海外风电漂浮式专家交流纪要

1.海内外漂浮式风电项目进展概览

在国内，漂浮式风电的起步源于广东阳江的三峡引领号项目，之后国内多个地区跟进布局，其中中国电建在万宁的项目规模居首，一期工程达100兆瓦，未来规划有望扩容至1吉瓦。而在海外，欧洲国家如苏格兰、挪威等较早涉足并已建成或运行试验性漂浮式风电项目，其规模范围从数兆瓦到几十兆瓦不等；日本虽启动较早但规模受限且面临挑战，美国因深水环境尚处于技术研发阶段。韩国则主要聚焦马海峡区域发展漂浮式风电，与欧美开发商和技术供应商合作，目前正策划建设小型风场试验项目，固定式海上风电领域的发展较为有限。

2. 欧洲漂浮式风电发展前景剖析

欧洲地区尤其是挪威和英国拥有巨大的漂浮式风电发展潜力，预计首个大规模市场将出现在欧洲，挪威已有100兆瓦项目在运营，并可能在未来扩展至吉瓦级别；英国和苏格兰也有多块海域规划中，正在等待经济可行性论证和技术进步。投资者对漂浮式风电开发持谨慎态度，期待技术进步带来的成本下降、政府优惠政策及电价上扬等因素。

3. 漂浮式风电降本趋势及其未来发展

降本潜力及关键因素：风机大型化可显著降低单位兆瓦成本，采用混凝土等廉价材料有助于进一步压低材料成本；规模化生产和新材料应用能够减少锚链等系泊系统成本。

市场发展与成本控制策略：需关注挪威风电场可能即将进行的招标计划及其成本下降进度；同时注意中国万宁100MW项目的成本管控和整体进度。

供应链分布情况：中国供应链主要供应部分组件如锚链等，而主体结构和安装工作多由欧洲本土企业承担；应关注亚新、正茂等企业在锚链市场的竞争实力和技术特点。

4. 探索海上风电示范项目面临的挑战

海上风电项目开发成功与否直接影响后续规划：样机项目若成功运行，可推动更大规模（如800-900兆瓦）项目的快速开发；反之，则可能导致项目延期甚至取消。

技术与成本难题：新入行公司的设计方案未经验证，可能带来投资成本增加，降本难度增大，且我国与欧洲在实际运行效果方面存在较大差距。

海南万宁项目的区位优势：因其近岸且海水深度适宜，使得项目投资成本相对较低，有利于推进项目进程。

5. 漂浮式风电投资与政策关联度分析

漂浮式风场的成本考量：首批漂浮式风机由于试验性质，价格通常高于固定式，批量生产效应尚未形成，故成本有上升空间。

国内漂浮式风电市场现状：要实现商业化运营，国内漂浮式风电成本需降至2万元/千瓦以内，但鉴于国内电价偏低及补贴退坡，项目实施难度加大。

漂浮式风电的技术与经济效益：漂浮式风电站选址深远海，能获取更高的平均风速和稳定的风资源，理论上发电小时数超过近海固定式风电，从而具备更高的收益潜力。

6. 国内外漂浮式风电发展趋势前瞻

国内市场格局：当前，海缆主要由东缆、中天恒通等国内厂商提供，具有明显的成本优势。

政府层面驱动：浙江和广东地方政府积极推动漂浮式风电项目发展，如温州市政府着力于深远海漂浮式风电开发，而广东在固定式海上风电的基础上，预计将逐步转向漂浮式开发，中海油等企业有可能成为潜在客户群体。

材料应用现状与展望：国内样机多采用钢材制造，混凝土样机较少，尽管混凝土成本低廉但技术挑战大。在漂浮式风电领域，钢材和混凝土的应用尚未形成明显主导地位。

Q&A

Q：目前国内外漂浮式风电项目的进展情况如何？

A：在国内，自三峡引领号在广东阳江成功建设两年多以来，我国在漂浮式风电项目上取得了一系列进展。中国海装在湛江、中海油的观澜号在南海以及龙源电力在福建南洲岛建立了多个项目。另外，中国电建在万宁规划了一个规模达到1吉瓦的大型漂浮式风场，并计划分阶段实施，首期工程为100兆瓦，后续有200兆瓦的扩建计划。同时，明阳还在推进一台6.6兆瓦双峰风机漂浮平台的建设，预计今年内完工。此外，温州金峰远海项目等其他规划中的漂浮式风电项目虽尚未动工，但已列入日程。

而在国际方面，欧洲地区的发展相对较早，拥有约15年的发展历程，苏格兰、挪威、法国和葡萄牙等地已建成或正在规划一系列漂浮式风电项目。日本虽然早期就开始研发漂浮式风电技术，但目前项目规模较小，样机运行并不顺利，仍处于研发探索阶段。美国由于技术等因素限制，也主要处在研发阶段，但具有较多规划项目。韩国则积极与欧美开发商和技术供应商合作，瞄准马海峡等深水区域尝试开发漂浮式风电，但目前整体进展较为有限。

Q：韩国在漂浮式风电方面有哪些特点和发展计划？

A：韩国因离岸不远处海域水深条件适宜，显示出发展漂浮式风电的独特优势。当前，韩国正携手欧美企业进行多个漂浮式风电项目的规划与开发，这一进程已经持续数年。其初步计划是先从小规模漂浮式风场试验做起，比如几百兆瓦级别。不过，相较于固定式海上风电，韩国在这方面的发展经验和总体规模暂时不如中国和欧洲先进。

Q：欧洲哪些国家可能最先实现漂浮式风电的大规模应用？

A：欧洲国家中，挪威极有可能率先大规模应用漂浮式风电技术。目前，挪威已成为全球漂浮式风电装机容量最大的国家，尽管总量仅为100兆瓦。挪威国内电价高昂，每度电高达两三欧元，且自然资源丰富，临近大陆架水域深度适中，适合建设漂浮式风电厂。挪威已有采用混凝土斜拉结构的漂浮式风电厂投入运营，成本效益接jp衡点。考虑到当前欧洲能源需求因俄乌局势紧张而激增，挪威的漂浮式风电项目未来有望向欧洲大陆出口电力。同时，英国苏格兰及其他地区也有大规模的漂浮式风电发展规划，正处于经济效益和技术成熟度评估阶段。

Q：挪威及欧洲其他国家未来的漂浮式风电项目将达到何种规模？

A：据了解，挪威现有的漂浮式风电项目主要用于北海油田供电，现有规模已达100兆瓦，若今年或明年运营效果良好，下一阶段的装机容量预计将提升至1-几个吉瓦。而在苏格兰和威尔士的规划中，有几个项目预期规模可达到几吉瓦甚至近10吉瓦级别。这些项目开发者正在密切关注投资成本下降的技术进步情况以及政府政策补贴优惠，以期在未来逐步推进更大规模的漂浮式风电项目建设。

Q：海外漂浮式风电项目的造价目前是多少？未来其造价下降的潜力有多大？

A：目前，挪威漂浮式风电项目的造价大约在每千瓦3万至4万元人民币之间，由于当地较高的电价，使得成本已接近与投资回报持平。而在其他国家，由于地理条件、环境要求等因素可能导致成本更高，可能超过每千瓦4万元人民币。在成本结构中，约40%的成本集中在主体平台或漂浮式基础的设计与建造上，而细分系统以及海上安装和风机安装等环节也占据较大比例。对于造价下降的空间，技术进步是关键，尤其是通过优化漂浮式平台设计、提升细分系统效能等方面，若能取得突破，将有较大的成本削减空间，从而推动整个行业的快速发展。

Q：漂浮式风电项目中，风机成本降低的可能性主要体现在哪些方面？整体漂浮式风电项目的成本降低趋势又是怎样的？

A：风机成本降低的主要途径在于风机的大型化发展，比如单台风机容量从10兆瓦提升至20兆瓦，虽然容量翻倍，但其主体结构和支撑系统的成本增加并不成比例，大概只需增加30%到40%，这样能够有效摊薄单兆瓦的成本。此外，在材料选择上，采用更为经济的混凝土替代部分传统材料也是降低成本的一个方向。锚系系统方面，随着规模化生产及新材料的应用，成本亦有望得到压缩。同时，安装成本会随着安装数量的增多和安装工艺的简化而逐渐减少。总体来看，挪威的漂浮式风电项目已经接近盈亏平衡点，若政策支持进一步加强，该领域将迎来繁荣发展期。

Q：挪威当前漂浮式风电项目的最新进展及其未来发展展望如何？

A：目前，挪威漂浮式风电项目的单位成本已达到每千兆瓦30万欧元左右，非常接近实现经济效益。接下来，挪威政府预计将推出新的开发项目招标计划。关于成本削减的具体进展，将基于现有风场运行状况的评估，包括运维成本、设备耐用性以及实际发电效率等因素。鉴于漂浮式风电已被证实具有较高的发电效率，预计政府将会规划若干个规模为几千兆瓦的新项目。挪威有可能在今年下半年或明年启动新一轮的招标工作。回顾过去，通过扩大项目规模，已经取得了显著的成本下降成果；展望未来，随着更多大型项目（如包含100台风机）的实施，我们有理由预期成本将进一步降低。

Q：中国供应链在挪威漂浮式风电项目中扮演了何种角色？

A：中国供应链在挪威漂浮式风电项目中发挥了重要作用，特别是在锚链供应方面，有中国供应商提供产品。然而，考虑到使用了混凝土制作的扶梯材料，这部分通常由本地进行供应。至于风机安装等工作，则多由欧洲本土公司完成。中国的两家锚链生产商——正茂和亚新，尽管在规模上有一定差异，但在工艺水平上基本相当，且在全球市场占有率较高，对于国际项目来说是不可或缺的一环。

Q：我国在漂浮式风电项目上的进展情况如何？

A：国内最大的万宁漂浮式风电项目正在进行详细的设计阶段，并在不断优化方案，特别是对于参与建设的中国电建而言，仍需积累更多的实践经验。当前，100兆瓦级的风机招标程序已基本确定，但漂浮体和锚系系统的招标还在进行中。按计划推进的话，最早可能会在今年下半年或明年初看到实质性的建设动作。首个100兆瓦项目建成可能需要等到2025年左右。在后续发展中，剩余900兆瓦装机容量的推进进度将是业界关注的重点。

Q：预计在2026年或2027年完成剩余的800兆瓦至900兆瓦项目，这是否完全取决于前期100兆瓦项目的实施效果？

A：确实如此，后续的800至900兆瓦项目能否按计划进行，关键在于前期100兆瓦项目的执行结果。若该项目顺利实施且取得预期效益，那么会dada增加我们推进更大规模建设的信心；相反，如果该试点项目出现问题，如投资回报不理想、技术难题未得到有效解决等，则可能会影响到后期项目的启动时间和规划。

Q：目前100兆瓦项目所面临的主要挑战，是方案设计层面的问题还是成本控制问题？

A：当前100兆瓦项目面临的挑战既包括方案设计层面的技术难题，也与成本控制密切相关。由于公司在漂浮式风电项目方面缺乏实践经验，团队成员对相关技术的理解和掌握程度有限，可能导致设计方案不够成熟或过于保守，从而间接推高了项目的整体投资。同时，由于没有可借鉴的成功案例，公司对于降低成本持谨慎态度，担心影响项目质量和安全性能，所以目前项目正处于摸索和完善阶段。

Q：请问16至18兆瓦风机主要由哪些厂商供应？

A：目前提供16至18兆瓦大型风机的厂商主要包括上海电气、东方电气、中车集团以及韵达新能源等企业，这些企业在漂浮式风力发电设备领域均有所布局和创新。

Q：国内已有的风机示范项目运行效果表现如何？

A：国内已经投入运行的一些漂浮式风机示范项目，在实际运行过程中遇到了一些挑战，比如关键零部件的耐用性问题和实际发电量未能达到预设目标。其中部分项目如中海油的项目表现出相对稳定的发电效率，但大部分项目仍在不断调试优化中，以期解决现存问题并提升运行效能。

Q：适合安装漂浮式风机的工作条件通常要求水深和离岸距离是多少？

A：漂浮式风机适宜的工作环境通常需要一定的水深，一般要求在60-70米以上，最佳工作水深约为90-100米。如果水深过深，不仅会增加施工难度，也会显著提高成本。此外，考虑到我国大陆架较宽广，足够深度的海域往往离海岸线较远，这也对项目投资带来一定压力。

Q：在漂浮式风电项目中，浮体部分的制造成本和技术难度如何？

A：浮体部分作为漂浮式风机的重要组成部分，其制造成本和技术门槛较高。因为浮体不仅要确保整个风机能够稳定地漂浮在水面，并能抵抗海水腐蚀和极端天气带来的风浪冲击，还需要具备良好的动力学性能及结构强度。因此，从技术研发到生产制造，浮体部分都需要相当大的资金投入和技术积累。

Q：在国内，有哪些企业涉足漂浮式风电浮体的生产？

A：国内诸如三峡集团、中远海运重工、汇森海洋工程以及东传重工等大型造船厂具备相应的生产能力，可以参与到漂浮式风电浮体的生产中。但由于该领域的利润空间相对较低，加上其他业务的竞争压力，这些企业在决定是否投入到浮体生产时，可能会考虑其业务组合的整体收益情况。

Q：海南万宁项目的风机价格水平如何？

A：关于风机的具体价格水平，目前没有具体信息。此类数据往往需要根据公开招标和中标后的价格信息来分析，但这一项目的风机价格没有提供详细数据。

Q：漂浮式风机的成本与固定式相比如何？

A：漂浮式风机的单价大致在每千瓦时3000至4000元之间，略高于固定式。因为风机厂商缺乏漂浮式风机的业绩，首套通常有试验性质，价格无法做到很低。如果是成熟产品，价格可能会更高。

Q：国内开发平价漂浮式风场的初始投资成本是多少？

A：国内平价漂浮式风场的初始投资成本要争取在每3000瓦时2万元以内。不过这还取决于国家补贴政策。目前，由于国内电价较低，开发商正等待国家针对深远海漂浮式风场的补贴。没有补贴，靠电力销售收入回报有困难，因为中国的电价远低于国外。政策性压低的电价情况下，合理的做法会是补贴绿色可再生能源。漂浮式风机因为远海深水的特点，投资成本较高，电价便宜的情况下，这个账是比较难算的。

Q：漂浮式风场相比固定式的发电小时数有优势吗？

A：漂浮式风场的每年可发电小时数通常较高，一般都在4000小时以上。由于远海和深水的特点，自然风力条件较好，平均风速也高，更稳定。如果技术处理得当，其发电小时数应高于近海固定式风场，这一点在欧洲的某些漂浮式风场已经得到了验证。

Q：万宁项目动态栏的价值量是多少？

A：万宁项目的动态栏如果低于100兆瓦的话，投资规模可能是几千万至上亿。具体数字难以准确给出。简单估计，可能在1亿至近10亿之间。

Q：国内在推进海上风电开发方面，哪些省份比较倾向于采用漂浮式风电技术？

A：广东省的风电开发动力较强，因为在"十四五"计划结束后，广东的固定式海风可能已接近开发末期。如果广东沿海的油田需要绿电，考虑到它们水深普遍超过100米，使用绿电对海上油田而言也是一种降低碳排放的必要措施。此外，福建省因台湾海峡风资源丰富，也对漂浮式开发有需求，然而也存在不确定性，主要是军事因素的限制。其他潜力省份包括浙江省和海南省，特别是海南的万宁地区，由于其具有深海条件和较好的风资源，很适合发展漂浮式风电。国家层面倡导先不要大规模开发近岸资源，而是鼓励利用深远海域，这对很多长江以南的省份形成了一定的推动力。

Q：目前国内外在使用什么材料开发漂浮式风电扶梯？

A：国内已有的漂浮式风电样机主要使用的是钢材，虽然国外有一两