我國海上風電發展現狀研究及平價發展建議

蔣海波，劉長棟

(國家能源集團技術經濟研究院，北京 102211)

0 引 言

推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、安全高效的能源體系和以新能源為主體的新型電力體系，是實現我國雙碳戰略目標的必由之路。2020年我國以風電、太陽能發電為代表的新能源新增裝機合計接近1.2億kW，約占全國當年新增裝機的62.8%；其中，海上風電裝機累計裝機容量累計899萬kW，遠超“十三五”規劃目標的500萬kW。目前，沿海各省基于消納考量和風資源優勢陸續將海上風電作為“十四五”期間新能源發展的重要方向，因此海上風電是我國大力發展可再生能源的必然選擇[1-3]。

海上風電作為1種重要的清潔能源，技術先進、易于規模化、發展潛力大，但我國海上風電發展存在資源稟賦相對一般、建設條件差和窗口期短、投資造價高、運維水平低等問題。在國補退出后，項目經濟性將大幅下降，海上風電距離實現平價上網存在一定距離。結合我國海上風電的發展歷程，以下通過技術和經濟性分析其發展優勢與面臨的挑戰，探尋我國海上風電平價高質量發展的政策建議。

1 海上風電發展歷程及現狀

2020年全球海上風電總裝機已達3 530萬kW[4]，發展趨勢呈現以下特點：① 機組容量大型化，單機容量已達到10 MW以上，葉輪直徑已達到200 m以上；② 遠海化，離岸距離50 km以上；③ 深海化，水深已達30 m以上。2018年以來我國連續3年海上風電年新增裝機容量居世界首位；截止2021年6月，累計裝機容量約達1 113.4萬kW[5]，預計年底可超過英國躍居全球第1位。目前，我國“十四五”海上風電裝機容量尚未公布，根據廣東、江蘇、浙江等省規劃情況，預計我國“十四五”期間將規劃新增 3 000萬～4 000萬kW海上風電。

我國海上風電的快速發展得益于國家政策和補貼大力扶持[6-7]，按上網電價劃分，可將我國海上風電政策劃分為試點、特許權招標、標桿電價、競爭性配置和平價5個階段，其發展階段的政策與電價及特點分析詳見表1。其中，標桿電價階段我國核準的海上風電項目數和容量最多，期間項目上網電價為0.85元/(kW·h)，內地沿海11省市的基準電價為0.3644～0.453元/(kW·h)，各省所需補貼額為0.397～0.485 6元/(kW·h)，補貼強度高達46.7%～57.1%。

表1 我國海上風電發展階段的政策與電價及特點分析Table 1 Policy,price and characteristic analysis of development stage of offshore wind power in China

受2020年1月財政部、發改委和能源局聯合發文明確2021年年底國補退出海上風電的影響，海上風電出現搶裝潮：2020年新增裝機300萬kW左右，約占全球新增容量的近一半，預計今年新增容量約900萬kW。對于在建項目，如未能獲得補貼資格，其經濟性將出現大幅下降；對于新建項目，目前僅廣東省出臺了少量省補政策，導致目前投資觀望情緒增加，大量擴建的安裝船、海纜、風機等產能面臨訂單迅速下跌的可能，預計2022年起新建項目將出現2年左右空窗期，將對整個行業和產業鏈均將帶來較大沖擊，產業亟需政策穩定[8-10]。

2 我國發展海上風電的優劣勢分析

2.1 發展海上風電的優勢

(1)沿海地區能源結構轉型的必需。我國能源供應和能源需求呈逆向分布,供給上多種資源包括煤炭、水資源、風能、太陽能呈現“西富東貧、北多南少”的特點，需求上負荷中心多位于東部和南部沿海，能源基地和負荷中心間最大距輸送距離超過3 000 km。對此，電力系統的主要解決方案是“西電東送”，但通過特高壓進行遠距離能量傳輸面臨著成本、安全和不可持續等問題。因此，東部沿海必須采取遠距離輸送與當地資源開發并舉模式，大規模開發緊鄰東南部負荷中心的海上風電，方能減輕“西電東送”通道運行和建設壓力；同時，海上風電與“西電東送”的水電還能在出力上形成季節互補。

(2)可開發儲量豐富，易于規模化開發。我國擁有超過1.8萬km的大陸海岸線，可利用海域面積超過300萬km2，據中國風能資源普查數據顯示，我國5 m～50 m水深、70 m高度的海上風電可開發資源量約為5億kW。同時，考慮技術進步后70 m高度以上的可開發量，我國海上風資源儲量將更為豐富，非常適合進行大規模開發。

(3)資源優質豐富，電網友好性強。相比陸上風電，海上風電風資源豐富且優質，對電力系統更為友好，體現在：①平均風速高，總體發電小時數高；②風速穩、風頻好、出力平穩，日夜間和季節間峰谷差均較小，反調峰特性較弱，對電力系統更為友好，未來需要的儲能或調峰能力少。

(4)就地消納方便，占用土地少。沿海地區是我國的經濟社會中心，包括京津冀、長三角和珠三角等。海上風電靠近負荷中心，電量可就地消納，避免了長距離輸送。同時，我國沿海地區土地資源稀缺，生態和環境保護要求高，海上風電除陸上匯集站和登陸海纜外，基本不占用土地資源，有利于沿海地區的可持續發展。

2.2 面臨的問題與挑戰

(1)資源稟賦相對一般。受益于良好的風電資源和較為簡單的海底海床條件，海上風電裝機發軔且壯大于歐洲的北海區域，該區域平均風速10 m/s左右，平均利用小時4 000 h左右，且少有臺風等破壞性氣候影響。我國沿海年平均風速多處于6.5 m/s～8.5 m/s，長江口以北的海域風速較低，基本在7.5 m/s以下，不受臺風影響，對風電機組安全性要求低；長江口以南風速相對較高在7.5 m/s～8.5 m/s，只有在福建臺灣海峽區域風速可達9 m/s～10 m/s，但南部區域受臺風影響嚴重，臺風發生時局部風速高達40 m/s～55 m/s，該種破壞性風速要求風機具有抗臺特性、葉輪直徑受到一定的限制從而影響機組發電能力[11]。在目前技術條件下，我國多數近海地區年利用小時達2 500 h～3 500 h，只有我國臺灣海峽附近可達4 000 h。總之，相比歐洲海上風電，我國海上風資源條件一般，破壞性風速出現頻次高，發電小時數相對較低。

(2)各地海床條件差別大，長江口以南建設難度大。我國海域廣闊，沿海近海區域風電設條件總體較為復雜，各近海區域差異大，存在冬季海冰、地震、淤泥、巖石/溶洞、浪涌、臺風等不利建設條件，導致項目建設難度大、窗口期短、施工工期長。各海域建設條件概況詳見表2。按省域分析歸類，長江口以北不受臺風影響，遼寧、河北、山東海底條件中等，但海冰影響較為嚴重；江蘇海底條件較好。長江口以南受臺風影響較為嚴重，同時浙江主要為浪涌較為嚴重、海底淤泥層較厚；福建及粵東區域海底條件極為復雜；粵西及廣西區域海底條件中等。

表2 各海域建設條件概況Table 2 Overview of construction conditions in various sea

(3)投資造價有待繼續優化。搶裝潮導致我國海上風電場造價在2019年后反彈，目前單位造價達16 000元/kW～21 000元/kW，機組大型化、海上施工技術進步以及海底電纜輸電等關鍵技術突破帶來的造價下降[12]，多被輸電海纜、深水基礎和搶裝導致的漲價所抵消[13]，預計本輪搶裝潮過后造價可下降10%～30%。值得注意的是，目前海上風電送出一般采用220 kV或500 kV交流海纜送出，未來由于場址離岸距離不斷增加，交流海纜的損耗和造價將極速提升，需要研究柔性直流輸電用于海上風電送出，將導致江蘇等局部地區海上送出工程的投資將超過風機基礎造價[14]。

(4)運維水平有待提高。我國海上風電在發展中取得很多成果，但在產生發電效益的同時，對于設備與人員的消耗巨大[15]。海上風電整體運行維護成本是陸上風電的2～3倍，未來還會隨著離岸距離的增加而繼續增加。海上風電特殊環境影響造成設備可靠性差、故障率高、維修周期長、維修工藝復雜，同時也受到機組可靠性尚未充分驗證、遠程故障診斷和預警能力還不健全等因素影響。

3 經濟性預測

3.1 項目投資經濟性斷崖式下降

在平價的場景下對各省份典型項目的經濟性分析。以離岸50 km內的30萬kW裝機風場為例，考慮為電價以各省火電基準電價(多省取區間值)、電量全額上網，結合現有經驗并考慮技術進步、造價下降、離岸距離增加和水深增加帶來的變化，運維暫不增加，其他條件按實際情況和經驗取值，對“十四五”初期建成并網項目進行經濟性預測。可見在平價場景下，各省項目經濟性均不能達到投資收益要求，我國海上風電的經濟性將面臨著嚴峻挑戰。

3.2 敏感性分析

(1)造價敏感性。受限于我國海上風資源特性，考慮海上風電的發電特性及葉片長度，在未來一段時期內，機組的大型化對發電利用小時的提高作用并不明顯，經濟性的提高主要因素造價成本下降。因此控制資本金內部收益率(稅后)達到6.5%，反算項目單位靜態造價。總體上造價需下降25%～45%，至9 000元/kW～10 000元/kW左右，項目方具有經濟性。

(2)電價敏感性。考慮未來項目可能的電價上升，例如基準電價上浮、交易價格上升、綠證和碳排放權等交易收入，控制資本金內部收益率(稅后)達到6.5%，反算項目上網電價。可見電價需上浮30%～70%項目方具有經濟性，此為較為理想化的結果、難以實現，因此只能期盼電價部分浮動上升。

表3 “十四五”初期各地典型項目經濟性預測Table 3 Economic forecasts of typical projects in various regions in the early period of the “14th Five-Year Plan”

表4 各地典型項目造價敏感性分析Table 4 Sensitivity analysis of typical project costs in various regions

表5 各地典型項目電價敏感性分析Table 5 Sensitivity analysis of electricity prices for typical projects in various regions

3.3 分省分析

遼寧、河北、山東、廣西、海南等沿海風速一般，電價較低，電量電價的因素影響較大，需要較大的降本空間才能實現項目經濟性。江蘇沿海海底條件較好，但風速一般，離岸較近的海域基本開發完畢，目前規劃場址多在較遠海域，海纜距離已在100 km左右，海上送出工程投資巨大。另外，長距離輸送距離已到達交流工程的技術瓶頸，需要使用柔性直流送出工程，此舉將使送出工程投資倍增。福建沿海風速較高，但電價不高，海底條件極為復雜，施工降本壓力較大。浙江、廣東沿海雖然海底條件也較為復雜，但較高風速和較高電價使得兩地區的降本壓力低于其它省份。同時考慮風速較高區域更利于風機大型化，降本潛力更大。

總體而言，在平價場景下，長江口以南省份海上風電可能更快實現平價，特別是已出臺地方補貼政策的廣東[16]和電價可能上漲的富裕省份。

4 平價發展建議

中國的海上風能資源和建設條件情況較于其他海上風電大國有所不同，目前距離平價上網尚有一定距離。“十四五”期間結合市場趨勢和自身特色，堅定不移發展海上風電，出臺國家和地方具體政策繼續扶持，有效促進技術進步和成本下降，確保海上風電高質量發展。

4.1 多措并舉提電價

(1)保價收購電量。我國電力交易市場快速發展，電量參與市場交易，同時繳納調峰輔助服務費和細則考核等費用，促使新能源實際電價下降。建議允許上網電價上浮或建議按基準電價收購。

(2)推動綠證、碳排放權等在更大范圍實施。進一步完善我國綠證核發交易管理機制和碳排放權交易機制，通過綠證和碳排放權交易合理補貼新能源環境效益，促進海上風電等新能源更好發展。

(3)鼓勵地方出臺補貼政策。海上風電產業鏈長，可為地方創造大量稅收和就業，建議地方通過政策和財政補貼調動企業積極性，通過國家政策和地方補貼雙重支持，實現海上風電產業鏈延伸和推動地方經濟轉型升級的良性循環。

4.2 多措并舉降造價

(1)自主創新，加大科技公關力度。科技創新未來是實現海上風電平價高質量發展的核心。支持龍頭企業以產學研用一體化模式，加快核心技術部件研發，提高裝備國產化率，提升全產業鏈自主、安全、可控能力。鼓勵產業鏈協同創新，支持風機大型化、漂浮式風機、大直徑嵌巖樁等復雜海底施工技術、柔性直流送出等關鍵核心技術研發，促進海上風電技術創新，促進海上風電進一步降低成本。通過核心部件和技術的研發，使海上風電向深海、遠海方向發展，帶動我國海上風電上下游裝備制造產業的提升。

(2)構建新型并網體系。參照國外海上風電的建設模式，將海上升壓站以外的送出工程改由電網公司承建并給予輸配電價支持，降低發電側投資。同時統一規劃建設海上電力輸送通道，設立柔性直流的示范工程，減少不必要的重復投資，確保海上電源基地送電的持續性與穩定性。

(3)推進資源連片開發以提高規模效益。目前我國海上風場單體容量多在20萬～40萬kW，不利于規模開發；建議未來風場單體容量增加至50萬～100萬kW，并充分考慮投資主體在該海域開發情況，按照連片原則予以核準，提高海上升壓站、海纜等設施利用率，實現集中送出，形成區域規模效應，可降低5%～10%的造價。

4.3 千方百計保電量

我國各地新能源特別是北方地區新能源近年來多出現限電情況，同時出現保障性小時數不斷下降、交易電量不斷上升的情況。考慮到海上風電仍處于不能平價的政策扶持期，且海上風電電量較為穩定，建議給予海上風電不限電的政策，并由電網公司提供長期全額的購電合同。

4.4 創新管理和發展模式以提高綜合效益

(1)加快深遠海海域管理機制研究。推動深遠海海上風電項目用海管理、項目核準、通航論證、軍事影響審批等管理機制研究，為深遠海海上風電項目發展提供政策保障。

(2)研究出臺海上毗鄰區、專屬經濟區風電等發展政策，為企業提前謀劃發展布局提供有利條件。

(3)嘗試“海上風電+”新業態。因地制宜嘗試風電和養殖業結合的海洋牧場，風電和氫能等結合的能源島等跨界融合新業態，利用海上風機的穩固性，將牧場平臺、休閑垂釣、海上救助平臺、智能化網箱、貝類筏架、海珍品礁、集魚礁、產卵礁等與風機基礎融合。新模式可拉長產業鏈，實現產業多元化拓展，同時實現對海上資源開發利用和環境保護的統一管理規劃。

5 結 論

海上風電作為重要的清潔能源之一，在“雙碳”目標、“四個革命、一個合作”等一系列戰略目標指引下，我國應堅定不移發展海上風電。

(1)海上風電發展呈現機組容量大型化、遠海化、深海化等趨勢，我國海上風電經歷了試點、特許權招標、標桿電價、競爭性配置和平價5個階段，標桿電價階段各省所需補貼額為(0.397～0.485 6)元/(kW·h)，補貼強度達46.7%～57.1%。

(2)我國海上風電是沿海地區能源結構轉型的必需，可開發儲量豐富、易于規模化開發，資源優質豐富、電網友好性強，就地消納方便，占用土地少；但也存在資源稟賦相對一般，各地海床條件差別大、長江口以南建設難度大，投資造價有待繼續優化，運維水平有待提高等問題。

(3)國補退坡后，沿海各地短期內均無法實現平價上網，項目經濟性大幅下降，長江口以南省份海上風電可能更快實現平價，特別是已出臺地方補貼政策的廣東和電價可能上漲的富裕省份。

(4)“十四五”期間應出臺國家和地方政策，通過提電價、降造價、保電量和創新發展等有效措施以促進技術進步和成本下降，確保海上風電高質量發展。