手机浏览网
（1）海上风电建设及海上风电运维成本占项目生命周期比例较高
海上风电场全生命周期可分为规划设计期、建设施工期、运行维护期和退役弃置期四个阶段。
①规划设计期主要是谋划好适合开发海上风电资源的海域，本着节约和集约利用海域资源的原则，确定风电项目配置主体；确定海上风场的定位布局，在符合相关规划基础上阶段递进形成预可行性研究报告和可行性研究报告，包括风能资源测量评估、海洋水文地质勘察、建设条件论证和开发方案等；
②建设施工期主要是将前期风电场雏形和模型变为实体的过程。在完成招投标、取得施工许可后，正式进入施工阶段，主要由施工交通运输、风机和升压站基础工程施工、风力发电设备安装、海底电缆敷设以及涉及测量、防护、调试等辅助工程；
③运行维护期主要是在海上风电场建成并网发电后，通过持续的巡视、维护和服务，确保海上风电场的正常运行发电。巡视维护内容主要包括风电机组、装机基础、设备设施、测风装置、升压变电站、配电路线、防腐系统等方面的安全和运行状况进行巡视，发现问题及时修复；
④退役弃置期主要是海上风电机组基础到达设计寿命后，需要对相关设施进行拆除，使其所占用的海域基本恢复建设前状态，并采取措施不影响其他海上开发项目的用海。
前期的规划设计以及正式建设一般需要 2-3 年时间，而建成后的运营周期为 25 年。考虑在一个全生命周期内，海上风电项目的成本构成可分为 3 个部分：项目初期的建设成本（含规划设计成本）、项目运行过程中的运营成本、项目运行期末的退役拆除成本。
项目初期的建设成本方面，根据中国电力建设集团华东勘测设计研究院于2022 年发布的《海上风电市场造价水平以及项目经济性测算》，风机及塔筒占建设成本的比例约 26.8% ，风机基础建安、风机安装占建设成本的比例约27.2%。
项目运行过程中的运营成本方面，主要包括运行维护成本及税费成本，其中运行维护成本根据明阳智能测算，闽粤地区的海上风电项目运营期内的年均运维成本约为 150 元/kw，按照 25 年的运营周期测算，运维成本约 3,750 元/kw。按照单位建设成本 15,000-18,000 元/kw 计算，海上风电项目的运维成本约为项目建设成本的 20%-25%。
项目运行期末的退役拆除成本方面，目前尚未存在需退役拆除的海上风电设备，根据明阳智能分析测算，整体拆除成本约占项目建设成本的 6%。
综合来看，海上风电全生命周期成本中，风机机组及塔筒、建筑工程费、安装工程费、运行维护费用构成了海上风电投资的主要成本支出。
（2）国内风电建设新增市场规模将稳步增长，海上风电建设重要性凸显
风电建设属于风电产业链的重要一环，主要工作内容是在完成前期选址、勘测、方案设计等考察及论证后，实施风机基础施工、风机安装、升压站部署、电缆电线并网等建设工程。
根据中国电建华东勘测设计研究院的统计，“十四五”期间各沿海主要省份已经披露了约 67.8GW 专属经济区内项目的开工目标，目前基本处于较早期的规划阶段，其中绝大多数项目尚未启动前期手续。据国家能源局委托水电水利规划设计总院牵头开展的全国深远海海上风电规划，全国共将布局 41 个海上风电集群，预计深远海海上风电总容量约达 290GW。
我国目前海风累计装机量约为 30GW，若考虑近海远海总计 400GW 未来发展空间，则还有 10 倍的广阔成长空间，海上风电建设是一个具备长期发展潜力的行业。
2017 年至 2019 年，中国风电建设新增市场规模稳定增长。2020 年及 2021年，受补贴政策退出，“抢装潮”背景下，陆上风电建设与海上风电建设分别出现了大规模的建设需求，2020 年度陆上风电新增装机容量达 50.6GW、2021年度海上风电新增装机容量达 14.5GW。
2022 年度，在“抢装潮”结束后的第一年，风电新增装机容量较 2021 年有所下滑，但海上风电新增装机容量仍完成 5.2GW的装机容量，装机规模仅次于 2021 年度。受政策以及建设成本下降的推动，2023 年开始我国风电工程建设市场将恢复较为稳定的增长趋势，预计 2025 年我国新增装机容量将达到88GW，市场规模稳定提升。
（3）海上风电运维市场规模快速扩大，前景广阔
根据华东勘测设计研究院数据，海上风电运维成本构成中，维护、修理费用占运维成本的比例超过 50%，并且运维成本支出占海上风电项目生命周期成本仅次于设备购置、建筑工程成本。目前国内海上风电完成建设并网后，风电机组整机厂商将提供 5 年左右的质保期，在质保期内的风机维护由整机厂商提供，出质保后，则风电场业主方将选择自行维护或由第三方运维服务商进行维护。
2017 年至 2022 年，海上风电累计装机容量从 2.79GW 增长至 30.51GW，年复合增长率达 61.35%，并且这 6 年间累计装机容量占我国海上风电累计装机容量的比例超过 90%。伴随着出质保海上风电机组的规模不断扩大，现存风机机龄的增长，全国风电场对更加专业的海上风电运维需求将持续增长。根据弗若斯特沙利文预测，2026 年，我国海上风电运维市场规模将达 191.0 亿元，2022年至 2026年复合增长速度达 47.7%。
（4）海上风电运维行业特点
①海上风电运维技术要求高，运维成本也较高
根据欧洲运行经验，海上风电机组中齿轮箱和发电机故障率较高。面对复杂恶劣的海上环境，海上风机的故障率较陆上风机高出较多。复杂多变的环境条件导致海上风电机组部件故障率上升，因此安装、运行和维护成本相对陆上机组要高出许多。海上风电场需要维持一定规模的运维技术力量投入才能保持海上风机较高的可利用率。
②海上风电运维需要维护的范围比陆上风机要大
海上风电基础与陆上不同，海上风机基础的防腐以及海上特有的靠船桩等均需要做好日常维护。特别对于风机钢结构的基础，由于盐雾、海洋附着物等海洋因素的腐蚀，对基础、设备防腐要求较高，防腐工作专业性强，工作量也大。
③海上风电运维受海洋及气候环境影响大，作业窗口期短
海上空气湿度大，盐雾浓度高，同时海上多变的气候也进一步加大了风机出故障的可能性，为保证风机的可利用率，海上风场的运维频次比较多。但是，海洋环境变幻莫测，不同海域不同月份的作业窗口期各不相同，风场可达性能受运维交通工具的影响，可能导致难以按时进行巡检。
如福建、广东沿海夏秋两季台风多，风况变化大，沿海历年大于 6 级的大风平均天数超过 100 天。春冬两季又常受到强冷空气造成的大风袭击，经常有风暴潮发生，某些浅水海湾区域风暴潮有时高达 3 米。这些气候的变化都会给运维带来影响，导致运维工作无法进行。运维作业需要避开恶劣海况和天气，在合适的窗口期才能开展工作。
④海上风电运维需使用更为专业的运维设备
海上风电场的可达性是在保证在经济和安全上可接受的天气状况下，将服务人员和配件运抵机组现场，安全到达机舱对风电机组进行检修或维护。目前可用交通工具包括直升机、专用船舶、气垫船、水陆两栖车等，但要结合海上风电场的海况、海上风电场离维护基地的距离、天气情况以及经济因素等方面来综合考虑。专业运维船舶是满足日常风场可达性需求的主要交通工具。
当齿轮箱、发电机或完整机舱等大部件发生故障时，需使用大型起重船或专业平台船进行大部件的维护和更换。
⑤备品备件的供应
不同风机厂商的海上风电机组的供应链成熟度各不相同，在风电机组出现故障时，损坏的零部件和相关材料未必能确保准时供货。目前，海上风电场的备品备件管理模式主要有：主机厂家建立备件库存模式、发电企业自建备件库存模式以及第三方集中库存联储模式 3 种。
海上风电场的运营商试图在靠近风电场的岸上库存足够的零部件以备替换之需，也可结合海上风电特点，海陆分库存放，但相比于陆上风电，还需考虑到海上的盐雾、湿度、温度等的腐蚀影响，备品备件库和风电场的距离又有一定的要求。当风机需要更换零部件时备品备件的存放点离风场越近，更换就越及时。但除去考虑备品备件的库存点远近外，是否有好的天气允许海上作业更换零部件也是需要考虑的因素。
综合上述几点，海上风电运维难度、广度、复杂度等均远高于陆上风电运维，要求行业内企业需要具有海上风电服务人员储备、海上风电服务装备储备、备品备件储备、项目经验储备、智慧运维系统建设储备等一系列综合服务能力，才能够在后续开展海上风电服务过程中具备竞争优势。
（5）海上风电建设及海上风电运维发展趋势
① 海上风电行业整体进入平价时代，平均度电成本仍有一定下降空间
据 CWEA统计，当前中国海上风电项目的平均度电成本已经下降到约 0.33元/千瓦时，并且在发电量提升、主机、塔筒、基础、海缆等设备降价、建筑安装工程、运维服务等方面的综合影响下，未来平均度电成本仍有一定下降空间。
以海上风机近期中标价格的变动情况为例，近年来风机（含塔筒）的中标价格有较为明显的下降。
CWEA 对不同海域的“十四五”和“十五五”期间中国海上风电度电成本的走势进行了预测，预计从 2022 年年底到 2030 年，中国海上风电度电成本将整体降低 19%～23%，从目前的 0.33 元/千瓦时下降至 0.25 元/千瓦时左右。
目前福建、广东、江苏、山东等海上风电建设较多的省份，标杆煤电价格分别为 0.3932 元/千瓦时、0.453 元/千瓦时、0.391 元/千瓦时、0.3949 元/千瓦时，随着海上风电平均度电成本的不断下降，海上风电的经济效益将逐渐提升，海上风电建设将进入更加市场化发展周期。
②海上风电建设发展趋势
A.海上风电单机容量朝大型化发展
海上风电风机大型化已成为行业未来发展的最新趋势。海上风电发展最成熟的欧洲 2021 年海上风电新增装机平均风机容量达到 8.5MW，我国目前新增的海上风电机组中，8-8.9MW 的单机容量风机占比接近一半。2021 年度我国海上风电新增装机容量仍以 8MW 以下为主，而 2022 年度 8MW 及以上容量风机装机已成为市场主流，大型化发展趋势较为明显，并且新增装机容量中位数提升显著。
B.新增装机朝深远海空间发展
随着风电单机装机容量的不断提升，海上风电场选址也朝深远海前进。目前我国的海上风电项目主要以近海项目为主，但随着我国近海风力资源开发规模的不断增大，当前可使用的近海风力资源也将会越来越少，因而海上风电项目不断向深远海开拓。从政策规划上看，全国多地已经陆续推出深远海风电建设规划，积极布局深远海风电示范项目。随着深远海示范项目的逐步发展，未来海上风电建设平均离岸距离也将进一步上升，有利于拓展海上风电建设项目空间，促进海上风电行业发展。
③海上风电运维发展趋势
A.海上风电智慧运维管理技术进一步发展
随着大数据、云计算、物联网以及 5G 技术的进步，应用新兴互联网技术提高风机运行的稳定性和风电场发电效益成为风电行业趋势，海上风电的运维模式正朝着数字化、智能化和精准化的方向发展。智慧运维管理技术是指借助人工智能、大数据和物联网技术，实现海上风电场运维数字化、智能化升级的一种平台化技术手段，其主要包括气象预报与预警、风电机组状态分析与故障预警、运维资源合理分配等方面。
海上风电智慧运维旨在促进项目全生命周期内运维成本的降低和发电效率的提升，最终实现海上风电场运营效益的提高。如今，建设智慧运维管理技术已成为行业共识。
a.气象预报与预警：通过海洋气候预测模型，综合海洋观测数据、气象信息，智能分析海上运维作业环境，更精准的预测出海窗口期。
b.状态分析与故障预警：通过多数据源采集风电机组运行过程数据，并进行智能化分析和计算（包括 SCADA 数据、风功率预测数据、状态监测数据、预防性试验数据，以及历史维护记录、异常运行记录、故障检修记录、缺陷记录等数据），以对设备的运行状态进行判断、各类估值进行智能预警等，有效提高海上风电的运维效率。
c.运维资源调度与规划：基于风功率预测、运维船舶的可达性、机组运行状态和健康状态的数据分析，进行运维决策的优化，实现人员/船舶的运维时间和路线的合理规划、调度与监控，提供安全稳固的运维服务，保证风电运维各环节的协同高效作业，运维资源的合理分配。
B.海上风电运维服务将更加独立化和专业化
我国海上风电已经逐步进入平价上网阶段，对于海上风电场业主来说，抵消补贴退坡，降本增效将成为接下来发展的重中之重。尤其是伴随着海上风机 装机规模的扩大、老旧风电机组占比提高导致的故障率上升，风电机组全生命 周期内运维工作的重要性不断凸显。
风电场业主对运维服务的技术能力、专业 度、服务质量的要求越来越高，海上风电运维服务将更加独立化和专业化。相 比风电机组整机厂商和风电场业主，第三方运维商更加专注于风电运维业务， 在运维专业度、服务质量方面具有优势，在运维装备管理的专业化、技术服务 的全面性、服务方案的多样化方面更具优势。未来随着更多的风机出质保，专 业的第三方运维服务商将获取更多的运维市场份额。
在风电场集中的区域，聚集了大量不同品牌、不同类型的风机，具有公正、 客观属性的第三方运维服务商更容易实施区域化集中调度和运维，综合能力优 质的第三方能够提供更丰富、更个性化的服务内容，对于风电场业主而言，把 风场交给有实力的第三方运维是比较可行的降本增效途径。
