整个风电行业里，没有哪一块像海上风电这样，在这么短的时间里从小众试验长成了电网级规模的产业。全球第一座海上风电场是丹麦的 Vindeby（1991 年），当时只用了 11 台 450 kW 的风机。如今在欧洲和中国陆续安装的机组，单机功率已经达到 14–16 MW，叶轮直径超过 230 m，单个项目的装机容量超过 1 GW。这篇指南会讲清楚几件事：开发商为什么愿意多花一笔钱跑到海上去建设，海上设备和陆上风电有哪些不同，发电量和成本大概是什么水平，真正的制约因素又在哪里。
为什么海上的风更好
风中蕴含的功率与风速的三次方成正比，所以风速只要稍有提高，能量就会大幅增加。开阔的水面极其平滑：平静海面的地表粗糙度约为 0.0002 m，农田为 0.03–0.1 m，森林则在 0.5 m 甚至更高。地面摩擦小，风速在贴近海面的高度就已经很高，随高度增加的变化也更小。海上的湍流也更弱，叶片和传动链承受的疲劳载荷随之降低。
也就是说，轮毂高度平均风速为 10 m/s 的场址，每平方米叶轮扫掠面积上携带的功率，大约是 7 m/s 场址的三倍。北海的优质场址平均风速在 9–11 m/s 之间；而欧洲很多陆上场址平均只有 6–8 m/s。我们的不同高度风速计算器能直观显示平均风速怎样随高度和地形而变化；你也可以在世界能源地图上查看各地的风能资源，或者在能源浏览器里点击任意一个地点查看数据。
这样换来的回报，是高得多的容量系数，也就是一台风机一年里实际发出的电量，占它满功率运转一整年理论最大值的比例（见容量系数是什么意思）。
| 技术 | 典型容量系数 | 说明 |
|---|---|---|
| 陆上风电，老机组 | 20–30% | 叶轮较小，轮毂高度较低 |
| 陆上风电，新项目 | 30–45% | 和发电机额定功率相比，叶轮做得很大 |
| 海上风电，固定式 | 40–55% | 北海的项目常常超过 45% |
| 漂浮式海上风电（早期阵列） | 45–55% | Hywind Scotland 投运后的头几年，容量系数一直排在英国所有风电场的前列 |
这些区间仅供参考，数据来自 IEA 的 Offshore Wind Outlook 2019、IRENA 的成本报告和 NREL 的 Annual Technology Baseline。天气好坏会让某一年的具体数值上下浮动几个百分点。
设备：风机、基础与海缆
风机
海上风机和陆上风机用的是同一种三叶片、上风向、水平轴设计，只是尺寸更大。对每个机位来说，安装和基础都是一大笔固定成本，所以用数量更少、单机更大的风机，需要的基础就更少，要铺的海缆更少，安装船出海的次数也更少。2020 年，NREL 和 IEA Wind Task 37 联合发布了一款公开的 15 MW 参考风机，叶轮直径 240 m，轮毂高度 150 m，代表了 2020 年代中期陆续投运的那一代机型。
海上机组和陆上机组的主要区别在于：
- 直驱或中速发电机很常见，因为齿轮箱里每一个可能出故障的零件都远在海上，修起来又慢又贵。
- 防腐：机舱和塔筒做密封、除湿处理，表面用海洋防腐涂层，基础上还要加阴极保护。
- 没有运输限制：超过 100 m 长的叶片几乎不可能走公路运输，但在海上项目里，可以从码头边的工厂直接装船运走。
基础
| 基础类型 | 典型水深 | 原理 |
|---|---|---|
| 单桩 | 约 40–60 m 以内 | 一根粗大的钢管，最大一级风机用的直径达 8–11 m，打入或钻入海床 |
| 导管架 | 约 30–60 m | 三条腿或四条腿的钢桁架结构，每条腿用桩钉在海床上 |
| 重力式基础 | 浅水、坚硬的海床 | 沉重的混凝土底座，完全靠自身重量压在海底 |
| 漂浮立柱式 | 100 m 以上 | 深吃水、带压载的圆柱体，非常稳定，但组装码头也必须是深水 |
| 半潜式 | 约 50 m 以上 | 三根或四根立柱组成的平台，在港口组装好后拖到海上 |
| 张力腿平台 | 约 50 m 以上 | 有浮力的船体由绷紧的张力筋腱向下拉住，占用的海域很小 |
在整个项目的投资里，基础和安装两项加起来往往要占到四分之一，甚至更多。单桩结构简单，便于大批量制造，所以在目前已经装好的容量中占了绝对多数。
电气系统
在电气方面，每台风机都接入一条集电海缆（新项目一般用 66 kV，早先的项目是 33 kV），由它把各台风机连到海上升压站。电压在那里升到 132–275 kV，再经送出海缆送上岸。离岸距离超过约 80–100 km 时，高压直流（HVDC）比交流更省钱，因为交流海缆会产生很大的容性充电电流，挤占本来用于输电的容量。不过 HVDC 需要在海上建造又大又贵的换流平台，所以选交流还是直流，是每个项目都要拍板的主要设计决策之一。
海缆造成的发电损失，在全部损失中占的比例远超它在成本中的比例。送出海缆一旦出故障，整个风电场可能要停运好几周，一直等到维修船调过来。所以新项目越来越多地铺设两条送出海缆，或者把几座升压站互相连通，互为备用。
计算示例：1 GW 海上风电场的年发电量
假设北海有一个虚构的项目：由 67 台 15 MW 风机组成（共 1,005 MW），轮毂高度的长期平均风速为 10 m/s。
- 总发电量：把 Weibull 风速分布和风机的功率曲线结合起来计算，一台 15 MW 机组在 10 m/s 的场址上，总容量系数可能达到约 55–60%。
- 尾流损失：下游的风机处在上游风机留下的更慢、湍流更强的气流里。大型阵列通常因尾流损失 8–15% 的电量，相邻风电场还会在此之上额外带来“外部”尾流。
- 可利用率：浪高限制了运维人员什么时候能登上风机，所以海上可利用率一般为 93–97%，而陆上为 97–99%。
- 电气损失：集电海缆、送出海缆和变压器加起来损失 2–4%。
打个比方，每年约 4.2 TWh 的电量，接近塞浦路斯一年的用电量，大约是爱沙尼亚全年用电的一半（可以在我们的国家概况中比较）。如果用它替代排放强度约 350–400 g CO₂/kWh 的燃气发电，每年可以少排约 150–170 万吨 CO₂。用用电碳排放计算器可以按任何一个电网重新算一遍。如果想算你自己场址上的单台风机，风力发电机计算器用的也是同样的 Weibull 分布加功率曲线的方法。
海上风电的成本
比较不同电源时，最公平的指标是平准化度电成本（LCOE）：用项目整个寿命期的总成本，除以整个寿命期的总发电量（见LCOE 详解）。在海上风电里，前期投资占了成本的大头：
| 成本项 | 占全寿命成本比例（约） | 驱动因素 |
|---|---|---|
| 风机 | 30–40% | 钢材和稀土价格、整机厂商的利润率 |
| 基础和安装 | 20–30% | 水深、海床土质、安装船的日租金 |
| 电气（集电海缆、升压站、送出海缆） | 10–20% | 离岸距离、选交流还是 HVDC；有时这部分由电网运营商承担 |
| 运维 | 20–30% | 离岸距离、可出海的天气窗口、用人员转运船还是运维母船 |
| 开发、融资、退役 | 其余部分 | 利率水平、审批耗时 |
这些比例因项目和国家不同而差别很大。表中是根据公开发布的成本拆分数据（NREL ATB、IRENA）整理出的参考区间。
看到新闻标题里的电价数字时，有两点要特别注意：
- **拍卖价格不等于 LCOE。**差价合约的执行价里打包了通胀挂钩、电网安排和风险溢价，这些条款在各国都不一样。比如英国和德国对输电资产的处理方式不同，同一个风电场放在两国的规则下，纸面上可能显得更便宜，也可能更贵。
- **2021 年后成本上升。**IRENA 记录了海上风电 LCOE 在整个 2010 年代的长期下降。随后在 2022–2024 年，利率上升、钢价上涨、供应链出现瓶颈，又把成本推了上去，美国和英国有好几家开发商取消了合同或重新谈判。海上风电对资本的依赖极高，资本成本只要变动几个百分点，LCOE 就会明显波动。可以在LCOE 计算器里自己试一试：对一个投资密集的项目，把折现率从 5% 提到 8%，LCOE 通常会上升约四分之一。
漂浮式风电因为目前规模还小，成本仍明显高于固定式。NREL 的 ATB 预测，随着阵列扩大到几百 MW，成本会大幅下降，但那只是预测数字，不是市场上实际成交的价格。
优势与局限
优势
- 容量系数高，一年到头的出力比陆上风电或光伏都更稳定。
- 在北欧，海上风电的发电高峰出现在冬季，和用电需求、供暖负荷同步，正好能和夏季出力多的光伏互补。
- 单个场址的规模可以做得很大，又靠近沿海的用电负荷中心，几乎不用和其他用途争抢土地。
- 对工业和港口经济的带动作用明显。IEA 2019 年的展望估计，近岸海上风电的技术潜力相当于全球用电需求的许多倍。
局限
- **波动性依然存在。**风再稳也有停的时候，整个北海同时持续数天无风的情况确实会发生，所以海上风电和任何波动性电源一样，需要备用容量、跨境互联、储能或需求侧灵活性来兜底。我们的电网运行指南解释了调度员怎样平衡电网。
- **并网。**要把几个 GW 的电力送上岸，往往需要在陆地上新建输电线路，而这些线路走完审批流程的时间，可能比风电场本身还要长。
- **供应链。**全球能安装最大一级风机的专用安装船屈指可数，可供风机预组装的港口空间也很紧张。
- **其他海洋用户。**航道、渔场、军事区和雷达站都会限制风电场可以选在哪些海域。
- 对资本成本非常敏感，原因前面已经讲过。
海上风电建在哪里
到 2020 年代初，已装的海上风电容量主要集中在中国、英国、德国、荷兰和丹麦；GWEC 的 Global Offshore Wind Report 显示，最近几年里有好几年，中国在全球新增装机中占的份额都是最大的。台湾地区、韩国、日本、越南、美国东海岸、波兰和波罗的海国家，正在建设各自的首批大型项目。地理条件在这里起很大的作用：水浅、风大的大陆架最占优势。北海有大片水深不到 50 m、平均风速接近 10 m/s 的海域，几乎是固定式基础的理想场地。美国西海岸和日本太平洋沿岸离岸不远海底就陡降到深水，只能依靠漂浮式技术。
可以在排名页面比较各国电力中有多少来自风电，或者打开某个国家的国家概况，看看它的发电结构这些年来是怎样变化的。
要点回顾
- 海上风电用更高的投资和运维成本，换来更强、更稳定的风：净容量系数为 40–55%，而陆上为 25–45%。
- 新建的固定式项目大多采用 14–16 MW 的风机，配单桩或导管架基础。漂浮式平台让深水海岸也能开发，但成本仍然偏高。
- 尾流损失、可利用率和海缆的可靠性，决定了总风能资源中最终有多少能送进电网。
- 几乎所有成本都发生在建设前期，所以利率对海上风电价格的影响，和风机技术本身一样大。
本主题相关计算器
常见问题
陆地更便宜，为什么要把风电场建到海上？
一台海上风机能发多少电？
固定式和漂浮式海上风电有什么区别？
海上风机能用多少年？
海上风电比陆上风电贵吗？
海上风电会伤害海洋生物吗？
资料来源与参考
- IEA (2019). Offshore Wind Outlook 2019
- IRENA — Renewable Power Generation Costs（年度报告系列）
- NREL — Annual Technology Baseline（海上风电）
- Gaertner, E. et al. (2020). IEA Wind TCP Task 37: Definition of the IEA 15-Megawatt Offshore Reference Wind Turbine. NREL/TP-5000-75698
- Global Wind Energy Council — Global Offshore Wind Report
本指南中的数据是根据上述来源整理的典型范围，你的实际数字取决于所在地、价格和设备。需要针对具体场地的估算，请使用文中链接的计算器。