我国海上风电发展现状及对策建议

2023-01-09雒德宏

水电与新能源 2022年11期

雒德宏

(中国三峡新能源(集团)股份有限公司，北京 101100)

为实现“双碳”目标，我国正加速推进能源革命进程，不断扩大清洁能源，风电、光伏等新能源的规划和建设速度正逐步加快[1]。海上风电具有风能资源好、运行效率高、占地面积少、规模化开发、技术较高端等特点。积极的政策环境和电力体制改革为海上风电发展增添了新机遇与新动力，海上风电产业也正在从近海向深远海发展。

1 我国海上风电发展现状

我国高度重视海洋经济建设，提出要建设海洋强国。海上风电开发是发展海洋经济的重要组成部分，截至2021年底，我国海上风电总装机超2 600万kW，跃居全球第一，占世界海上风电总装机的46%。

1.1 我国海上风电资源现状

我国海岸线长、海域面积广，拥有发展海上风电的天然优势。根据相关数据统计分析，我国近海、深远海风能资源丰富，预估可开发潜力超30亿kW。随着海上风电技术迭代更新，发展并利用好海上风电对于推动我国能源结构转型具有重要作用[2]。

1.2 我国海上风电政策现状

现阶段海上风电造价仍然较高，但从2022年开始，我国海上风电行业将摆脱对财政补贴的依赖，开始进入平价阶段。为推动可再生能源市场化健康发展，仍需政府提供一定的资金支持，保障稳定的装机规模增长。在此背景下，广东、山东和浙江三省相继出台了海上风电“省补”政策机制，因地制宜地制定高效的补贴方案[3]。

1.3 我国海上风电竞争格局

我国海上风电正逐步向开发规模化、单机大型化、方案定制化、离岸远海化、并网柔直化、运维智能化、电价平价化方向迈进[4]。海上风电的产业链主要分为三部分，上游为初级生产，中游为整机制造，下游为建设运维。

区域开发格局：截至2021年底，江苏省海上风电累计装机近1 200万kW，占全国海上风电总装机的43%；广东省紧随其后，海上风电累计装机超650万kW，占比24%；位居第三位的是福建省，海上风电累计装机313.87万kW，占比11.3%。

企业市场格局：海上的建设运维难度大、投资成本高[5]。截至2021年底，参与海上风电开发的企业达28家，其中累计装机规模达到100万kW以上的企业有三峡集团、华能集团、国家能源集团、国家电投、中广核等7家企业，累计装机容量约占全国总装机的72%。

整机竞争格局：我国海上风电整机制造商共13家。截至2021年底，我国海上风电累计吊装容量超百万千瓦的整机企业有上气、明阳、金风、远景、海装和东电，六家企业海上风电机组吊装容量在国内市场占有率超过97%。

1.4 我国海上风电发展特征

由小到大：我国海上风电单机容量较小，与国际相比存在一定差距。2017年，三峡集团以先行者的探索，高标准建设福建三峡海上风电国际产业园、福建兴化湾国际化大功率样机试验风场。通过同台竞技方式，综合比选出价格合理、技术最优的海上风电机组，并推动入园生产，推动全产业链发展，推动了我国自主研发的海上风电机组从10 MW到13 MW、13.6 MW再到2022年内即将下线的亚太地区单机容量最大16 MW的技术突破，实现了我国海上风电制造从跟跑到并跑再到领跑的跨越式发展。

由近到远：如何把远距离、大容量的海上风电输送到陆上使用，我国一直在探索并解决这个难题。2021年12月，三峡集团在江苏如东成功建成了亚洲首个采用柔直输电技术的海上风电项目，组织科研攻关完成首台套建设，建成亚洲容量最大、电压等级最高、体积最大的海上换流站和输送距离最长的直流海缆，可有效解决海上风电场大规模、长距离输电难题，有效降低输电成本，减少用海面积。

由浅到深：漂浮式风机是开发深远海风电的必然趋势和重要利器。2021年12月，三峡集团在广东阳江建成我国首台漂浮式海上风机，推动我国在深远海海上风电开发中获得重大技术突破。目前，我国海上风电已由滩涂、潮间带、近海、远海到深远海依次推进，已规划的距离最远海上风电项目中心离岸100 km，最深超100 m。

由高到低：在国家政策的推动下，我国海上风电市场规模急剧增长，逐步从示范项目时代迈入了平价时代。2014年，国家发展改革委员会明确海上风电电价政策，其中，潮间带项目电价为0.75元/kWh，近海项目电价为0.85元/kWh。2019年起，新增核准项目均以竞配形式明确电价。2022年开始，海上风电全面迈入平价时代，随着规模化开发，建设成本也逐步降低。

1.5 我国海上风电发展规划

2022年6月，国家9部门联合印发“十四五”可再生能源发展规划，提出要有序推进海上风电基地建设，推动深远海海上风电技术创新和示范应用，加快推动海上风电基地化、集群化开发，重点在山东、江苏、福建、广东、广西等省份建设五个海上风电大基地。全国11个沿海省份已将海上风电作为“十四五”期间新能源发展的重点加快推进[6]。

2 我国海上风电开发在服务“双碳”目标中面临的问题及困难

1)海上风电资源最优配置未能实现。我国沿海开发海上风电涉及多个主管部门，缺乏对海上风电开发的顶层规划与整体统筹，未来可能会面临送出与消纳的难题。随着海上风电项目开发与建设进度加快，海上路由等海上资源愈加紧张，亟需对海上风电从设计到建设运营、从用海到用陆等全范围统筹规划。

2)深水区海上风电关键核心技术有待实践突破。国内风机制造厂商已具备10 MW级海上风电整机自主研发、制造安装能力，但主轴轴承、超长碳纤叶片等关键零部件主要依赖进口，关键核心技术和材料国产化持续面临“卡脖子”难题。随着海上风电建设主战场将逐步转移至深远海域，深水导管架基础、漂浮式基础、深远海风机安装等新型施工技术仍面临挑战。同时，在深远海送出关键技术方面，需攻克深远海风电电力输出波动大且对柔直系统要求较高等技术难关。

3)海上风电有待全产业链协同作战。政策补贴方面，2022年“国补”全面取消后，叠加全国海上风电开发逐步走向深远海，以现阶段的海上风电建设造价水平难以实现平价上网。开发建设方面，漂浮式基础、深远海风机安装等新型施工技术仍面临一定技术壁垒，国内大功率风机的主轴轴承、超长碳纤叶片等关键零部件主要依赖进口，关键核心技术和材料国产化仍面临“卡脖子”难题。安全管理方面，海上风电项目受天气、海况、台风等因素影响，开发建设和运营维护风险较大。

4)海上风电开发受军事等因素影响较大。部分地区的海上风电开发建设涉及海军、陆军等因素影响，且地处专属经济区，在该区域海上风电开发，国家层面未出台相应的管理办法。同时，海上风电核准权限虽已下放到省，但海域使用超700公顷的审批仍在国家部委，导致海上风电规模化开发建设进展缓慢。此外，海上风电项目审批涉及多部门，相关部门之间缺乏协调性和联动性，导致项目开发时间周期长、开发成本大等问题[7]。

3 对策建议

1)统筹优化海上风电资源配置。一是加强顶层设计。准确掌握风能资源储量、分布情况，统筹未来能源规划。强化中央层面的统筹与监管，支持沿海加快形成海上风电集中规划、基地化、规模化开发态势，全面降本增效。二是组建联合推进工作组。各级能源主管部门成立专门机构或工作组，负责协调海上风电业主与能源、海洋、军事、环保等主管部门的沟通对接，协同推进海上风电项目审批和建设。三是统筹电网相关要求。统筹电网发展、电力送出和电网运行影响，统筹规划建设海上送电通道，采用合建共用、统一代建代维等模式，减少重复投资，实现全社会资源的最优配置。

2)推动海上风电走向“全产业链协同降本”模式。一是推动技术产业进步。鼓励和支持国内风机制造企业开展主轴承等海上风电机组关键零部件国产化替代，尽快实现海上风电机组全面国产化。打造可靠高效、经济的大规模输送方式，开展轻型化海上平台、关键装备等技术研究。研究低损耗换流阀及直流送出系统以及紧凑化海上升压换流一体化平台等。推动风电机组安装船、打桩船以及运维母船等海上风电施工、运维装备发展，促进传统船舶制造业的转型和升级。二是推动海上规模化建设与专业化运维，建设专属港口，尽可能在港口完成相关工作，减少海上作业面和作业时间，提高海上作业安全与效率，有效降低海上风电建设周期及运维成本。三是持续推动降低海上风电造价，推进海上风电走向平价，促进海上风电可持续发展。研究海上送出工程参考西电东送模式实行单独核价，由电网公司负责统一规划、建设和运维，发挥平台作用，其成本费用通过专项工程核定的电价来回收，不纳入省级电网输配电成本的可行性。四是发挥好政府的规划引领，推动建立完善海上风电资本、金融、保险等延伸产业相关制度，降低开发成本、共担风险；支撑海上风电产业园建设，推动设备成本下降。