2020年风电项目施工窗口已过半。多方呼吁延迟风电项目并网时间政策迟迟未下发，伴随陆上风电“抢装”临近尾声，海上风电面临的问题也进一步凸显。
据业内人士预测，截止2019年底，我国海上风电已招标未建设项目共计2132.5万千瓦，不考虑疫情影响，预计至少800万千瓦项目将结转至2021年之后。并且，出于定下的“军令状”，开发商将会对已有风电项目资源进行优胜劣汰，不得不放弃部分项目。
当下，保电价、抢补贴项目均在加紧建设中，“时间就是金钱”。如何更有效地减少作业时间，缩短施工工期，高效的施工建设是关键点，业界必须协同配合将各个环节的工作做得更加精细，其中很大部分就包括风机基础选型。在海上风电全生命周期成本中，除风电机组占比33%外，其次便是风机基础，成本占比约23%，远高于陆上风电场的同类比重。
风机基础创新——降本增效利器
近几年，全球海上风电LCOE下降趋势明显。2010至2019年间全球海上风电度电成本下降了 29%，预测2030年最低将至0.354元/kWh，国内风电行业降本增效和电价退坡的压力也愈大。IRENA报告显示，2019年我国海上风电LCOE在0.6元/kWh以上。据业内权威人士测算，目前我国已投产海上风电项目单位千瓦投资成本为15700元/kWh，若想达到平价，项目投资成本需降低40%，发电小时数也需要同步提高。
几大沿海地区海上风电投资成本
随着新政出台，2022年海上风电国补即将退出，使得海上风电降本压力陡增，行业焦虑更甚，迎来了新一轮“抢装”。而产能缺口加大、风机大型化关键部件技术受制国外、专业风电用船短缺、作业窗口期短、技术水平要求高等问题都成为海风项目开发的掣肘。
海上全年可作业窗口期分析 来源：《风能》
相对于其他海上风电建设要素来讲，支撑结构和基础因为建设边界条件比较复杂，调整的余地和压缩的空间比较大，已成为降本增效重要环节。当前我国已成功开发和应用了多种适合国内复杂建设环境条件的风机基础结构型式，目前应用比例最大的是单桩基础，技术越来越成熟。其中无过渡段单桩，规避了灌浆料失效风险，约降低15%材料及施工费用，可节省8-10天海上作业时间，提高施工效率；桩筒复合基础在与单桩基础等用钢量条件下，可降低法兰面倾斜率16%、泥面处37%。
复合吸力筒、单柱吸力筒、桩基导管架和吸力筒导管架开始初步应用。对于浅层有岩层的海域，嵌岩桩费用较高。筒型基础利用负压吸力、无需大型打桩锤，海上施工简便，具有抗倾覆承载力高、节约钢材并可重复利用等优点，是近年来我国海上风机基础实践的一个方向。
吸力筒基础结构示意图 来源：《风能》
2020年3月，广东阳江阳西沙扒二、三、四、五期海上风电项目基础制作和施工招标公示，标志着吸力式筒型基础开始在我国广东海上风电落地应用。
随着已开展前期工作和建设的近海资源区域饱和，未来我国海上风电开发面临的工程地质更为复杂，向南福建、广东等浅覆盖层，北部辽宁海冰，高地震烈度区均有涉及。在未来海上风电开发中，面对2021年并网压力和复杂地质条件、台风工况等，技术创新，产业链协同是降本增效之所必需。
海上风电开发——进军深远海
10年间，我国海上风电从无到有，从滩涂到近海，风电机组大型化，风场连片规模化发展同时，也已经开始走向深远海。在海上风电全生命周期，不同工程地质、风资源、海洋水文等环境前提下，基础将为风电机组提供至少25年的关键支撑。
据此前《收藏 | 海上风电开发基础选型先行》一文系统介绍，单桩基础&重力式基础适用于30m以内水深，导管架基础更适合20-50m水深，吸力筒基础适合30-60m的海域，而超过50m以上则是漂浮式基础最优。
来源：《风能》
全球漂浮式风电项目基础型式占比 来源：千尧科技
水深60m是业内公认的近海和漂浮式风电的临界点，但过深的海水无疑会增加投资建设成本，选用何种风机基础形式将影响到项目的整体投资金额。
随着我国海上风电开发涉足深远海域，风机基础的选型研究探讨也“提上日程”。前不久，国内首个——三峡广东浮式海上风电平台全耦合动态分析及其装置研发试验样机工程招标受到业界广泛关注，涉及1台5.5MW风机的半潜式基础平台建造、运输，风电机组设备及塔筒安装等。试验样机工程计划2020年8月1日前开工，2021年7月31日前完工。
作为海上风电最关键结构之一，合理的基础型式不仅能降本、提升收益率，促进高效施工，同时也能保证项目的安全性和可靠性。2020年2月28日，全球首个单桩-吸力筒基础海上风机示范项目——德国北海的Deutsche Bucht项目由于技术问题停工。3月17日，该公司正式对外宣布，选择永久放弃这两台新型基础的试验项目，这也警醒了我们风机基础技术创新的重要程度。
无论是当下2021年前抢工期，亦或者抢装潮后&深远海风电开发布局，基础选型都是开发商不容忽视的重要一环。
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