丹麦是全球发展海上风电最早的国家之一，拥有丰富的开发经验。日前，丹麦能源署（Danish Energy Agency）发布报告，全面介绍了该国海上风电发展的相关经验，具有重要借鉴意义。本刊分两期刊登该报告，以飨读者。
主要经验
做好开发的准备工作，为企业提供初期调研结果。这有助于开发企业在规划项目前对场址有充分的认识，也有助于投资商计算出成本电价，而非预估生产电价。
如果开发企业能够确定，一旦风电场建成即可以投入运营，那么海上风电成本将可能降低。
为投资、规划和建设者提供一站式服务，即只与一个政府机构对接。
在投资商设定电价之前，由政府部门牵头，对指定开发区域开展包括环境影响评价在内的所有前期调研。这样做，使得计算电价的时间推迟了，十分接近与供应商签订合同的时间，可大大降低市场电价波动的风险。
基本情况
1991 年，丹麦建成全球首个海上风电场——Vindeby 海上风电场，共安装11 台风电机组，单机容量450 千瓦。随后又开发了一系列小型示范项目， 以及Horns Rev I 和Nysted 两个大型海上风电场，装机容量分别达到16 万千瓦和16.5 万千瓦。
目前，丹麦接入电网的海上风电装机容量达到130 万千瓦，仍为全球主要的海上风电开发国之一。
海上风电场运行水平和电价
在丹麦，风电场的建设和运营权往往通过竞标决定，中标电力公司的发电成本则体现为每千瓦时发电量的上网电价。
比如Horns Rev II 风电场，丹麦企业东能源以0.52 丹麦克朗/ 千瓦时的上网电价中标特许经营权，该电价适用于10TWh（100 亿千瓦时）发电量（相当于约50000 满负荷运行小时）。其后生产的电力则必须执行实时市场电价。R?dsand II 项目的中标企业是瑞典E.ON AB，中标电价为0.63 丹麦克朗/ 千瓦时，适用于10TWh（100亿千瓦时）发电量（相当于约50000满负荷运行小时）。Anholt 项目的中标电价为1.05 丹麦克朗/ 千瓦时，适用于20TWh（200 亿千瓦时）发电量（相当于约50000 满负荷运行小时）。
2015 年初，Vattenfall 以0.77丹麦克朗/ 千瓦时[ 前20TWh（200亿千瓦时）发电量] 的电价赢得了Horns Rev III 项目的特许经营权。这一电价显著低于Anholt 项目，被视作在面临各种挑战的北海地区的标杆性电价。
2016年 , 丹麦又进行了两轮竞标。第一个项目是35 万千瓦的2 个北海近海项目，Vattenfall 以0.475 丹麦克朗/ 千瓦时[ 前17.5TWh（175 亿千瓦时）电量] 的电价中标，明显低于《能源政策协议》预期的0.7 丹麦克朗/ 千瓦时。
第二个招标结果于2016 年底揭晓，位于波罗的海的KriegersFlak项目再次刷新了海上风电电价纪录，Vattenfall 以0.372 丹麦克朗/ 千瓦时的电价赢得30TWh（300 亿千瓦时）电量合同。
海上风电场规划
丹麦转向海上风电开发的一个主要驱动因素在于，陆上风电场址可用的土地资源不足，但其广阔的浅海水域有着丰富的风资源。自1991 年起，在充分考虑了发电量及积累的经验后，丹麦政府开始有意识地在东、西部海域部署了大型海上风电场。
1985 年，丹麦政府要求两家大型垂直一体化（即拥有发电、输电/ 配电所有权）的电力公司建设大型海上风电场，以积累相关经验。
此举的另外一个目的是研究大型海上风电项目对环境的影响。为此，针对风电场的环境监测项目也同期开展，包括调查各种海上状况，即不同盐度、洋流和潮汐，不同物种所在地、栖息地及对迁徙模式的影响等。所有信息均以英文向公众披露。
通过开发丹麦东、西部的两个试点项目，电力公司履行了其建设海上风电场的义务。试点项目分别位于北海和波罗的海，也有助于丹麦获取东、西部输电网在以下两个方面的经验：处理海上升压站平台的并网问题；电网系统运行，即应对风电的间歇性。
大型海上风电场往往远离主要负荷中心，且被并入人口稀少地区的输电网。其产生的电力必须能够长距离地输送出来。在确定场址时，需要利用空间规划方法，同时考虑并网线路及其他相关方面。
在2007 年发布的“富有远见的丹麦能源政策2025”中，丹麦政府制定了通过风电开发战略规划增加风力发电量的目标。战略规划包括为丹麦风电发展制定良好的空间规划框架，推广陆上和海上示范试点项目，起草海上风电基础设施规划。
一、海上风电场海洋空间规划
尽管是一种颇具吸引力的替代能源，但海上风电开发应基于全面、审慎的规划。
在建设风电场时，必须考虑所在地的自然和人文环境。因此，有必要利用规划系统来显示海洋空间承受的压力程度。规划中的很重要一点是，识别众多的海洋相关利益，并尝试减少相关影响。这是确保在尊重环境与其他海洋用户的同时，恰当进行海上风电场选址的唯一途径。
1995 年，丹麦成立了海上风电空间规划委员会，由丹麦能源署领导，成员包括各政府部门，分别负责自然环境、海洋安全及航海、海洋资源开采、视觉规划及电网接入。委员会还具备风电机组、基础和电网等技术领域的专业知识，工作重点是确保海上风电场及相关输电网发展的规划和协调。
委员会检查海上风电送出工程的工程、经济和规划方案，及对电网的影响，定期从其他用海方及相关海洋用途的角度评估海上风电场的选址。委员会负责为海上风电场选择适当的场址，即在确保充分利用海上风能的同时，尽量减少对自然及其他海洋用途的影响。在找到合适区域后，这些场址将被预留下来用于建设海上风电场。
在实际工作中，委员会利用地理信息系统GIS 绘图。图中标示了每个政府主管部门的预留区域，如帆船航线、环境保护区域、海底电缆等。将这些地图进行重叠整理，就会得到一幅无用海冲突的区域图。再按照离岸距离、风速及水深等因素评估海上风电预留区域和风电场的场址。
海上风电空间规划委员会高度重视海上风电发展与输电网的规划和协调扩展，力求以最好风资源及最低建设成本来获取潜在最大经济效益。
随后，委员会将与其他海洋主管机构及相关城市讨论拟议场址。如果所有主管机构同意场址规划，相关提案将被提交至听证会。如有必要，相关邻国也可以召开听证会。
1997 年、2007 年、2011 年及2012 年，海上风电空间规划委员会按以上流程开展了几次规划。
二、原规划活动——1997年行动计划
1997 年发布的《海上风电场行动计划》建议在几个区域集中开发大型示范项目，以展示大型风电场对环境和电网的影响。
该计划筛选出了未来适合建设海上风电场的5 个区域，它们的选择主要基于前两个小型试点项目（Vindeby和Tun?）的经验及政府委员会的工作建议，其中包括风速测量、水深绘图、沿海景观的视觉影响及对其他用海相关方的评估。
这一行动计划的目标是：调查经济、技术和环境问题，加速海上风电开发，以开辟特定的未来风电场建设区域。
由于与帆船航线等其他用海需求冲突，及可能对某些物种产生不可接受的环境影响， 有3个规划区域随后被排除。对于剩余的两个区域：Horns Rev 和R?dsand（Nysted），丹麦政府发起了一项综合环境测量和监测项目，以调查施工前、建设中和竣工后的环境影响。
三、2007年及2011年的海洋空间规划
2007 年4 月，丹麦首次发布《2025年未来海上风电场选址》报告。海上风电空间规划委员会详细分析了23 个具体的可能选址（每个场址为44 平方千米）。
由于桥梁、管道、港口及捕鱼配额等新增用海需求的出现，导致海上风电场开发的框架条件处于不断变化中，选址也是一个动态过程。2011 年4 月，丹麦对该选址报告进行了更新。
报告中标出了许多海上风电开发规划区域，可容纳总装机容量为4200MW 的海上风电建设，约占丹麦用电量的50%。目前已有多个场址正在建设大型风电场，如Horns Rev III（40 万千瓦） 和Kriegers Flak（60万千瓦）。
四、2012年近海风电场址规划
由于近海风电场的预期成本低于远海风电场，丹麦政府启动了一项规划，寻找最适合的近海风电场址。
2012 年，海上风电空间规划委员会公布了规划活动的结果，共选出15个近海风电场址，均可装机20 万千瓦。这些场址都接受了战略性环境评估，防止将来与环境和自然发生冲突。
五、风能资源分布测绘
风能资源是影响风电场收益的最重要因素，因此，丹麦的风电规划往往特别关注风能资源分布的测绘。
20 世纪80 年代以来，这类测绘工作一直被纳入国家和地区层面的风电规划过程。1999 年，丹麦发布了全国风能资源分布图。在进行风电规划中，该分布图可用于评估某一特定区域的风能资源潜力，以按照战略性环境框架或评估研究，筛选出潜在的风电开发区域。
与此同时，风能资源分布图也能够为开发商提供风速预测，帮助其计算风能资源的可开发量。此外，风能资源分布图还可帮助输电运营商应对变化的风力发电，为长期电网规划提供信息参考。
六、重要经验
在指定海上风电项目区域时，应该进行全面的筛选和规划。
在筛选合适的场址时，必须充分考虑风况、水深、并网方案、海底状况、海洋生物等因素。
与所有用海部门的相关机构进行磋商，避免未来的利益冲突。
在规划中至少应考虑航线、环境敏感区、捕捞区域、资源和开采等利益冲突点。
在规划流程的初始阶段，牵头的政府部门有必要推动所有受影响的利益相关方参与，这将确保各方意见得到充分反映。
作为环境影响评估要求的一部分，在要求进行成本高昂、十分耗时的分析前，先对完成评估、且已公开披露的环境影响研究结果进行讨论。
考虑建立环境影响评估总体框架。（未完待续）
