研究出台支持和规范光伏发电产业用地的政策，引导和鼓励大型光伏发电项目使用戈壁、荒漠、荒滩等未利用地建设。研究制定光伏、风电用海管理政策，推动海上光伏产业健康有序发展，引导海上风电向深远海布局。

  海上风能资源是清洁的可再次生产的能源的重要组成部分，在当前温室气体减排及能源短缺的背景下，海上风电是解决能源危机和环境问题的有效方式之一，已成为可再次生产的能源应用领域的重要发展趋势。但目前我国海上风电产业也面临一些挑战。本文分享海上风电发展现状与趋势变化分析，为我国海上风电产业的平稳健康发展提出切实有效的处理方法，以供读者参考。

  海上风电具有利用小时数高、不产生温室气体排放、适宜规模化开发等特点，近年来，成为沿海国家和地区风电发展的重要方向，全球累计装机容量已达64.31GW。开展海上风电技术探讨研究是我国加快能源清洁低碳转型、构建新型电力系统、实现“双碳”目标下可持续发展的重要战略布局的需要，也是我国全力推进科学技术创新与攻关、打造原创技术策源地的重要手段。我国海风资源丰富，开发潜力大，在沿海各省份“十四五”规划中，海上风电都被列为重点发展对象。从全球海上风电项目开发趋势看，未来海上风电项目LCOE（即平准化度电成本）将不断下降，单体风机容量正逐渐增大，站址的选择不断地向深远海迈进，离岸越远，传统固定式风机建设成本越高、运维风险越大等。为更好地适应深远海风电发展，漂浮式风机、柔性直流输电、无人化智能运维等技术装备正在慢慢地应用到新建项目中。为进一步提升风电场整体收益，海上风电+农业、海上风电+制氢、海上风电能源岛等多种业态被引入海上风电项目开发领域，实现了产业融合发展。但是，目前我国海上风电产业也面临一些挑战，诸如：链主缺失导致产业链构建困难，国内海上风电政策导向不明，海上风电装备与建造存在技术瓶颈，电网对于清洁能源存在比较大的消纳压力等。本文以结果为导向，为我国海上风电产业的平稳健康发展提出切实有效的解决办法。

  当前，全世界内海上风电装机量在亚太地区和欧洲地区呈现出高产业集中度，根据全球风能协会公布数据，截至2022年底，全球海上风电装机容量已达到了64.31GW。其中亚太地区、欧洲地区海上风电装机容量分别为34GW和30.27GW，占全球容量的52%和47%，合计占比99%。亚太地区正在慢慢地取代欧洲成为海上风电新的增长极。2022年全球新增装机量为8.87GW，其中亚太地区新增6.31GW，欧洲地区新增2.46GW，分别占新增容量的71%和28%，亚太地区海上风电装机年增量约为欧洲的2.5倍。

  海上风电的LCOE是指每单位电能的生产所带来的成本，包括建设、运营、维护等各方面的费用。根据全球清洁能源署（IRENA）的数据，海上风电LCOE在2010-2020十年间下降了70%，截止到2021年，全球平均海上风电LCOE约为0.08美元/千瓦时。

  截至2022年底，我国累计海上风电装机量达到31.44GW，占亚太地区总装机量的92%，占全球总装机量的48%。在增量方面，我国2022年海上风电新增装机量为5.05GW，占亚太地区新增装机量的80%，占全球总新增装机量的57%。值得一提的是，2021年是我国海上风电项目享受国家补贴的最后一年，新增装机量创历史上最新的记录，达到16.9GW，占当年亚太地区和全球新增量的95%和80%。因此，考虑到2021年抢装潮提前透支等因素，我国在2022年取得的成绩颇为不易。

  我国拥有1.8万公里漫长的海岸线，未来我国海上风电仍颇具开发潜力。根据世界银行估计，未来我国海上风电总容量潜力达2982GW，其中近海固定式风电为1400GW，远海漂浮式风电为1582GW。

  2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》中提出：要积极地推进东南部沿海地区海上风电集群化开发，重点建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。各省也提出了相应的发展目标（见表1）。

  在海上风电项目建设方面，2022年国内新核准的海上风电项目共有14项，装机规模合计10.1GW，其中大唐集团所获项目的总装机顶级规模，共计1.55GW。比较国内各企业在2022年已并网的海上风电容量，三峡集团、华能集团、国家电投、国家能投、中广核名列前五（见图2）；比较在2022年底前已核准、但未并网的装机容量，中广核、电气风电、三峡集团、国家电投、国家能源集团名列前五（见图3）。

  大型海上风电机组可增加单位发电效率，是降低风电场整体成本有效的途径之一，海上风电装备大型化已成为主流方向。

  1.从国外大型海上风电项目投运情况去看（见表2），7～9MW机组市场占比已逐渐提高，单机组平均容量逐步增大。

  2.从国内海上风电市场开发情况去看，7MW以上机组占比超过90%，大型化趋势明显（见表3）。目前7MW以下的机型已逐步淡出市场；7～9MW机型的采购占比超50%，成为目前市场主流风机机型；9～11MW机型的市场占有率约为16.11%；而11MW及以上大型风机的市场占比已超越20%，风机大型化趋势明显。

  3.从全球海上风电装备市场来看，国内外海上风电装备有突出贡献的公司正加快推出大容量的单体风机（见表4）。目前国外较为领先的机组有GEHaliade-X12MW和VestasV236-15.0MW等；而国内海上风电头部企业，均已加快大型机组的研发进度并已有超过15MW的风机机组下线 国内外海上风电机组最大单机容量发展情况

  远海风电一般指场区中心离岸距离大于70km为远海风电场，水深大于50m为深海风电，由于具有更稳定的风能资源、更小的社会环境影响，深远海风电的巨大潜力正逐渐被重视。

  3.我国沿海各省份陆续推出深远海海上风电发展规划，并出台有关政策对深远海风电进行财政补贴以鼓励其快速发展。

  比如：上海在《上海市可再次生产的能源和新能源发展专项资金扶持办法》中提到“2022-2026年间，对企业投资的深远海海上风电项目和场址中心离岸距离不小于50km的项目予以投资奖励，奖励标准为500元/kW，分五年拨付，每年20%”。除此之外，江苏、浙江、福建、广东、海南等地都在本地“十四五”规划或者产业专项规划中，提出深远海风电发展路线图。

  随着海上风场逐步远离海岸线并迈向深海，由于近海风场常用的固定式风机远海实施工程的成本高及受海底地形与暗流影响大等原因，漂浮式风机将会逐步取代固定式风机，成为远海风场的主力军。

  2.从全球各国的规划来看，部分发达国家已提出漂浮式风机发展规划与战略愿景。

  柔性直流输电技术（VSC-HVDC）是目前电网最先进的输电技术之一，比较交流输电与传统直流输电，VSC-HVDC在电力有功无功调节、海缆成本等方面具有更强的灵活型和经济性，未来将是远海风电并网的主流技术。

  1.研究表明：对于离岸距离大于80km的深远海海上风电场，采用VSC-HVDC送出将更具备经济性，且风场容量越大，VSC-HVDC越有比较优势，对于1000MW的风场，采用VSC-HVDC比采用交流节约6.5亿元。

  2.国内外已有不同工程采用VSC-HVDC，并取得良好效果。例如：我国三峡如东海上风电项目是国内首个采用柔直送出的海上风电项目，电压±400kV，容量1100MVA。德国北海地区BorWin1、DolWin、HelWin等九个风场风场也均采用VSC-HVDC，最高电压±320kV，最大容量900MVA。美国计划建设的大西洋风力传输（Atlantic Wind Connection）工程，准备采用VSC-HVDC消纳700万kW的海上风电。

  海上风电远离陆地，其运维难度、运维成本和风险等级明显提升，控制运维智能化势在必行。

  1.已有多种海洋无人化智能硬件装备在海上风电场日常运维中代替人工操作，可以最大限度减小人工安全风险隐患，提高操作效率（见表6）。

  2.智能化软件已逐步融入海上风电场日常运维与控制，可进一步提升风电场整体协同效率，减小运行成本，使效益最大化（见表7）。

  海上风电场不但可以用于发电，还可以以“海上风电+海洋农业”、“海上风电+制氢”、“海上风电+能源岛”的形式协同发展，海洋资源的利用正在向综合化、融合化发展。

  链主经济指代的是以产业链供应链安全为主的经济模式。走向链主经济是经济高水平发展的必然结果，也是大国经济参与国际分工和产业竞争的内生选择，是建设现代产业体系的基础要求。链主引领格局下，将深化产业链市场化分工、保障产业链安全发展；将发挥磁场效应，带动产业协同发展；将提升科学技术创新能力，推动产业结构升级。尽管近年来我国海上风电发展迅速，并网规模也居于世界首位，但从现代产业链构建的要求来看，仍然存在着核心领域话语权弱、现代产业链条不完整、具有影响力的链主缺失等问题，制约了我国在全球影响力的发挥。究其原因，一方面各省份发展海上风电往往只考虑装机规模增长的目标，在整体产业链的打造上缺少统筹与协同。另一方面，具有全球影响力的海上风电链主企业尚待培育。

  近几年新能源行业政策变化频繁，影响了市场的稳定预期，也造成了投资的不确定性和不可控性，一定程度上影响了市场投资者的信心和行业的景气度。2021年，我国海上风电新增装机量达到了创历史记录的1690万kW，但2022年新增装机容量只有407万kW，出现了断崖式下降。主要原因是中央财政对于海上风电的补贴在这两年间出现了从有到无的转折，

  如果没有比较稳定的扶持政策预期，诸多市场主体恐难保持长久的投资热情，行业发展景气度势必受到影响。⒊

  海上风电行业目前依然面临着核心技术快速迭代、关键部件依赖进口、深远海风电开发技术不成熟等问题，制约了海上风电的规模化发展。

  近年来，海上风电行业出现了装备大型化、风机漂浮化、运维智能化等技术更替，我国国内风机制造厂商已具备10MW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、变流器等关键零部件主要依赖进口，如：我国风电主轴轴承国产化率33%，齿轮箱轴承国产化率0.6%，发电机轴承国产化率0.22%。瑞典斯凯孚SKF、德国舍弗勒跨国巨头主轴承的市场占有率超过70%，风机叶片原材料100%进口，关键核心技术和风机叶片原材料国产化仍然面临困难。

  柔性直流技术的快速发展提升了大规模海上风电并网能力。随着更多批次、更大规模的远海风电项目电并入电网，新能源出力同质性、反负荷特性与时空错配等特性，将给电网带来的更大的消纳压力。同时，与欧美国家相比，当前我国电力系统中灵活性资源存在相对不足，灵活型气电装机占比较低，而煤机占比较高。因此，通过灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能等手段，提升电力系统灵活调节能力迫在眉睫，

  浙江省拥有得天独厚的海洋资源和地理优势，在陆域资源禀赋有限的情况下，加快打造现代海洋经济产业链应当是浙江省实现“双碳”目标的必然选择。首先，陆海统筹，培育壮大海洋装备制造业。

  其次，点面创新，推动海洋产业集群化开发利用和模式创新。顺应海上风电大型化、远海化、规模化发展趋势，积极推动海上风电集群化开发利用，一体化统筹海上风电规划、建设、送出、并网与消纳，并逐步由近海向深远海拓展；试点示范探索“远海风电+海上氢岛”、“海上风电+海洋牧场”、海上综合能源岛、“海上风电+综合能源”等新兴交融业态模式，争取形成点上突破与面上带动。最后链主引领，推动做强海上风电产业链。在全球产业链重构、升级背景下，浙江要着力打造链主生态圈，整合产业链、供应链、资金链、创新链和人才链，形成多链条协同机制；推动形成专业化分工，形成相互嵌套、相互共生的产业链集群，构筑产业链整体竞争优势；培育专精特新海上风电链主企业，增强链主的强链、延链、稳链、控链能力。⒉

  随着双碳目标的提出和实施，海上风电产业投资、建设、装备制造等全产业链积极性已经被充分调动起来，需要保持海上风电产业政策稳定性，给市场清晰的导向。首先，明确坚定大力发展海上风电的路线不动摇。

  其次，探索海上风电综合价值实现路径。在国内继续深化电力市场化改革的背景下，海上风电参与电力市场将与电力市场化改革步伐保持一致，随着碳配额价格和碳交易市场的逐步成熟，海上风电节能降碳、清洁绿色发展的价值应当逐步在市场上予以体现。再者，科学规划、优化审批，满足项目开发提速需求。加强统筹规划，做大单体规模推动集中连片开发；统一规划、集中建设送出线路，优化登陆点，降低输电成本；简化核准手续及管理流程，统筹协调多部门协同参与联动机制与整体规划。最后，产融结合，政企合作，营造产业发展良好氛围。充分发挥政府引导性基金的作用，鼓励国有和民间资本组建海上风电产业专项投资基金，带动社会资本进入海上风电产业。⒊

  加大对关键技术和科研攻关的投入，持续增强海上风电产业自主创造新兴事物的能力，提高自主知识产权的掌控度，有效降低度电成本，为大规模、深远海海上风电开发打下基础。首先，提升关键零部件及主材制造自主掌控力。

  其次，聚焦深远海风电开发技术推进相关研发工作。深远海海上风电机组的动力特性与传统海洋工程结构物有很大区别，且机组荷载控制还需要考虑到基础运动响应等，如何能保证漂浮式风电机组的可靠性达到产业化应用的要求，是国内相关科研领域亟待破解的难题。⒋

  海上风电场站的工程建设将随着我们国家海上运力水平的提升，逐步由粗放式建设向精准化和集约化转变，必须着力提升大型工程建设和运维技术能力。首先，提升大型海上风电场站建筑安装技术水平。

  其次，提高风电机组系统的智能化运维水平。建立稳态和动态的海上风电场站级尾流模型，通过模态分析和时域、频域分析手段，量化尾流效应对于机组整体载荷的影响，实现机组设计—载荷校验—运行维护一体化协同优化，结合设备智能在线监测运维技术自动完成信号读取、故障处理与诊断等任务，降低风电场站的检修频次，增强系统的抗故障强度，提高机组全生命周期的运行可靠性。⒌

  电网送出一直是海上风电规模化发展的主要难题之一，未来随着深远海海上风电技术的突破和成本的降低，电力系统的消纳能力将会显得更重要。首先，重视传统电源在电力系统中的作用，加快火电灵活性改造进程。

  再者，关注负荷侧技术创新对需求侧响应的影响。随着分布式电源、虚拟电厂、新型配网技术的发展，负荷侧在未来将被充分激活，需求侧响应或将成为新能源消纳的重要力量。最后，健全电力辅助服务市场，将传统电源参与电力系统新能源消纳的价值充分反应到市场中去，遵循“谁提供、谁获利；谁收益、谁承担。”的电力辅助服务原则，给予提供服务方充分的财务回报，提高积极性。作者：陶建根 陈怡 黄博远（来自浙江省能源集团有限公司。第一作者陶建根，1968年出生，男，浙江平湖人，高级经济师，主要是做能源战略规划及能源项目投资研究等。）

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