前瞻 | 我国海上风电产业现存短板与发展建议_全球焦点

海上风电作为推动可再生能源发展、构筑新型电力系统的一种清洁能源，日益受到各国重视。我国海上风电累计投产装机居全球第一，但是与欧洲国家相比，我国海上风电行业发展仍有一定的差距，还需进一步加大政策支持力度，推动我国海上风电集中连片规模开发和全产业链一体化高质量发展。

(相关资料图)

我国与欧洲国家海上风电行业发展现状对比

发展速度对比

得益于技术进步、商业模式创新和政策支持，全球海上风电行业得到快速发展。欧洲海上风电发展主要分为三个阶段：技术可行性验证阶段（1991~2001年）、商业化开发阶段（2002~2011年）和平价时代（2012年~至今），2021年欧洲海上风电新增装机3.4吉瓦，其中英国的新增装机容量最多，占总装机容量的88%。另外3个实现海上风电新增装机的国家为丹麦、荷兰、挪威，分别新增装机605兆瓦、392兆瓦、4兆瓦。据统计，2021年中国海上风电新增装机1690万千瓦，占全球新增海上风电装机的80%；累计装机2777万千瓦，跃居世界第一。

成本变化对比

随着海上风电集中连片规模化开发、配套产业链日趋成熟、装备技术不断革新以及施工成本下探控制，全球海上风电成本持续下降。2014年全球海上风电平准化度电成本（LCOE）（包括海缆及输电成本）为1.56元，2017年为0.79元，2021年下半年降至0.61元。LCOE最低的国家包括荷兰、丹麦、英国和中国，分别为0.46、0.49、0.5、0.52元，LCOE较高的国家主要为美国，为1.04元，美国海上风电项目资本支出大幅上升，相应推高了全球海上风电LCOE 水平。

2021年，受疫情及抢装潮影响，我国LCOE在上半年小幅上升并短暂维持在0.77元。受海上风电国家补贴退出历史舞台的影响，我国海上风电项目面临平价上网的压力，根据2021年四季度中国海上风电项目风机等主要设备招标结果显示，中国海上风电项目资本支出逐渐降低，海上风电LCOE 降至0.55~0.8元，较上半年下降了13%，是自2017 年以来的最大降幅。

中欧海上风电之间的差距

降本趋势滞后

一是我国机电设备成本下降缓慢。我国海上风电重大装备已基本实现国产化，但由于海上风电对可靠性和智能化等性能要求较高，例如大兆瓦风机中的主轴承、机组主控系统核心部件PLC、超长叶片所需的轻量化材料等关键设备还主要依赖进口，从而导致国产整机产能受限、成本下降缓慢。

二是我国海上风电电价水平较高。欧美发达国家（比如英国）海上风电电价仅为风电场生产电价，离岸送出工程的建设投资由第三方收购运营。而我国海上风电场开发企业还需承担至少到上一级变电站的送出工程建设投资费用，为确保项目全投资收益率，导致海上风电支撑电价水平较高，成为制约我国海上风电发展的关键因素。

三是非技术性支出较多。国内开发商需满足地方政府支持或发展本地装备制造业的发展诉求，配套投资、引进当地装备制造业或者采购当地风电产业链企业生产的产品。受限于现行国家可再生能源发展基金分配机制，在“项目资源”与“地方产业”之间，地方政府在加速推进海上风电成本下降方面的动力不足，资源、技术和供应链错配，甚至一定程度上提高了项目开发成本，不利于价格下降和产业链成熟。

施工设备落后

专业化海上施工设备短缺已成为我国海上风电产业的薄弱环节。据统计，目前我国可供利用的海上风电安装船只有30艘左右，受施工窗口期以及施工效率影响，每艘作业船只的年风机吊装能力仅为40台左右，年吊装容量约为400~500万千瓦。而欧洲海上风电发达国家现已全部采用自升式平台，设备适应性强、稳定性高、受海况影响小，进而增加作业窗口期，同时集成负荷度高、效率高，大大缩短风机施工安装时间。

运维存在短板

欧洲海上风电运维作业已普遍使用高速双体海上风电专业运维船，在欧洲风机基础上一般都设计安装有靠船装置，对运维船进行防撞保护，运维船配备波浪补偿装置，并建立起海上风电智能化运维平台，通过大数据、故障预警、智能诊断、运维策略优化、备用管理等技术提高运维水平和效率，降低运维成本。

国内海上风电运维产业处于起步阶段，项目运行周期大多为25年，运维的主要模式为：前5年由整机厂商提供质保服务，出保后20年风电场开发商签署新的服务商提供运维服务，运维服务商包括整机厂商、专业运维公司、开发商工程团队等。运维主要依赖海上风电运维船，我国目前海上风电运维以单体船为主，与双体船相比在安全性与作业效率上还存在一定差距。相较于海上风电相关产业已进入成熟期的欧洲，我国长期运营海上风电项目的运维数据和经验积累仍然相对缺乏，对风机运维技术的研究时间相对较短，海上风电运维市场培育时间也相对不足，海上风电智能化运维水平仍然较低。

推动我国海上风电高质量发展的政策建议

统筹优化海上风电资源配置

一是加强“十四五”期间海上风电的顶层设计，统筹未来能源规划，支持沿海地区加快形成海上风电统一规划、集中连片、规模化滚动开发态势，先行先试、积极探索深远海海上风电基地开发，充分发挥集中规模效应带来的前期、建设、运维全面降本效益，助力我国海上风电开发的平价转型。

二是建议电网企业一同参与海上风电开发，从国外海上风电发展实践看，配套送出工程多是先期由发电企业建设再售卖或租赁给电网企业，或者直接由电网企业投资建设，最终纳入输配电成本。需统筹考虑电网发展、电力输送和电网安全的影响，统一规划建设海上电力输送通道，采用合建共用、统一代建代维等建设模式，减少不必要的重复投资，实现全社会资源的最优配置。

三是建议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开展与能源、海洋、军事、环保等主管部门的沟通对接，协调解决当前海上风电规模化开发面临的制约因素。

四是建议国家引导省、市级政府出台有力支持政策。国家为大力发展新能源，实施了一段时期的国补政策，如今国补政策取消，无省补接力，投资风险剧增，不利于整个海上风电产业的平稳过渡，建议国家层面引导省、市级政府出台补贴政策，或建议地方政府给予一定的税收等支持政策，加大金融利好，延长低息贷款、无息贷款优惠期。

提高电网对海上风电的支撑能力

由于海上风电的不稳定、波动等属性，汇集送出和并网消纳的难度将持续加大，需要开展专题研究。同时，随着深远海海上风电的深入推进，送电距离更远、集约化开发规模更大、接入电网电压等级更高，海上风电的规划开发与电网的联系将更加紧密。建议统筹沿海地区海上风电规划与电力系统、电网发展规划，提前研究海上风电的并网送出和消纳利用问题，切实发挥海上风电对沿海地区的电力支撑保障作用，提高电网大规模接入海上风电的承载能力。

稳步推进远海海上风电关键技术应用

一是利用“十四五”窗口期，聚焦海上风电全产业链“卡脖子”问题，加大科技攻关力度，提高装备国产化率，推动关键核心技术实现国产化突破，推动建设海上风电能源岛示范项目、海上风电制氢示范项目，以技术创新的方式推动海上风电实现降本增效、带动产业进步。

二是推动16兆瓦级以上大容量海上风电新机型研发与生产，开展大型和超大型远海风电机组研制及核心部件关键共性技术研究，采用“产学研用”模式，合作开展新型风机、海上建设、测试技术等关键应用研究。

三是支持突破远海风电场施工建设、并网运行关键技术研究与应用。加快深水导管架基础、漂浮式基础、深远海风机安装等新型施工技术研究应用，在远海风电场施工建设水平、输电技术、运维检测等方面赶超欧美先进水平。

推动海上风电走向“全产业链协同降本”模式

一是推动产业技术进步，发展高端装备制造。整机技术进步是降低海上风电成本的核心和关键所在，鼓励和支持国内风机制造企业深入开展主轴承等海上风电机组关键零部件国产化替代研究，尽快实现海上风电机组全面国产化，降低机电设备成本。深入开展风机大型化、机组轻量化、漂浮式风机、海上柔直等技术研究和示范应用。

二是推动海上规模化建设与专业化运维，打造海上风电施工运维母港。从欧洲的实践来看，母港可在最大程度上减少海上作业的工作量，减少船机等待时间，提升建设运维可达率，大大提高海上作业效率与作业安全性；等效增加海上施工时间，有效降低海上风电建设周期及运维成本。

三是探索合适的海上风电送出工程投资运营的市场化模式。参考西电东送模式，研究海上送出工程实行单独核价，由电网公司负责统一规划、建设和运维，发挥平台作用，探索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。

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2023年05期，作者供职于中国三峡新能源（集团）股份有限公司。

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