原标题：【聚焦海上风电】福建新能研发中心举办“海上风电新标准与新技术交流会”

  在水电水利规划设计总院与福建省发展和改革委员会能源发展处的指导支持下，3月22日，三峡集团上海院为第一大股东的福建省新能海上风电研发中心有限公司(以下简称“研发中心”)与中国电建西北勘测设计研究院有限公司、中国电器科学研究院有限公司共同举办了《海上风电场风能资源小尺度数值模拟作业规程》编制大纲评审会暨“海上风电新标准与新技术交流会”。国内海上风电领域的多家设计、施工、运维、装备生产单位，以及福建省海上风电各大投资方等约30家企业参会。会议由水电总院新能源部张佳丽副处长主持，福建省发改委能源处张直东副处长出席会议。

  研发中心向参会代表介绍了近期重点研究课题与创新应用技术，主要有福建省复杂地质超大直径嵌岩单桩关键技术探讨研究、超高性能混凝土材料在海上风电场的应用研究、海上风电智能监控平台方案研究、海上风电移动测风平台、抗台风型海上风电机组测试评价关键技术等，参会代表予以充分肯定，多家风电投资方表达了对新技术浓厚兴趣。其他标准主编单位也介绍了各自情况与风电技术科研实力、成果等，会议评审通过了研发中心与西北院共同主编的《海上风电场风能资源小尺度数值模拟作业规程》编制大纲。

  会上，举行了“工业产品环境适应性国家重点实验室海上风电(福建)中心”的授牌仪式。

  张直东副处长充分肯定了此次会议对福建省海上风电发展的推动作用、研发中心整合各方优势联合攻关的模式与阶段性成果对行业发展的意义，他希望行业各方尤其是风电投资方加强与研发中心的科研合作，共同推进福建海上风电健康有序发展。

  本次会议的顺利召开，使主管部门与行业相关方进一步了解与认可了研发中心的科研实力与整合能力。研发中心将遵循政府指导精神，加强凝聚各界共识，整合行业资源，加快建设国家级海上风电“研发中心”、“测试中心”、“认证中心”，促进海上风电行业健康有序发展。

  国电舟山普陀6号海上风电场项目是国电电力首个海上风电场项目，规划总装机容量25万千瓦，计划于2018年正式竣工投产。3月27日，国电电力党委书记、副总经理许明军来到国电电力浙江舟山海上风电开发有限公司，为该公司干部员工上了一堂严肃的安全教育课。

  3月20日，国电电力组织安全专家组对舟山公司配套码头施工现场、计量站场平施工现场和海上风电场进行了全面、细致的检查。当晚，该公司召开紧急会议，对现场查出的问题做全面梳理，并制定了整改措施。21日，该公司对照问题清单逐项进行停工整改：规范配电箱的安装;危化品的保管堆放;在基坑周围设置安全围栏;对旋转机械加装了防护网等。经过4天紧锣密鼓的整改，17项整改措施逐项落地。

  在听取了该公司专题汇报后，许明军对该公司提出要求：“安全是一切工作的基础，要切实提高认识，格外的重视安全，切切实实抓好春季安全大检查问题整改，夯实安全管理基础，加强员工的安全意识教育，加强过程管理，打造‘本质安全型’项目。安全检查和整改一定要杜绝宽、松、软的侥幸心理，对不安全、不文明的行为采取零容忍、严查处、硬考核的强硬态度，并且要从教训中汲取经验，举一反三，持之以恒!”

  遵照许书记的安全嘱托，舟山公司没有局限于专家提出的问题，在严肃整改17项安全风险隐患的基础上，又开启了更加严格的自检程序：安全教育是不是到位，安全交底是否具体，安全资质是不是具备，安全责任是否落实，现场安全防范措施是否完备……

  “安全工作只有起点，没有终点，这次现场安全检查暴露了公司安全管理中的一些薄弱环节，同时也给我们敲响了警钟。我们肯定要吸收专家的经验，敬畏规范、敬畏规矩，打造自己的免疫系统!”舟山公司安健环管理部的黄主任会后深深感慨。安全出海警示教育室的建立、员工安全习惯的养成教育……还有很多工作都在等着他。

  3月20日，中国能建中电工程东北院编制的《三峡新能源大连市庄河III(30万千瓦)海上风电项目接入系统模块设计》及无功专题报告顺利通过国网经研院的评审。

  三峡新能源大连市庄河III(30万千瓦)海上风电项目是东北地区第一座开展前期工作的海上风电项目，现已列入国家海上风电开发建设规划。该项目是东北院承担的第一个海上风电接入系统模块设计任务，也是首次开展海上风电无功专题研究。

  该项目顺利通过评审，有助于东北院在未来承揽更多的海上风电设计任务，进一步拓展设计领域。

  海上风电是我国全力发展的可再次生产的能源产业。国家能源局印发风电发展“十三五”规划指出，到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上;风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。与陆上风电相比，海上风电设备受到复杂的海洋天气特征情况影响，服役环境更为苛刻，材料设备面临的腐蚀问题更为严重，带来的后果与损失不容忽视。为了全面科普海上风电的腐蚀防护知识，了解海上风电环境耐久性的有关技术，记者特邀工业产品环境适应性国家重点实验室常务副主任揭敢新做相关解读。

  揭敢新，教授级高级工程师，享受国务院政府特贴专家，长期从事包括海上风电测试与评价技术、腐蚀防护技术探讨研究在内的产品环境适应性技术探讨研究与服务，负责组织我国特殊环境风电设备技术方面的要求系列标准制定工作。

  记者：海上风电是国家积极倡导的可再次生产的能源，海上风电的腐蚀防护研究对海上风电的发展有怎样的意义?

  揭敢新：有研究表明相对于陆上风电，海上风电维护成本高出许多，据不完全统计，就钢结构涂料而言，海上风电维护成本是前期投入成本的八到九倍。而电器设备相对精密，如果出现故障，很难做维修，严重时甚至需要全部翻新，其环境失效维护成本更是不可预估的。因此非常有必要对海上风电环境耐久性关键技术进行研究，重点解决关键技术难题，从而提升产品服役寿命，减少风力发电因停机故障而造成的间接经济损失，节约运行过程中人力物力维护成本，增长效益。

  记者：我国海上风电的发展主要分布在哪些区域，在不同海域的风电场，材料的服役环境有什么特点?

  揭敢新：近年来，我国现在大规模发展海上风电大多分布在在江苏、浙江、福建、广东等省的近海海域，这些地区主要为亚湿热或湿热海洋环境，该类地区海上风电设备长期服役于高温、高湿、高盐分的海洋环境，腐蚀环境和条件更为苛刻恶劣。而由于我国缺乏针对湿热海洋环境的腐蚀技术探讨研究及前景基础数据积累，极易导致风电设备在湿热恶劣环境下服役时，海上风电塔筒、叶片、导管架支撑结构等主要结构件有可能会出现腐蚀问题，主要结构件的腐蚀隐患将会给海上风电设备带来灾难性的安全事故。

  揭敢新：海上风电设备主要会受到盐雾、温度、湿度等外因的影响，其所面临不同的海洋腐蚀环境较为复杂，海洋腐蚀环境可分为大气区、飞溅区、潮差区、全浸区、海泥区等区域，不一样的区域面临的腐蚀因素也存在一定的差异。一般来说，装备或材料在飞溅区由于长期经受干湿交替、太阳辐射、盐雾等综合作用，其腐蚀最为严重。不同海洋环境区域的腐蚀影响因素及腐蚀速率大不相同，因此就需要对各个区域风电机组的腐蚀给予不同的重视并采取更有明确的目的性的措施。

  对海上风电机组的腐蚀监测最重要的包含两个方面：(1)腐蚀环境条件监测分析，主要是分析风电机组内外温度、湿度、盐雾等环境条件数据，通过标准材料挂片评估海上风电机组机舱、塔筒、机组内外腐蚀严酷程度。(2)腐蚀行为检测分析，主要是对机组腐蚀问题进行现场定期评估，最重要的包含：防腐蚀涂层光泽、色差和粉化数据、腐蚀现象拍照记录，电器设备绝缘电阻测试等。结合环境条件数据和机组腐蚀行为检验测试的数据，剖析发生腐蚀的原因，并提出针对性改进措施。

  海上风电场的防腐尽管可以在很大程度上参考海洋平台现有的防腐经验，但是两者之间也有不同。海上风电场是无人居住的，并且严格限制人员的接近。海洋平台上的防腐蚀涂层更容易进行有计划的检查和维修，受到腐蚀时可以每时每刻修补，而海上风电场很难做到这一点，维修费用极高，后续维护费用是其成本的7倍以上。对海上风电机组钢结构腐蚀应更加重视，特别是外露于海洋大气和飞溅区中的部位。正常的情况下，大气区结构件采取涂料保护或热喷涂金属保护，如：大气区钢结构一般都会采用环氧富锌底漆(含锌≥80%)、环氧云铁漆、聚氨酯面漆(或者聚氨酯+氟碳双重面漆)三层涂层体系;飞溅区钢结构一般都会采用玻璃鳞片漆、环氧耐磨漆双层涂层体系;全浸区一般都会采用玻璃鳞片漆、环氧厚浆漆双层涂层体系，并采取牺牲阳极进行协同防腐。

  此外，目前风电行业往往主要关注海上风电结构件腐蚀，对电器设备腐蚀问题缺乏系统性认识和解决方案，一般来说，海上风电机组关键电器设备易受盐雾的侵蚀，电器设备故障率会明显上升，考虑海上风电电器设备种类非常之多，重点应从改善电器设备服役环境条件着手，主要措施包括：在提高机舱及塔筒密封性的同时，应增加空气净化防腐系统，去除塔筒、机舱或者集装箱内部的盐雾并且降低空气的湿度。依据塔筒、机舱或者集装箱内部实际空间大小，能确定所需的空气净化防腐系统净化风量，此外，盐雾净化处理应去除90%以上海洋环境中独有的腐蚀性盐分颗粒。

  记者：近年来虽然国内外在海上风电设施防护方面取得了重大进展，但仍存在纰漏问题，请您谈谈有哪些亟待解决的重大科学问题?

  揭敢新：恶劣的海洋气候环境，高温、高湿、空气中的腐蚀性物质、盐雾和各种霉菌对设备具备了极大的破坏性，直接影响了设备的导电、磁导、电感、电容、电子发射和电磁屏蔽等参量的改变。同时随着高科技电器设备向系统化、综合化、智能化的发展，要求设备能全天候高可靠、抗干扰地适应任何恶劣环境的使用，因此防潮湿、防霉菌、防盐雾是研制海洋环境下电器设备的重要任务之一。

  揭敢新：目前来说，国内外海上钢结构重防腐蚀涂层体系种类繁杂，如何从种类繁杂的重防腐涂料体系中筛选、确定一种符合湿热环境下的海上风电钢结构防腐蚀涂层体系是本项目研究重点工作，而其中最为关键技术难题就建立一套有效适用于湿热环境下海上风电防腐蚀涂层环境耐久性评价新方法。考虑到传统环境试验方法对海上风电防腐蚀涂层来测试评价，一般试验周期较长，例如：盐雾试验一般要超过5000小时，现场试验则更为漫长，同时，难以考核综合外因的影响，大多环境试验仅仅对涂料样品施加一种或者两种环境应力，与现场试验的相关性表现不佳。

  针对传统环境试验方法存在的问题，工业产品环境适应性国家重点实验室通过多年研究形成的涂层环境耐久性评价新方法，考虑温度、湿度、盐雾和太阳辐照等多因素耦合作用，比传统环境试验方法加速比更大，约为3倍以上，成本降低约50%，同时与现场试验结果更加吻合，已采用该方法对近20种大气区和飞溅区钢结构防腐涂料进行筛选，确定了适合湿热环境海上风电钢结构涂层体系。

  揭敢新：在“十二五”期间，我国风电企业在海上风电技术进行了积极探索和技术积累，促进我国海上风电自主技术的持续不断的发展，在“十三五”期间，我国海上风电正处于“项目示范”向“快速开发”的转折时期，我国海上风电装机机组正在向大规模化发展，腐蚀是影响湿热地区海上风电发展关键瓶颈问题，未来我国风电产业要良性发展，我个人觉得应该重视三个方面的工作：

  首先必须围绕降低开发成本、降低运行维护风险等方向大力创新，加大对海上风电主机及其基础设施长效防腐技术探讨研究，确保海上风电防治腐烂的有效时间能够很好的满足25年以上要求;

  第二，为更好利用我国海洋风资源，未来海上风电必然将从浅海逐步往深海发展，海上风电走入深海将面临更为复杂的海洋环境，而目前我国在深海腐蚀这块积累仍旧不够，适用于深海条件的海上风电工程化技术有待探索、完善。

  第三，我国海上风电技术主要源于欧洲技术和标准，相对于欧洲环境，我国海洋环境更为复杂、严酷，在“十二五”期间，我国初步建立针对我国特殊环境海上风电基本性技术方面的要求标准，但长寿命海上风电技术标准体系尚未建立，今后需要加强产业上下游的通力合作，建设符合我国特殊环境长寿命设计的基本要求的海上风电标准体系，推进我国海上风电健康发展。

  后记：开发与利用新能源是我国21世纪的重要能源战略。风能是一种“取之不尽，用之不竭”、环境友好的可持续性能源，已受到了愈来愈普遍的重视，并成为发展最快的新型能源。目前我国风电已进入“百舸争流”时期，但风电设施的腐蚀问题是制约其发展的瓶颈之一。因此，重视海上风电腐蚀问题，突破海上风电环境耐久性关键技术，降低维运成本，打造拥有自主核心的、可持续发展的中国装备，是突破海上风电困境的途径之一。(来源：中国腐蚀与防护网)

  2015年，全球海上风电新增装机容量接近340 万千瓦，总装机容量突破1200 万千瓦。其中，欧洲十一国贡献了超过91%(1103.4 万千瓦)的总装机容量，其余9%装机中的大部分位于中国，日本和韩国也有小规模的海上风电项目。

  英国仍是全球最大的海上风电市场，占全球总装机容量中的超过40%，德国以27%的份额位居第二位。其他欧洲国家中，丹麦占比10.5%，比利时占比近6%，荷兰占比3.5%、瑞典占比1.6%，芬兰、爱尔兰、西班牙和葡萄牙四国 共占比0.5%。中国是欧洲之外最大的海上风电市场，占到全球总装机容量的8.4%左右。其他一些国家也制定了海上风电发展目标。

  2015年，欧洲海上风电新增并网容量为303. 5万千瓦，比2014年增长108%。海上风电占到欧盟2015年风电总装机容量的24%，而2014年这一比例 仅为13%。2015年欧洲净增并网容量中的75.4%(228.24万千瓦)由德国贡献， 是其2014年并网容量的4倍。其余的净增并网容量来自于其他两个国家——英国和荷兰。其中，英国以18.7%的份额位居第二位，并网容量为56.61 万千瓦; 荷兰名列第三，并网容量18万千瓦，市场占有率为5.9%。据报道，2015年全年，有22个海上风电场进行了施工建设，14 个公用事业规模的风电场建设完 工，5个风电场进入施工建设阶段。

  国际可再次生产的能源署(IRENA)认为，更大的风机叶片和更复杂的浮式平台使海上风电场的建设向远海处延伸，远海地区风力更大且发电量更高，海上风电装 机容量在未来十五年内可增长650%。此外，新技术的应用将降低海上风电的装 机成本。基于此，IRENA预测未来海上风电场的平均发电成本将降低57%，从2015年的每千瓦时170美元降至2045年的74美元。

  我国海上风电资源丰富，海岸线万公里，海上可开发和利用的风能储量为7.5亿千瓦，是陆上风能资源量的3倍，开发前景广阔。我国东南沿海、山东半岛和辽东半岛及其附近的海岛、内蒙古北部和松花江下游地区、新疆 和甘肃部分地区的风速一般能超过200w/m2 ,风资源很丰富。根据海上风能资源普查成果，中国5-25米水深的海域内、50米高度风电可装机容量约为2亿千瓦，50-50 米水深、70米高度海上风电开发潜力约5亿千瓦。

  近年来，由于加强科研投入及专业开发设计能力，国内已能生产5兆瓦和6兆瓦大容量风电建设，在海上风电有示范的基础。且专业队伍逐步形成，相关的单位在设备和海上风电施工方面做了大量的技术积累。我国的海上风电项目也逐年开展。以下两表列出了我国已建及在建的海上风电项目。能够准确的看出，我国的海上风电正在慢慢地发展、成熟。

  按照国家能源局颁布《风电发展“十三五”规划》，到2020年底，我国风电累计并网装机容量达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上;风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。按照平均14000元/kw的投资规模，海上风电的市场空间达560亿元!

  海上风电是推动全球风电发展的核心支柱之一。国际可再生能源署发布的研究报告认为，在利好政策刺激下，随技术创新和成本下降的持续，全球海上风电在2030年将实现100GW 的累计装机，甚至有望达到280GW。

  国际可再次生产的能源署(IRENA)日前发布了一份名为《创新应用前瞻：海上风电篇》(InnovationOutlook:Offshore Wind)的报告，对将会驱动海上风电产业加快速度进行发展的相关因素的未来走势进行了研判。报告说明，伴随着技术创新和成本的持续下降，全球海上风电总装机容量有望从2015 年的13GW 激增至2030 年的100GW。

  “海上风电已经具备了作为核心电源来推动未来全球低碳经济发展的条件。”国际可再次生产的能源署总干事阿德南˙阿明(Adnan Z. Amin)指出，“在陆上风电已经在成本上能够与传统电源技术展开竞争的情况下，目前，海上风电也正在引发广泛关注，它具有高度依赖技术驱动的特质。”

  在全球高度关注发展低碳经济的语境下，海上风电有成为改变游戏规则的可再生能源电力的潜质。在国际可再生能源署的这份报告中，开篇即指出，“在人口密集的沿海地区，能够迅速地建立起吉瓦级的海上风电场”，这也使得“海上风电能成为通过经济有效的方式(Cost-effectiveManner)来减少能源生产环节碳排放的重要技术之一”。之所以能够如此，则和它与生俱来的一些特点相关，比如，生产的高度绿色、清洁化，技术进步能够推动成本下降并逐步扩大了其在新能源市场中的份额。自从第一座海上风电场投运以来，海上风电成本的下降幅度超过了30%，其度电成本(LCOE)也从2001年的240 美元/ 兆瓦时(按照当时汇率折算，约合人民币1986 元/ 兆瓦时)降低到了2015年的大约170 美元/ 兆瓦时(按照当时汇率折算，约合人民币1054 元/ 兆瓦时)。此外，海上风电还从陆上风电所取得的成功以及各方格外的重视推动技术进步中进一步受益，这些技术将可以推动海上风电开发成本一下子就下降，并可以使更多海域的风能资源得以开发。

  然而，报告的撰写者们认为，在目前的成本基础上，要想保持海上风电的良好发展势头，还要做好以下几项工作：继续推动成本下降，降低并网的难度，进一步开拓潜在的市场，持续关注环境、健康以及安全等方面的问题。尤其值得一提的是，国际可再生能源署认为，技术创新将会成为推动海上风电成本进一步削减的重要的条件。上述报告中描绘了一些技术创新愿景：

  (1)叶片制造技术和传动系统性能的持续改善。这使得能应用更大型的叶片，相应地提高了单机容量。目前主流在役机组的单机容量为6MW，风轮直径达到150m。运用更大型的机组，可能并不一定会在现有设计的基础上逐步降低单位兆瓦的资本成本，但却能够最终靠提高可靠性以及降低单位兆瓦的基座制造和吊装成本，来降低度电成本。预计到21世纪20 年代，单机容量为10MW 的海上风电机组将会投入商业化应用，而到21 世纪30 年代， 单机容量为15MW 的机组将能进入市场。

  (2)机组吊装的便捷化。机组吊装将会不断趋于简单。通过在港口组装和预调试机组，并在海上一次性完成吊装工作，可以大幅度简化原有的环节。另外一种创新则是预先安装好机组和基座，再通过定制的运输船或者拖轮将其运到指定的机位点。这样一些方面的创新有助于降低吊装成本，并规避健康和安全风险。

  (3)漂浮式基座的发展。漂浮式机组是另外一个将会对海上风电成本下降产生重要影响的创新环节，并有望在2020 年实现商业化。应用该类型的基座，可以使海上风电开发进入到风能资源更好，水深超过50m的海域。在中等水深(30 m—50 m)的海域，相比于固定式基座，漂浮式基座无疑更具成本优势，因为其可以使基座设计标准化，并能够最大限度地减少海上作业。此外，安装这种基座时还能够正常的使用造价低、现成的安装船。

  (4)输电环节的创新。输电环节也存在诸多可以创新的方面，其中就包括减少海上高压交流(HVAC)基础设施。在输送离岸较远的风电场所发电力时，高压直流(HVDC)方式要优于高压交流(HVAC)方式，因为前者能够大大减少线损以及电缆成本。高压直流输电基础设施成本的下降，将可以为其打开新的应用市场，并使高压直流变电站的互联成为建设国际或者洲际高压交流超级电网的第一要素(First Elements)。

  其他方面的诸多创新也已经具备了商业化的条件。比如，风电场开发环节的创新——优化微观选址技术从而更好地利用风能，减少气动尾流效应以及最优化利用各类海底地质条件，都使得海上风电场的整体布局趋于更加合理。此外，创新还被普遍的应用于运行维护(OMS)环节，报告对这样一些方面也进行了全面、细致的研究。

  这份报告的核心结论之一就是，如果全球经济一直朝着无碳化的方向发展，到2030 年，风电必将成为主力电源。国际可再生能源署认为，海上风电的总装机在2030 年将达到100GW，但若能够从政策层面使可再次生产的能源在全球能源结构中的占比翻番，那么到2030 年海上风电的装机规模有望逐步扩大——风电总装机将达到1990GW，其中海上风电占280GW。

  “海上风电的发展的潜在能力巨大，但要真正将其发挥出来，各国政府还必须加大对技术创新的支持力度，并加强完善相关机制， 以此来降低技术风险和财务成本。” 世界风能协会(WWEA) 秘书长斯蒂凡˙ 辛格(Stefan Gsänger) 表示，“ 国际可再生能源署的这份报告则为我们指明了需要继续努力的方向。

  日前，英国国际贸易部在北京举办“英中海上风电研讨会”，邀请十余家中英企业一同探讨海上风电全球化中的中英合作机遇。其中，包括首次造访中国市场的知名海上风电工程设计企业——英国海德益公司(ODE)。

  在研讨间隙，英国海德益公司商务董事贝安德接受媒体采访时表示，希望将海德益在海上风电的成功经验复制到中国，帮助中国海上风电更好更快发展。同时，也希望寻找有互补性的中国企业伙伴共同进军英国海上风电市场或第三国海上风电市场。

  贝安德表示，海德益在海上风电的三个关键领域积累了丰富的经验，这些经验也是中国发展海上风电急需的。第一是如何扮演好“业主工程师”的角色;第二是如何克服风电厂建设过程中遇到的复杂工程型难题;第三是如何为处在决定性阶段的项目提供专家或者专家团队，以帮助项目顺利完成。

  贝安德介绍说，在早期的英国海上风电市场，海德益与小企业、公共事业企业这两类客户群体进行了紧密合作。这两类客户群体各自存在短板：小企业有着非常强的创造性和流动性，但是缺少市场占有率、经验和良好的公司结构。公共事业企业在建设大型沿海基础设施项目的过程中积累了大量经验，但缺少对于不可逆海洋环境的了解和经验。海德益为这两类客户群体扮演了“业主工程师”的角色，以保证项目的运行更加顺利，从而最终保证项目按时在预算内完成交付。目前，处于起步阶段的中国海上风电同样需要一个能确保项目按时交付的“业主工程师”角色。

  据了解，海德益曾广泛参与在欧洲、北美和亚洲的海上风电项目。“虽然经验、体系和流程在某一些程度上是可以借鉴的，但每个项目都有其特殊性，这就需要把这些经验灵活地应用于不同的项目中。”贝安德说。

  贝安德表示，曾经遇到过台风、飓风等极端天气下，风机和变电站的结构性工程问题，也曾在地震高频地区、极端的水域或天气条件下进行工程设计。与英国相比，中国的海上风资源条件更复杂多样，这在某种程度上预示着更加需要在各种极端条件下，进行设计和施工的经验。特别是当海上风电向深水区域逐步发展时，这些经验就更为重要。

  “在一些处于发展初期的市场，整个行业可能会不断重复自己的错误，徘徊不前。通过向这些项目提供专家团队，显然能够在一定程度上帮助客户少走弯路、节约时间成本，更快地积累经验，降低项目风险。”贝安德说。

  在贝安德看来，如今，中国的海上风电市场只是迈出了第一步，在距离海岸较近的浅海地区建设海上风电场，这有利于起步阶段的中国海上风电逐步摸索积累经验。未来，中国海上风电无疑将会向挑战性更大的深海进军。在这一过程中，更加需要吸收全球领先的经验和技术，从而帮助中国海上风电逐步降低成本、控制风险。

  记者特别留意到，如今在海上风电领域这些响当当的设计和工程公司大多是从海洋油气开发领域转型而来的，海德益公司也不例外。

  据介绍，海德益已经在海上风电行业活跃了近20年，而其在海洋油气领域的历史，则可以追溯到50年前。“在油气行业中，我们设计了许多可以在北海的恶劣环境中使用的早期钻井平台，这些在海洋油气领域的经验，对于做好海上风电的设计、施工和项目管理同样具有参考价值。”贝安德称。

  “海德益渴望与中国同行加强沟通和互动，在将英国和全球经验带进中国市场的同时，也希望有机会能够从中方合作伙伴的身上学习到其他经验，并将这些中国经验应用到全球海上风电市场。”贝安德和记者说。