(中海石油(中国)有限公司北京新能源分公司 北京 102209)第一作者简介: 刘小燕,女,工程师,2012年毕业于天津大学,获硕士学位,现主要从事海上风电相关新能源研究工作。地址:北京市昌平区未来科学城南区蓬莱苑南街一号院(邮编:102209)。E-mail:liuxy77@cnooc.com.cn
通信作者简介: 韩旭亮,男,高级工程师,2015年毕业于哈尔滨工程大学,获博士学位,现主要从事海洋工程及新能源研究工作。地址:北京市昌平区未来科学城南区蓬莱苑南街一号院(邮编:102209)。E-mail:hanxl9@cnooc.com.cn摘要 随着海上风电高速发展及近海场址资源趋紧,适用于深远海域风资源利用的海上漂浮式风电成为中国海上风电未来发展方向。本文介绍国外和国内漂浮式风电发展历程与现状,详细阐述了漂浮式风电从样机示范、小型漂浮式风电场到大规模商业化开发的发展路径,分析不同漂浮式风电基础概念及其特点。剖析了中国漂浮式风电本土化发展所需要面临的技术挑战,主要包括大容量漂浮式风力发电机组、低成本漂浮式风电基础平台、新型系泊系统国产化研制、动态缆系统研制、高效建造安装施工模式和智慧运维安全保障等。针对中国独有的海洋环境、港口码头状况和风电产业链情况,提出了海上漂浮式风电研究方向和发展建议:研发设计适用于中国深远海抗台型大容量漂浮式风电,突破漂浮式风电降本平价发展瓶颈; 考虑高效集约用海布局,规模化发展漂浮式风电场; 强健漂浮式风电产业完整供应链,推进核心部件和设备国产化进程; 创新“海上风电+”新模式新路径,探索海上风电与油气田多能互补融合发展。本文研究对海上漂浮式风电平价商业化开发和扩展海洋能源利用空间具有重要意义。关键词：漂浮式风电; 深远海; 发展现状; 风电基础; 规模化; 融合发展
在能源转型叠加“碳中和”背景下,全球海上风电快速发展,中国海上风电装机容量快速提升。“十三五”期间,中国新增装机规模达900万kW[1]; “十四五”期间,海上风电开发进一步加速,沿海省份规划新增约8 000万kW[2]。根据克拉克森风电数据库统计,截至2023年底,中国海上风电累计并网装机容量达36.5 GW,成为全球最大的海上风电市场。随着近岸资源的消耗殆尽,海上风能的开发不可避免的走向深远海。挪威船级社(DNV)预测中国漂浮式风电市场装机量在2030年为5 GW,到2050年达到102 GW,中国的漂浮式风电将引领全球漂浮式风电发展[3]。 中国50 m水深近海范围内,风电技术可开发资源量4.3亿kW[4],水深超过50 m的深海风电技术可开发资源量超过20亿kW,相当于近海风资源的4～5倍。近海场址资源开发趋紧,其核准待建总规模不足千万千瓦。深远海风电开发的港口、航道以及生态等限制因素少,是国内海上风电未来发展方向和主战场。目前,国内发展漂浮式风电的水深在50～100 m,而中国海洋油气平台的作业水深基本在100～200 m,从油气融合角度来考虑,漂浮式风电的主战场将超过100 m。从技术、经济和全球海上风电探索路径考虑,漂浮式是开发深远海风电的最好选择[5]。首先从技术上,漂浮式风电不受地质条件影响,可以适应各种海底地形和水深,且拆除方便; 其次从经济上,随着水深的增加,漂浮式风电成本明显低于传统固定式[6]; 再次从发展趋势上,英国、挪威等海上风电技术强国通过探索,也在积极布局漂浮式风电装备开发,目前已开发小规模漂浮式风场[7-8]。从漂浮式风电的成本构成来看,漂浮式风电项目基础占总投资成本的20%～30%,经济压力迫使开发商不断增加单机容量以提高效益,对承载上部风机荷载的浮式支撑结构提出了更高要求,对其成本优化在降低投资方面具有很大的潜力。尽管漂浮式基础相比固定式基础对水深的适应性更好,但现有方案的经济性仍不支持大规模商业化开发[9]。 国家能源局、科技部、工信部等部门分别于2021年和2022年先后发布《“十四五”能源领域科技创新规划》和《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》,明确研发和推进远海深水区域漂浮式风电机组基础一体化设计建造施工与应用。中国《“十四五”可再生能源发展规划》已明确提出,力争“十四五”期间开工建设中国首个漂浮式商业化海上风电项目,并在资源和建设条件好的区域启动一批百万千瓦级深远海海上风电示范工程。地方政府也出台规划助力深远海风电发展,如海南省在万宁规划了国内首个百万千瓦级漂浮式海上风电试验项目,山东、浙江、广东等省份也制定了包含国管深远海场址的海上风电专项规划,中国海上风电项目正在加速向深远海发展迈进。 本文介绍国内外漂浮式风电发展现状,分析漂浮式风电从样机示范、小型漂浮式风电场到大规模商业化开发的发展路径,以及中国漂浮式风电发展所需要面临的技术挑战,并在此基础上提出中国深远海漂浮式风电开发的发展建议。 全球80%的海上风力资源位于水深超过50 m海域,为了充分发掘海上风能资源,将向深远海持续发展海上风电,漂浮式风电被视为深远海风能开发的主要途径,已经从概念研发稳步走向商业化。根据GWEC(Global Wind Energy Council)全球漂浮式风电项目数据库的信息:到2025年,海上漂浮式风电将有4个150～200 MW规模的项目并网; 到2030年,海上漂浮式风电将全面实现商业化,全球累计漂浮式海上风电装机可达到18.9 GW。其中,欧洲为最大市场,占比约58%; 亚洲和北美洲占比分别为29%和13%[10]。由于深远海的水深增加,固定式的支撑结构难度更大,漂浮式海上风电技术被业内视为未来深远海海上风电开发的主要技术[11],已在多个国家和地区展开探索,目前全球约有超过40种漂浮式风机概念设计。表1给出了典型海上漂浮式风电项目概况。可以看出欧洲是漂浮式海上风电的先驱和主要推动者。图1给出了海上漂浮式风电基础不同类型,主要包括半潜式、张力腿式、单柱式和驳船式[12]。国外漂浮式基础形式多样,目前已经实现商业化运行的基础形式有半潜式、单柱式和驳船式。
表2给出了不同漂浮式风电基础类型的适用条件及其优缺点。①单柱式曾经是漂浮式项目的主要技术方案,结构简单,稳定性优异,但是吃水大需要深水港口,国内缺乏且不具备相关经验; ②半潜式运动性能良好,适合国内海域,在过去几年发展很快,逐渐成为主流,但是建造结构复杂; ③张力腿式技术在灵活性上有一定优势,风机适应性好,结构重量轻,但是其安装过程复杂,系泊成本高,暂时市场份额较低; ④驳船式结构简单、成本低、运维友好,但是运动性能较差[13]。
目前,挪威、葡萄牙和英国的Hywind和WindFloat海上漂浮式风电项目已实现商业化运行,其商业模式都是按照样机示范、小型漂浮式风电场到大规模商业化开发的三步走路线推进。也就是说,欧洲率先实现漂浮式风电技术的商业化,目前已投产项目发电效率较高,容量系数大于50%,增强了工业界对漂浮式风电前景的信心。大多数的漂浮式风电项目由于设备和施工等关键环节的特殊性,平均度电成本相较传统固定式海上风电会高出3倍左右[11,14],仍处于商业化的前期,未进入产业化阶段[15]。制约浮式风电发展的仍然是成本问题,近年来,大量的创新方案聚焦于降低成本[16],如SBM公司的方案[17]提出了模块化建造组装,浮体由多个标准化构件组成,构件之间柔性连接,可在岸上折叠安装下水,降低了对港口和船坞的要求,节省了安装成本。 中国海岸线长,风电资源丰富。东部沿海发达地区具有开发风电的良好条件,11个沿海省(市)大力发展海上风电,2023年新增海上风电装机量为604万kw,已实现海上风电跨越式发展,正持续引领全球海上风电发展[18]。2007年中国海油在渤海绥中36-1建造了中国第1台固定式海上风机,搭载金风1.5 MW风电机组; “十二五”期间,中国海上风电发展缓慢,装机不足100万kW; “十三五”期间,中国海上风电产业迅速发展,累计新增海上风电装机1 100万kW,占全球新增份额50.5%; 截至2024年2月,各省在“十四五”期间总新增并网目标达4 665万kW,其中满足海上风电场址布局(离岸30 km或水深大于30 m区域)可继续执行规划、具备经济可行性的规模总计2 318万kW,完成目标的规模缺口2 347万kW,但距支撑行业发展仍有一定的距离。随着近海资源的枯竭和海上风电技术的成熟,海上风电行业的发展将来逐步走向深远海[19]。 目前,中国已建漂浮式风电示范项目主要包括中国长江三峡集团有限公司“三峡引领号”、中船海装风电有限公司“扶摇号”、中国海洋石油集团有限公司“海油观澜号”和龙源电力技术股份有限公司“国能共享号”,累计装机共22.95 MW[6,20](表3)。其中,“海油观澜号”在单台风机功率、离岸距离、水深、单位兆瓦用钢量等各项指标都是国内最优并处于国际先进水平。但是这些项目尚处于单台漂浮式风电科研示范阶段,存在以下问题:漂浮式风电基础形式较为单一,均为半潜式; 单位兆瓦用钢量高,国家科技部2023年重点专项中明确要求漂浮式海上风电基础单位重量用钢量不高于300 t/MW[21],而目前中国4个漂浮式风电项目的用钢量均不满足这一要求,且超过国外先进漂浮式风机基础一倍以上; 漂浮式风场规模化开发暂时无法像单桩基础批量制造安装,缺少成熟的供应链; 成本较高,虽然“海油观澜号”较国内其他漂浮式风电项目实现了一定程度的降本,但以广东区域测算漂浮式海上风电平价成本为(1.5～1.8)万元/kW,距离平价上网目标仍差距较大。因此,亟需根据不同海域特点研发相应的新型基础形式以降低成本[22-23],如轻量化半潜式基础、混凝土基础、张力腿基础[24]等; 研发标准化设计与模块化建造技术[25],实现从传统浮体分段制造—合拢向节点—杆段工厂制造、码头快速拼装集成的制造总装模式转变,提高预制工效和质量,达到规模化、集约化高效建造并综合降低建造成本的目的[26]。
国内企业开发深远海域风能资源的过程中,应当充分考虑所选场址的具体地理条件和技术需求,选取适宜的技术方案。一方面,可以参考国外的成功实践,采用分阶段递进的方式稳步推动漂浮式风电技术发展; 另一方面,还可汲取国外样机工程项目的经验教训,通过技术创新来缩短研发周期,在工程技术层面实现海洋工程基础设施与风力发电机组的高效整合与深度匹配,以保证整体项目的技术先进性和可行性。
中国南海环境较为复杂,相对于西非、北欧、巴西等区域,存在台风/飓风、内波、涌浪和冬季风等恶劣天气。这些恶劣环境条件给漂浮式风电基础构成极大的技术挑战。另外,中国沿海的船坞港池水深较浅,不利于漂浮式风电基础与大兆瓦风电机组的码头集成及拖航。这就意味着需要发展自主创新技术解决方案和关键设备设施国产化研制,以应对漂浮式风电发展面临的特殊挑战。漂浮式风电基础、系泊系统、安装费用约占总费用的70%～80%,突破漂浮式风电低成本平价开发的关键技术要从新方法、新材料、新设计和新技术等方面入手,主要面临的技术挑战包括:大容量漂浮式风力发电机组、低成本漂浮式风电基础平台、新型系泊系统国产化研制、动态缆系统研制、高效建造安装施工模式和智慧数字化运维等。
针对大容量漂浮式风力发电机组重量大、可靠性低、浮式基础运动适应性差等复杂系统痛点问题,需要从大容量漂浮式风电机组轻量化高可靠性设计及制造技术研究、先进材料开发与应用、适应漂浮式基础动力学特征的风电机组控制器开发及控制策略优化研究[27]、闭环控制系统结构设计及整体协同控制技术研究、大容量漂浮式风机与浮式基础一体化建模与仿真设计研究等漂浮式风力发电机组面临的突出问题,持续开展更大容量的发电机和更高效转子叶片,以提高单位面积产生电力; 使用轻质高强度材料,以便轻量化并增强结构强度; 开发先进的控制系统,实现对漂浮式风电机组的精准控制,包括偏航、俯仰、功率调节等,以最大化能量捕获并确保机组运行高可靠性开发适应中国深远海恶劣海况的、低成本、高可靠性漂浮式风力发电机组。近年来,中国风电机组技术研发和迭代升级进程显著加快,单机容量屡创新高,陆上风电成功进入10 MW级别时代,海上风电顺利跨入18～20 MW大容量区间。整机厂商明阳智慧能源集团股份公司、金风科技股份有限公司、中船海装风电有限公司、中国东方电气集团有限公司等与国际龙头维斯塔斯风力技术公司(Vestas)、西门子股份公司(Siemens)、通用电气公司(GE)等相比,风电机组技术性能、设计及质量已无差异,但是大型化海上漂浮式风电机组设备长期运行可靠性还需要进一步验证,从产品研发、样机示范到批量化生产制造都需要不断迭代完善。3.2 低成本漂浮式风电基础平台
浮式基础是漂浮式风电的核心,其支撑着上部风机并通过锚固系统与地基相连,在服役过程中承受着多源荷载激励,其稳定性与可靠性是保障风电机组安全高效运行的关键。目前,发展低成本漂浮式风电基础平台需要面临的突出问题有:设计流程不合理、设计规范不完善导致冗余度较大; 结构型式复杂、制造工艺复杂; 制作材料成本高且波动较大等。当前适用于中国海域的漂浮式风电基础设计仍然不成熟,目前漂浮式风电基础设计中借鉴了很多油气平台设计经验,存在着过于保守等缺点。由表3可以看出,“三峡引领号”“扶摇号”“海油观澜号”和“国能共享号”风电基础单位用钢量分别为790、677 、545和1 000 t/MW,均远大于科技部最新重点专项300 t/MW的要求。通常在设计中大多以塔基作为数据交界面来进行浮体设计,进一步放大了荷载,导致风机基础用钢量增加。要研发适应中国复杂海况条件、低成本、高可靠性漂浮式风电基础平台,对于漂浮式风电基础平台的总体性能、系泊系统、结构强度及疲劳分析等需要在传统海洋工程浮式结构物研发基础上,考虑空气动力和结构动力的耦合影响[28-31],结合漂浮式风机设计荷载的具体要求,开展漂浮式风电基础平台与风电机组一体化耦合迭代设计分析工作,并力争形成漂浮式风机基础平台设计方法流程及相关标准规范。同时,通过简化漂浮式风电基础平台结构设计、降低材料成本和减少制造工艺的复杂性。可以采用模块化设计,利用标准化的零部件和材料,以降低漂浮式风电基础平台生产和组装成本。优化漂浮式风电基础平台设计,以减少材料使用量和制造成本。同期国内外部分漂浮式风电设计方案中选择具有良好抗腐蚀性和耐久性的混凝土作为主要材料[32-34]。混凝土具有成本低、可塑可模性强、耐腐蚀、成本波动稳定等优势。通过批量化制造材料和组件,提高供应链效率,大规模、批量化建造漂浮式风电基础平台以获得更低的成本,实现规模效益,降低度电投资成本。可见,低成本漂浮式风电基础平台研发需要从多个角度综合考虑成本降低的策略,综合考虑设计创新、规模效益、新型材料应用等可以有效地降低漂浮式风电基础平台的成本。3.3 新型系泊系统国产化研制
系泊系统为漂浮式风电提供了回复刚度,把风电基础与风机所受荷载通过系泊链传递至地基,将其限制在一定范围内运动。悬链线式系泊与张紧式系泊分别是2种传统的系泊类型,前者通过锚链重量提供回复力,后者通过自身弹性提供回复力。相比于传统的海床固定式风电场,漂浮式风电系泊系统可以更灵活地选择安装位置,使得风电场可以进一步扩大到更远离海岸线的深水区域。深远海区域往往有更强大、稳定的风力资源,这样能够提高整个风电场的装机容量,同时减少与航道、渔业等冲突的可能性。目前国内已建成漂浮式风电示范项目均采用了悬链线式系泊,尚有面临需要解决的问题:系泊系统成本约占总成本20%～30%,存在很大降本空间; 当考虑到漂浮式风场规模化开发时,悬链线式系泊存在系泊半径长、海底缆绳交叉等问题; 与传统海洋工程相比,漂浮式风电基础倾向于采用不同材质的系泊缆、锚基础和张紧设备,搭配成为经济的海上安装方案[35-36]。为了适应海上漂浮式风电低成本开发要求,国际上已出现相关新型系泊系统产品,但是国内仍采用传统的锚机、钢缆、桩锚等设备作为开发漂浮式风电的系泊系统装备。因此亟需联合国内优势企业,开展更加适应漂浮式风机低成本特点的新材料聚酯缆的国产化应用研究、新型国产化大抓力锚、在线张紧器等系泊系统关键部件国产化技术攻关,解决国产化关键技术难题,形成设计、制造和测试技术体系,打造适应中国漂浮式风电国产化完整供应链,降低系泊系统设备成本及安装费用,支持中国漂浮式风电行业的高质量发展。3.4 动态缆系统研制
全球海上风电单机装机容量不断增大及规模化发展,大截面、高电压的漂浮式风电动态缆已成为发展趋势。目前,漂浮式风电动态缆以35 kV为主,部分漂浮式风电动态缆等级要达到66 kV[37-38],未来甚至会出现132 kV高压动态缆。中国首个深水漂浮式风电“海油观澜号”采用35 kV动态缆系统,在国内首次实现了附着式管缆系统和漂浮式风电动态缆系统的创新开发模式,为中国提供了海上风电产业与海上油气产业融合开发的新发展模式。海上风电动态缆系统研制需要面临的突出问题包括设计挑战、材料耐久性、传输稳定性、经济成本控制等。动态缆要承受恶劣的风浪流环境、盐雾腐蚀、水下生物附着等,会影响漂浮式风电动态缆系统长距离、大水深中提供电力传输解决方案的可靠性[39-40]。动态缆系统设计要考虑漂浮式风电运动特性、水深、波浪等影响,确保其长度、重量、弯曲度等参数合适,通过高效材料、优化设计和技术迭代来减少这些损失是重要的研究工作。因此,电缆材料需要具有优异的耐腐蚀、耐磨损性能,还要能承受较大的机械和电气应力。动态缆厂商需具备并提高动态缆系统设计、生产、测试、安装一体化能力,进行技术迭代,发展动态缆半定制化设计代替全定制化设计,优化海上油气田开发动态缆系统设计冗余度。成本控制同样是漂浮式风电动态缆系统的核心问题,其成本显著高于静态海缆系统,通常缆体高出20%～30%,附件和安装均高出一倍以上。在保证性能和可靠性的前提下降低成本,降低整体设计成本和认证费用,有效平衡系统风险和开发成本。这些都是海上风电动态缆系统研制中需要克服的关键问题,需要科研机构、制造商和运营商共同努力,通过技术创新和经验积累来逐步解决。3.5 高效建造安装施工模式
漂浮式风电高效建造安装施工需要面临的突出问题包括技术创新与标准化、大型设备运输与安装、施工窗口限制、工程质量及成本控制等。漂浮式风电技术正在快速发展,更大容量、更长叶片的风机不断出现,这对建造安装施工提出了更高的技术和工程要求[41]。目前,中国已投产漂浮式风电项目建造、集成安装均采用传统海洋工程模式,在船坞或者码头建造漂浮式风电基础平台,下水后在码头集成安装风机机组后,湿拖至漂浮式风电作业海域。但是,这种传统施工模式仅适用于单台样机示范,无法适应今后高效规模化漂浮式风场建造和安装的速度要求。为了实现漂浮式风电规模化建造安装,就要对施工模式进行技术创新,将漂浮式风电平台分解为不同的模块,在工厂中预制模块,减少现场制造工作,考虑标准化的漂浮式风电平台设计,以便在不同项目中重复使用,形成高效建造安装新模式。漂浮式风电项目的投资成本高,施工效率和质量直接影响到项目的经济效益,提高建造安装施工的效率可以降低单位千瓦的建设成本。另外,由于海洋环境的不确定性,海上风电施工通常只能在特定的窗口期内进行,这限制了施工进度和效率,就要优化物流全过程,设计模块化的组装方式,同时进行多个组装步骤,使各个组件可以容易地运输到施工现场,合理规划物流,减少运输时间和成本。搭配使用数字化技术来进行漂浮式风电项目管理和监控,以实时追踪进度、资源分配和质量控制,提前进行风险评估,制定应对计划,确保漂浮式风电高效施工在面临挑战时能够及时做出调整,从而提高项目的效率和成功交付的可能性[42-43]。3.6 智慧运维安全保障
海上漂浮式风电运维成本约占整个项目全生命周期总成本的20%以上,提高运维效率、降低运维成本是实现漂浮式风电平价上网的关键[44-45]。海上漂浮式风电运维工作主要包括浮式风电运行管理、浮式风电检修维护、浮式风电监检测、安全管理、技术培训、作业保障支持、智慧新能源管理平台支持、技术改造等工作。目前,中国海上漂浮式风电运维还处于相对落后的状态,海上风机工作环境恶劣、故障率高,运维作业受海洋及台风影响,有效作业时间短。漂浮式风电智慧运维需要面临的突出问题包括登乘交通方式、维修与更换困难、待修停机损失大等。海上漂浮式风电运维登乘是现阶段面临的一个重要挑战,登乘方案主要包括登乘栈桥、人员转运船(crew tansfer vessel,CTV)运维船顶靠、吊篮、直升机等方案。考虑到人员安全性为首要前提,不推荐采用吊篮和直升机的登乘方案。而且,漂浮式风电装备通常布置于深远海,海洋环境相对浅水较恶劣,传统顶靠式CTV运维船与漂浮式风电基础的相对运动较大,主要考虑具备运动补偿系统的登乘栈桥或者CTV运维船顶靠方案。同时,以海上油气设施周边集中开发项目的生产运维模式统筹推进海上风电与油气勘探开发融合,充分利用油气田船舶、直升机等资源,推进海上风电共享经济的船舶、库房和人员等运维资源模式,高效应用智能监测、检测技术,设置风机数字孪生、精细化天气预报及风功率预报系统等,保证海上风电项目收益的同时,提高海上风电生产运维工作的安全保障。鉴于中国独特的海洋环境、港口码头状况和风电产业链情况,无法简单地复制国际的漂浮式风电商业化项目和技术,因此要借鉴国外成熟的漂浮式风电商业发展模式,结合国内漂浮式风电发展行情特点,量身定制符合本土特点的发展策略,探索并发掘更适宜中国深远海漂浮式风电技术发展路径。中国预期在“十四五”末基本掌握深远海漂浮式风电工程技术,实现大兆瓦深远海漂浮式海上风电开发,同步探索海上风电多能互补技术; 在“十五五”末全面掌握深远海漂浮式风电工程技术,实现深远海漂浮式海上风电场平价规模化开发; 在“十六五”末实现深远海漂浮式海上风电多能互补规模化商业化开发,引领漂浮式风电行业的高质量发展。在国内已建成投产漂浮式风电示范项目的基础上,瞄准国际先进高水平,持续研发设计适用于中国深远海抗台型大容量漂浮式风电基础型式,研发适用于大容量风电机组的新型漂浮式风电基础及复合材料、新型系泊缆材料、新型锚基础、国产化系泊连接部件、国产化动态电缆、主动压载系统工程样机等关键产品以及海上高效建造、安装技术,实现漂浮式风电低成本平价化开发利用,推动中国深远海漂浮式风电商业化开发。考虑高效集约用海规模化的发展漂浮式风电场,研发标准化设计与模块化建造技术,实现从传统浮体“分段制造—合拢”向“节点—杆段”工厂制造、码头快速拼装集成的制造总装模式转变。通过批量化节点与杆段预制,提高预制工效和质量,规模化、集约化高效建造运输安装,缩短总装场地占用时间,达到综合降低建造成本的目的。围绕降低成本实现漂浮式风电平价开发目标,充分发挥海洋工程经验和优势,组建漂浮式风电产业技术联盟,注重技术转化应用。着力解决海上漂浮式风电面临“深”和“远”的关键问题。积极争取国家经费支持,加大自主投入,重视产业链保障,避免供应环境出现瓶颈,加快推动深远海风电关键装备技术国产化,推进核心部件和设备国产化进程。大力探索海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式,海上风电+新型储能实现绿电替代,降低远海长距离输电成本。创新发展“海上风电+海洋牧场”“海上风电+制氢”“海上风电+海上光伏”“海上风电+海洋能”等新模式新路径,已经成为新能源经济的增长点。以海上油气设施周边集中开发项目的生产运维模式统筹推进海上风电与油气勘探开发融合,推进油气开发资源与风电运维协同发展。海上漂浮式风电是一种创新的风电开发模式,旨在利用更深、更远的海上风资源,摆脱了传统固定式风电对海域水深和离岸距离的限制。随着技术的不断进步,未来海上风电场址布局将逐渐由近海向深远海转变,开发建设规模也由单台漂浮式风电逐步跨越发展成为漂浮式风电场。这种发展模式不仅能够更好地利用海上风能资源,还能够推动风电产业的规模化建设和发展模式升级。此外,未来海上漂浮式风电的发展也将呈现多能融合发展的趋势,推动单一风电品种向多品种、多能互补、融合发展的转型,实现风电与其他可再生能源的深度融合与发展,构建更加多元、灵活且高效的能源供应体系。海上漂浮式风电的发展将为清洁能源领域带来新的发展机遇,为实现可持续能源发展目标作出重要贡献。（本文发表于《中国海上油气》2024年第36卷第2期，编辑：韩丹岫、吕欢欢 海洋油气网公众号授权发布）
