我国海上风电进入规模化开发阶段

日前，全球首台16兆瓦超大容量海上风电机组在这里成功并网发电，标志着我国海上风电大容量机组研发制造及运营能力再上新台阶。

推动度电成本下降，研制关键零部件，发展走向深远海……近年来，我国海上风电产业发展迅猛，已进入规模化开发阶段。面向未来，随着技术不断突破、跨产业融合发展持续推进，海上风电行业将走得更远、更稳。

截至2022年底，我国海上风电累计装机已超3000万千瓦，连续两年位居全球首位，占比达一半左右。将时间轴拉长，截至2012年底，累计装机约39万千瓦；截至2017年底，累计装机约279万千瓦。可以看出，我国海上风电虽然起步较晚，但发展迅猛，已进入规模化开发阶段。

《“十四五”可再生能源发展规划》提出，“积极推动近海海上风电规模化发展”“推动深远海海上风电技术创新和示范应用”。

我国发展海上风电有哪些优势？下一步还需向哪些方面发力？

开发势头强劲，大幅提升经济性

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩介绍，当前我国已具备大容量海上风电机组自主设计、研发、制造、安装、调试、运行能力。看制造，我国生产的发电机、轮毂、塔架等铸锻件以及叶片、齿轮箱、轴承等关键零部件产量占到全球市场的70%以上。看安装，去年9月，我国自主建造的2000吨级海上风电安装平台“白鹤滩”号交付投运，大幅增强了海上风电机组施工安装能力。

依托规模化开发与技术进步，海上风电开发的经济性大幅提高。2010年至2021年，我国海上风电度电成本降幅接近56%。当前海上风电项目平均度电成本已降至0.33元/千瓦时左右，到“十四五”末有望实现全面平价。

面向未来，海上风电发展前景广阔。一方面，发展有资源。我国拥有约1.8万多公里大陆海岸线，海上风能资源丰富。“我国近海和深远海150米高度、离岸200公里以内且水深小于100米的海上风能资源技术可开发量为27.8亿千瓦。目前海上风机累计装机仅为3000多万千瓦，利用率不足1.1%，未来开发潜力巨大。”秦海岩说。另一方面，消纳有空间。我国电力负荷集中在东部沿海地区，但能源资源主要集中在西部和北部地区，靠近沿海地区发展海上风电，能够实现“电从远方来”与“电从身边来”协同发展。

根据《“十四五”可再生能源发展规划》，我国将推动山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，推进一批百万千瓦级的重点项目集中连片开发，结合基地开发建设推进深远海海上风电平价示范和海上能源岛示范工程。

向深远海进军，促进跨产业融合

目前，全球70%的潜在海风资源位于水深大于60米的深水海域。由近海走向深远海，是海上风电发展的必然趋势。

今年5月，我国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”并入文昌油田群电网，开启为海上油气田输送绿电的新里程。作为我国第一个工作海域距离海岸线100公里以上、水深超过100米的浮式风电平台，“海油观澜号”的建成投用，使我国海上风电的自主开发能力从水深不到50米提升至100米级以上。

但目前来看，我国深远海浮式风电的发展仍面临一些挑战。例如漂浮式风电的系泊缆、电缆等高端产品的国内产业链还不完整，运维数据和经验积累相对不足；从成本来说，漂浮式风电项目造价较高，平均度电成本相较传统固定式海上风电高出3倍左右，仍处于商业化初期，亟须探索颠覆性新技术和高效开发模式，向规模化阶段迈进。

根据相关规划，我国将推进漂浮式风电机组基础、远海柔性直流输电技术创新和示范应用，力争“十四五”期间开工建设我国首个漂浮式商业化海上风电项目。在上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、广西等资源和建设条件好的区域，结合基地项目建设，推动一批百万千瓦级深远海海上风电示范工程开工建设，2025年前力争建成一至两个平价海上风电场工程。

随着海上风电开发提速以及走向深远海，相应的审批流程、用海政策等方面可以进一步优化，并完善海洋、气象、海事、环保等部门的统筹协调机制，进行整体规划，促进具备条件的项目尽早开工建设。

与此同时，行业仍需保持合理的开发节奏。海上风电技术正处在快速迭代中，如果使用现有技术大干快上，不仅成本高、风险大，也无法让风能资源得到最有效利用，造成浪费。因此，“十四五”海上风电发展的主基调依然是稳妥，不应盲目追求规模。

海上风电行业要走得更远、更稳，跨产业融合发展是探索方向。在文昌油田群，通过打造海上风电与海洋油气融合发展新模式，将油田群的4个燃料电站与“海油观澜号”风电平台融合成一个整体，实现海洋油气绿色低碳开发。未来，可以推动海上风电项目开发与海洋牧场、海水制氢、观光旅游等相结合，实现‘海上粮仓+蓝色能源’立体开发，助力解决单一海洋资源开发瓶颈问题。