构建海上风电综合供给消纳体系助力实现双碳战略目标

2021年我国海上风电新增装机容量1690万千瓦，实现爆发式增长，累计装机容量达到2639万千瓦，首次超过英国，跃居世界第一位。在我国持续推行绿色能源替代行动的背景下，依托海上丰富的风能资源，海上风电将在我国“双碳”战略实施中扮演日益重要的角色。当前，我国海上风电开发进入到从近海向深远海迈进的跨越期，近海开发成本濒临平价的突破期，亟需厘清海上风电发展定位、优化海上风电发展模式、构建海上风电综合供给消纳体系。

一、海上风电在我国新型能源体系中的定位

党的二十大报告明确指出要“深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快规划建设新型能源体系”。构建新型能源体系是党中央在新时代中国特色社会主义新征程上对能源发展提出的新要求，为我国“双碳”战略下未来能源发展提供了根本遵循。海上风电作为我国新能源产业版图重要组成部分，在我国新型能源体系中至少具备三个重要定位。

(一)发展海上风电是我国绿色低碳转型的重要举措

我国中东部地区土地资源稀缺，新能源开发受土地制约严重，中东部地区陆上新能源开发潜力有限。我国海上风能资源十分丰富，开发潜力巨大。预计到2060年，我国海上风电开发规模将超过7亿千瓦，发电量将超过2万亿千瓦时，占新能源发电量比重超过 20%，海上风电将成为我国、尤其中东部地区绿色低碳转型的重要支撑力量。

(二)发展海上风电是中东部地区能源保障的有力补充

中东部地区是我国电力负荷中心，随着我国现代化建设进程深入推进，中东部地区电力需求仍将保持刚性增长。而我国中东部地区一次能源匮乏，电力供给保障长期高度依赖西部地区。海上风电距离负荷中心更近，能源开发输送综合效率更高，随着海上风电开发成本降低，海上风电将成为中东部地区能源保障的有力补充。

(三)海上风电产业是我国现代产业体系的重要组成部分

海上风电产业涵盖上游装备制造、中游设计施工、下游运行维护各环节，相较于陆上风电，具有产业链条更长、技术含量更高、带动能力更强等特点，是我国清洁能源产业的重要支撑。同时，海上风电可与海水制氢、海上交通、油气开采等产业深度融合，是海洋产业发展的重要抓手，对于推动战略性新兴产业融合集群发展具有重要带动作用。

二、海上风电发展趋势判断

在我国海上风电发展初期，海上风电多为近海、浅海项目，单体项目规模相对较小，开发条件相对便利，海上风电在国家可再生能源补贴支持下取得了快速发展。“双碳”战略提出后，随着海上风电成本进一步下降，总体判断，我国海上风电已迈入新的发展阶段。

(一)开发范围正在从近海向深远海迈进

当前国内海上风电场多数集中于近海浅水区，近海深水区和深远海开发处于起步阶段。截至2022年底，我国海上风电并网容量已达到3000万千瓦，未来几年内，随着全国近9000万千瓦近海风电项目的开发建设，近海风电资源将逐步开发完毕。我国深远海资源丰富，技术可开发量巨大，但同时面临着水深较深、嵌岩施工、造价更高、输送更远等问题。海上风电正加速从近浅海向深远海迈进，近期广东阳江、江苏大丰等海上风电项目从漂浮式风电机组应用、大容量远距离输电等方面对深远海海上风电开发进行探索。

(二)商业模式由国家补贴转为市场导向

2022年起，新增的海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，0.85元/每千瓦时的上网电价成为历史，转为由各省份自行出台补贴政策。广东、山东率先出台按项目容量一次性补贴政策，2022年补贴标准分别为1500元/千瓦和 800元/千瓦;浙江省按照 0.03元~0.015元/千瓦时标准开展度电补贴。省级补贴可降低项目投资成本，一定程度上延续行业增长态势、推动技术进步与成本下降;但是“省补”力度远低于“国补”，补贴程度逐年退坡，且近期海上风电项目中标价格也呈现大幅下降趋势。因此，进入无“国补”时代后，海上风电降本增效需求更为迫切，商业模式由国家补贴开始转为市场导向。

(三)送出消纳由就近分散接入转为大规模集中送出

早期海上风电普遍采用35千伏或 220 千伏电压等级接入电网，近期主要采用交流500 千伏输电或直流±500千伏输送方式。江苏如东海上风电场采用±400千伏柔直输电方式，三峡阳江海上风电场采用±500千伏柔直输电方式。随着风场规模的扩大及输电距离提升，为克服交流输电容量限制及远距离充电功率问题，海上风电送出方式将逐步从高压交流向柔性直流方向发展。

三、海上风电规模化发展面临的突出问题

海上风电作为风资源开发利用的一种，与陆上风电一样在出力特性方面具有随机性、波动性、间歇性等不足。此外，由于特殊开发环境，海上风电在用海协调、施工建设、电力送出等诸多方面面临更大挑战。

(一)小规模分散开发方式造成国土空间资源协调利用难度加大

现有海上风电项目大多以本体经济性优先为开发原则，呈现规模不大、集中度不强等特点，造成海底输电走廊、登陆点资源抢占、不合理利用等无序发展问题。如江苏省早期核准海上风电项目53个，总规模1280万千瓦，单个项目平均约 25万千瓦，若每个项目分散建设，则至少规划53 条海底走廊，将大量占用海底资源，也容易与交通、海事、国防等方面的用海需求形成矛盾，使后续项目规划建设更为困难。

(二)大容量远距离海上电力送出面临技术瓶颈

海上风电的规模化开发将对场站的组网汇集和大容量送出技术提出更高要求，风电场的组网方式、系统拓扑、变电设备、控制与保护等技术均需要突破现有技术瓶颈。目前单回500千伏交流送出方式最大送电能力在100~120万千瓦，大规模集中送出面临着送出回路多、距离受限等问题，柔性直流方式送出容量更大，但造价较高，技术尚未完全达到实用化程度。漂浮式风电设备、场站组网汇集和大容量

送出技术面临工程实用化检验。

(三)海上风电的安全可靠替代能力和电网适应消纳能力亟待提升

当前海上风电大多分散就近接入电网，而大规模海风接入电网时，其出力的间歇性、波动性将对电网安全稳定运行造成影响，反调峰特性将加大对调节电源需求，风电场控制方式也将使系统暂态稳定分析更为复杂。因此，应科学系统地分析接网区域的支撑电源需求和消纳范围。同时，大规模的并网接入将对东部省份目前的电网形态和结构造成冲击，江苏、广东等省份已经出现了由于网架结构、省内通道输电能力、调峰能力等因素制约海上风电消纳的问题。

(四)开发运维成本亟需通过技术创新和集约化开发方式大幅降低

从近海走向深远海后，漂浮式风电装备总体设计面临海洋平台与风电机组的跨界难题，开发成本大幅上升。此外，深远海风电机组故障运维成本也为行业投资利润带来巨大挑战。据行业普遍估算，海上风电运维成本占全生命周期度电成本的三分之一，故障处理可带来每天上百万出海施工费用。因此，需要平衡成本、性能、可靠性三个关键要素。从海上风电全生命周期来看，技术创新和大规模集约化发展是海风平价的主要驱动力。大兆瓦海上风电机组的投用虽然会带来安装施工成本上升，但也会摊薄度电成本，提升产业规模效应。

(五)海上风电综合效益尚未充分挖掘

海上风电是海洋产业重要组成部分，是海上能源开发的主要方式之一。但目前海上风电开发主要以“发电上网”模式为主，基本处于电能利用阶段，开发利用模式单一，较少涉及海上能源综合开发利用，尚未与其他海洋产业形成有效联合互动，海上风电综合一体化开发模式尚未形成。

四、构建海上风电综合供给消纳体系

为破解现阶段海上风电发展面临的诸多挑战，有必要革新海上风电发展理念，创新海上风电发展方式，为此，我们提出“三位一体、海陆协同”“产能融合、电氢耦合”两种海上风电主要开发模式，积极构建海上风电综合供给消纳体系。

一是“三位一体、海陆协同”发展模式。“三位一体、海陆协同”模式以满足中东部负荷中心为对象，以海上风电为主体，以沿海火电、多时间尺度储能等调节电源为支撑，以超高压、特高压输电通道为载体，按照源网荷统筹规划、海陆电源协同运行思路，将海上风电供给消纳范围进一步拓展至包括中部地区在内的更广区域，在满足中东部地区电力电量双重需求的同时，实现海上风电规模化开发和高水平消纳。二是“产能融合、电氢耦合”发展模式。海洋产业包括海上风电以及海上油气开采、海上交通、海水制氢等多类用能产业。传统方式下海上能源供给和消费是不联通的，海洋产业发展是割裂的。“产能融合、电氢耦合”模式的总体思路是依托海上清洁能源开发，充分挖掘海上负荷潜力，坚持电力外送和海上就地利用并举。其中核心在于“融合”，“融合”体现在以电氢为纽带的产业衔接，体现在海上能源供需灵活互动，也体现在包括油气通道等基础设施的复合利用。通过打造绿电生产、氢能制备、油气储输于一体的海洋清洁能源产业圈，满足沿海地区、海上负荷多元用能需求，实现海上风电规模化、高质量发展。

为实现“三位一体、海陆协同”“产能融合、电氢耦合”，未来还需统筹风能资源、海底输电走廊、陆上调节性电源等因素，加快构建以科技创新为核心、以科学统筹规划为引领、以综合能源输送体系为依托、以清洁煤电储能为支撑的海上风电综合供给消纳体系。

以科技创新为核心，加快推进深远海风电技术创新和示范工程建设。提高全产业链装备技术水平，全面提高风电整体制造，海缆、塔筒、基础等配套装备，吊装施工船舶等设备技术水平。形成完备的国产化产业链条，支撑千万千瓦规模海上风电增量开发。充分发挥新能源开发企业在技术创新中的主体作用，协同攻关关键核心技术和“卡脖子”难题。重点开展50公里以外海域风资源开发、10兆瓦以上超大型海上风机制造、大容量、紧凑型远海风电柔直送出技术，风电机组与风电场数字化智能化技术。

以科学统筹规划为引领，合理配置海洋资源、输电走廊和登陆点等资源要素，实现海上海下资源最优化利用。海上风电是典型陆域、海域均覆盖的用海产业，不仅要考虑本体经济性，更应合理利用海上、海下资源，统筹规划陆域、海域资源。一是要建立深远海域风资源高精度数据集，形成50公里以外海域风能资源图谱;二是实现海域资源高效利用，相邻海上风电基地共享输电路径、电缆通道、岸线资源及登陆点资源等;三是提升单位面积海域发电效率，最大化区域能源保障、海洋开发、国防安全、领海保护等多重效益。

以综合能源输送体系为依托，打造以近海交流、深远海直流输电为主、多种能源多元化输送为辅的综合能源输送体系。安全可靠的电能输送方式是海上风电向深远海规模化发展的载体。当前海上风电送出多为离岸50 公里左右区域的交流输电工程，为克服交流输电容量限制及远距离充电功率问题，海上风电将形成近海交流输电、深远海柔性直流输电相结合的主要送电模式。此外，柔性低频输电等先进输电技术已进入工程示范阶段，多端柔直、低频输电、新型组网技术等示范工程将逐步走向商业化应用。随着海上风电综合开发应用，将形成电力输送与氢能、油气输送相结合、以运输电池代替电力输送等多元化电能输送模式，为深远海风电提供了更加经济高效的输送手段。

以清洁煤电储能为支撑，为海上风电安全可靠接网、高水平消纳提供支撑电源体系。沿海省份煤电装机达到3.99亿千瓦，占全国煤电装机比例达到35.9%;抽水蓄能电站容量2286万千瓦，占全国抽水蓄能比例达到 55%，可以为海上风电提供充足的灵活性调节资源。为保障海上风电高水平消纳利用，一是将灵活性调节资源与海上风电同步规划建设、合理配置;二是加大力度开展火电深调改造工程，缓解海上风电大规模接入压力;三是依托现有输电通道，开展海上风电与陆上风光火核等多种电能打捆送出，多措并举提升海上风电消纳利用水平。

五、结束语

海上风电是我国贯彻落实“双碳”战略的重要支撑力量，在我国新型能源体系中将扮演日益重要的角色。当前，我国海上风电产业在取得重大成就的同时逐渐暴露出种种问题，这是任何一个新兴产业发展壮大的必经阶段。面对机遇、面对挑战，我们必须坚持问题导向、坚持系统思维、坚持全局意识，在新型能源体系总体框架下谋划海上风电发展路径，在海洋经济发展战略中统筹海上风电总体布局，强化顶层设计，加强技术创新，推动跨界融合，加快构建海上风电综合供给消纳体系。