电力风电企业占据海上风电主要份额。

  2016年，海上风电运营开发商前三的分别为国能投、中广核以及三峡新能源，累计装机容量分别为534.5MW、208MW、202MW;占比分别为33%、13%、12%。

  风电机组在海上风电项目中成本占比高，占单位总投资约 32%。按照目前海上风电平均开发投资造价 14000 元/KW 计算，2018-2020 年对应市场空间为约为 580 亿元。

  风电机组主要由叶片、齿轮箱、发电机、电控系统、塔架等组成。涉及关键原材料有钢、铝、铜、混凝土、玻璃纤维、碳纤维、环氧树脂、永磁材料等，其中钢材、碳纤维复合材料和永磁材料有望得到更多关注。

  风机叶片是风力发电机组的关键核心部件之一，关注碳纤维复合材料。叶片设计、制造及运作时的状态的好坏直接影响到整机的性能和发电效率，对风电场经营成本影响重大。

  从零部件价值量的角度来看，叶片价值量极大，其成本约占风机总成本的 22.2%，2018-2020年对应的市场空间约为 130 亿元。

  随着风电机组尺寸的增大及海上风电的发展，叶片将越来越长且拥有更高叶尖线 米/秒)，未来风电机组叶片的大型化和轻质化将成为叶片发展主要方向。

  目前，风电叶片主要以玻璃纤维作为增强材料，但为满足风电机组叶片的大型化和轻质化要求，未来中国在风电叶片的生产中将更多使用碳纤维。

  按《中国风电发展路线 年应用碳纤维的风电机组市场占有率预计将达到 22.16%、35.45%、61.70%。

  齿轮箱的可靠性对风机的寿命起着决定性的作用，尤其是海上大功率风电齿轮箱。

  风力发电机齿轮箱位于机舱内部，是目前兆瓦级风机传动链中的薄弱环节，属易过载和过早损坏率较高的部件，其成本占风机总成本约 12.91%，2018-2020 年对应的市场空间约 80 亿。

  发电机约占风力发电机组成本的 6%左右，其核心部件为转子及支架、定子及支架、动定轴等。

  目前双馈式风力机组采用的发电机包括同步发电机和异步发电机。异步发电机较同步发电机而言，需要的维护较少，更适合海上风电场。相比双馈式发电机，直驱式风机的发电机为低速多级发电机，转数低，磁极数多，体积和重量均比双馈式风机要大。

  风机控制管理系统成本占风电系统总成本的 15%左右，包括控制管理系统、偏航系统、制动系统、油冷系统、水冷系统、变频器、变桨系统、电池系统、安全链等。

  风机控制管理系统是综合性控制管理系统，用于监视电网、风况和机组的运行参数。对机组进行并网、脱网控制，以确保运行过程的安全性和可靠性。

  同时还要根据风速、风向的变化，对机组来优化控制，以提高机组的运行效率和发电量。

  钢材、永磁材料等关键原材料影响风电产业的发展。钢材用量约占机组总重量的 90%，钢材的供给需求及价格波动将直接影响风电成本。

  永磁材料是影响直驱风电机组的关键原材料，其需求将随着直驱风电机组市场规模的扩大而快速增加，这两类材料的供应应得更多关注。

  以目前中国已探明的稀土资源储量(约 9030 万吨)和产量增长趋势来判断，未来风电产业所需的永磁材料供应量充足。

  随着海上风电装机需求量开始上涨，风电制造商积极布局海上风电，研发大兆瓦海上风电机组。

  5MW及以上风电机组已慢慢的变成为国内外主要风电厂商的发展重点，国外8MW机组已完成商业化应用，10MW机组也已经到实验样机阶段，其中维斯塔斯8MW风电机组、Enercon7.5MW风电机组、西门子7MW风电机组、通用电气6MW风电机组、歌美飒5MW风电机组等均得到了广泛应用。

  国内风机厂商如华锐风电6MW、联合动力6MW、金风科技6MW、东方电气5.5MW、海装风电5MW等海上风电机组陆续下线安装，处于样机试验阶段。

  国内海上发电机组面临着技术缺乏有效验证、标准缺失等明显短板，与海外技术差距明显。

  我国海上风电机组容量以3MW-4MW为主，5MW-6MW风电机组多处于小批试验阶段，自主研发有所突破，但技术缺乏有效验证，核心技术仍依赖于海外成熟技术。

  同比之下，欧洲6MW海上风电机组已形成产业化能力并批量安装，8.5MW及9.5MW海上风电机组进入样机试运行阶段，12MW的海上风电机组也慢慢的开始进设计，与国外技术水平仍有较大的差距。国内海上风电机组受限于规模生产及技术水平，国产替代有望降低高成本。

  国内机组一般由陆上风电机组经过防腐等适应性改造后下海或是引进海外成熟技术，国内整机制造商并不掌握核心技术，尤其是大功率海上风电机组。

  由于没办法实现国产化，受限于规模生产及技术水平，国内风电机组造价成本比较高，为5000-8000元/KW。

  目前国内陆上风电机组由于完全国产化，使得造价成本低，因此，只有针对中国海域海床条件和风资源特点，自主研制具有核心技术的国产化海上风电机组才是国内海上风电发展的出路。

  截至2017年底，海上风电机组供应商共11家，其中累计装机容量达到150MW以上的机组制造商有远景能源、金风科技、华锐风电等，市场占有率高度集中。

  2017年，中国海上风电新增装机319台，容量达到1160MW，同比增长89.8%，共有8家制造企业有新增吊装，主要有金风科技、远景能源和重庆海装。

  风电机组是风电项目的核心部分，风塔成本约占风电整机总成本的20%左右，约占海上风电项目投资所需成本8%，为整套风机提供支撑力。

  其主要功能是支承风力发电机的机械部件，发电系统(重力负载)，承受风轮的作用力和风作用在塔架上的力，有充足的疲劳强度，可承受风轮引起的振动载荷，包括起动和停机的周期性影响、突风变化、塔影效应等。

  海底电缆是海上风电与陆上风电较为主要的区别所在，海上风电投资占比约为5-7%。

  海上环境恶劣，对于海缆的制作流程与工艺、运输安装、后期维护等提出很高要求。相较于陆上风电，海缆厂家相比于陆缆厂家可选性少，海缆施工难度较大，要专业的敷缆单位来完成，后期维护费用较高。

  陆缆单公里费用约25~70万元，相较于陆上电缆，35kV海缆单公里费用在70~150万元(考虑不同截面)，220kV海缆单公里费用在400万元，电缆投资增加较多，同时海缆投资规模同海上风电投资规模同比增加。

  海底线缆目前普遍的应用的是海底光电复合缆，直接降低了项目的综合造价和投资，并间接地节约了海洋调查的工作量和后期路由维护工作。

  海底光电复合缆即在海底电力电缆中加入具有光通信功能及加强结构的光纤单元，使其具有电力传输和光纤信息传输的双重功能，可完全取代同一线路敷设的海底电缆和光缆，节约了海洋路由资源，降造成本费用、海上施工费用和路岸登陆费用。

  我国近两年建设的近海试验风电场全部采用海底光电复合缆实现电力传输和远程控制。

  海上风电机组安装专用船的短缺是导致海上风电场开发成本高昂的重要的条件之一。

  海上风电安装船是高度精密的海上设施，能将风机和基础安装设备运输至风电场址，并配备适合各种安装的步骤的起重设备和定位设备。

  早期的安装船舶都是借用或由其他海洋工程船舶改造而成，但随着风机的大型化，起重高度和起重能力的要求提高，海上风机安装的专用船舶需求增长。

  海上风电安装船的建造周期较长，需要2-3年时间，需要提前订购来满足预期的市场需求。

  目前，我国海上风电技术支撑相对薄弱，对海上风电机组的设计施工、研究试验不足，海上风电安装专用船舶短缺，这一些因素直接引发海上风电开发成本过高。专用安装设备需求显现，发展前途驱动企业布局。

  随着海上风电全面提速，对专业船舶需求日渐增长。国内船舶制造企业积极布局海上风电安装设备及平台。

  中船重工(重庆)海装风电设备公司投重金用于海上风电设备研制，其中重要一项就是要建造海上风电安装船;中船集团708所也自主研发，为南通海洋水建设计了我国首艘自升式海上风电安装船“海洋38”号。

  龙源振华全力发展海上风电安装设备，目前拥有世界大安装船“龙源振华三号”。此外，也有诸如江苏盛裕风电设备有限公司等非公有制企业提前布局，希望抢占海上风电安装的先机。大规模海上风电项目投运，海上运维市场开启。

  海上风电风险较大，机组故障率高，维修工作大，需要定期或不定期的对海上风机及升压平台做养护，海上运维未来市场发展的潜力广阔。

  由于国内海上风电处于初步发展阶段，国内海上风电尚无长期运营经验和成本数据积累，海上运维市场尚处于起步阶段。根据目前国内已建成的海上风电场运维情况看，海上运维工作量是陆上的2-4倍，费用远超陆上风电。

  尽管海上运维门槛高、起步晚，但随着我们国家海上风电的发展，未来将形成陆上运维和海上运维市场的细分格局。

  全球单机容量最大26兆瓦海上风电机组在福建三峡海上风电国际产业园下线兆瓦海上风电机组正式下线。机组的由东方电气集团创新开发，核心部件叶片、发电机、变流器、变压器等完全实现了国产化，推动了整个风电产业链的协同发展和技术进步。

  中国能建广西院联合总承包的广西首个海上风电项目，其中一标段建设49台风力发电机组，装机容量416.5兆瓦。

  近日，中国华电南方总部正式揭牌，未来将重点打造南方区域能源投资平台、燃料采购平台和南方科学技术创新中心、海上风电运维中心、南方区域经济运营中心等。

  9月2日，首批CCER(国家核证自愿减排量)项目启动挂网公示，三峡能源成功上线个海上风电项目。

  我们诚挚地邀请您参加将于2024年在中国举办的第七届亚洲海洋风能大会暨能源海工博览会

  广西首批海上风电绿证成功申领，内容为防城港海上风电示范项目，共计82500张。

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