我國海上風電發展回顧與展望

秦海巖

中國可再生能源學會風能專業委員會 北京100010

海上風電是我國新時期能源轉型的重要支撐， 也是我國沿海省份發展海洋經濟的重要力量。 我國海上風電雖然起步較晚， 但得益于政策的大力支持、 技術的不斷創新、 產業鏈的不斷完善等， 已經迅速成長為全球最大的海上風電市場。

1 海上風電產業發展歷程

概括來說， 我國海上風電從僅有1 臺風電機組的項目起步， 歷經示范項目階段， 以試驗示范項目建設帶動海上風電技術進步和設備制造產業升級， 在規劃和政策的指引下， 適時穩妥擴大海上風電建設規模，在打好海上風電大規模開發建設的基礎上， 實現了我國海上風電的高質量發展。

1.1 前期探索

我國海上風電探索起源于2007 年。 是年11 月8日， 我國首座安裝有1 臺金風科技1.5 MW 風電機組的海上風電項目在渤海綏中油田建成發電[1]。 該項目由中國海洋石油總公司興建， 從立項到建成投產僅耗時7 個月， 實現了多項自主創新和技術創新。 它標志著我國海上風電探索取得實質性突破， 也拉開了我國海上風電開發的序幕。

1.2 試驗示范

龍源如東海上（潮間帶） 試驗風電場和上海東海大橋100 MW 海上風電示范項目的相繼批復， 標志著我國進入了示范項目建設階段。 龍源如東海上（潮間帶） 試驗風電場拉開了我國開發建設海上（潮間帶）風電場的序幕， 上海東海大橋100 MW 海上風電示范項目則是我國建成的第一個大型海上風電場。

2007 年6 月15 日， 國家發展和改革委員會（以下簡稱國家發改委） 辦公廳下發“在江蘇如東地區建設30 萬千瓦的海上示范風電項目” 的通知[2]， 并要求加快海上示范風電場建設的前期工作。 借此契機，2008 年5 月， 龍源電力在江蘇組建海上風電項目籌建處， 針對該項目開展了大量的研討論證工作。 一年之后， 龍源如東海上（潮間帶） 試驗風電場首批兩臺1.5 MW 風電機組并網發電[3]。 2010 年9 月28 日， 在如東環港外灘海堤外側潮間帶區域， 32 MW 潮間帶試驗風電場建成投產， 實現了全球潮間帶風電“零”的突破。 該項目包括2 臺明陽智能1.5 MW 機組、2臺遠景能源1.5 MW、 2 臺聯合動力1.5 MW 機組、2 臺上海電氣2.0 MW 機組、 2 臺三一電氣2.0 MW機組、 2 臺中國海裝2.0 MW 機組、 1 臺金風科技2.5 MW 機組、 2 臺華銳風電3.0 MW 機組、 1 臺明陽智能緊湊型2.5 MW 機組， 是具有標志性的產業鏈節點試驗， 促進了我國潮間帶風電施工裝備、 作業方式、 基礎形式、 機組運維等環節的建立、 優化和改進， 大幅降低風電場成本， 為國產海上風電機組提供了一個驗證技術以及運行質量的重要平臺， 為我國海上風電由潮間帶向深海擴展， 奠定了堅實的技術基礎。

2008 年5 月， 國家發改委會下發《關于上海東海大橋100 兆瓦海上風電示范項目核準批復》[4]。 2010 年7月10 日， 東海大橋風電場一期全部34 臺3 MW 風電機組并網發電[5]。 該項目位于東海大橋東側1～4 km、浦東新區岸線以南8～13 km 的上海市海域， 平均水深10 m， 總投資22.8 億元。 總裝機容量102 MW 的上海東海大橋風電場， 是我國首個大規模海上風電場， 我國海上風電發展由此開始真正起步。 同時， 它還是歐洲以外的第一個海上風電項目， 是世界其他洲域探索海上風電發展的一塊里程碑。 該項目為我國開展海上風電建設技術的研究工作， 逐步建立海上風電的技術標準體系， 形成擁有自主知識產權的海上風能資源評價、 風電場設計和機組制造技術積累了寶貴的經驗， 為我國海上風電的規模化發展創造了條件。

鑒于如東試驗風電場取得的成果， 2010 年12 月6 日， 國家發改委核準了龍源如東150 MW 海上（潮間帶） 示范風電場項目。 該項目分兩期實施， 一期工程為100 MW， 選用21 臺西門子2.38 MW 機組和17 臺華銳風電3 MW 機組， 于2011 年6 月21 日開工建設， 同年年底投產發電； 二期工程為50 MW，選用20 臺金風科技2.5 MW 機組， 于2012 年11 月23 日投產發電。 這一工程的風能資源和建設條件在江蘇乃至全國的潮間帶風電場中均有較強的代表性， 為我國近海風電場建設積累了寶貴經驗， 起到良好的示范作用。

1.3 小規模開發

受多重因素制約， “十二五” 期間（2011—2015年）， 我國海上風電發展相對緩慢， 海上風電實現裝機不足100 萬千瓦， 并未達到《風電發展“十二五”規劃》 提出的到2015 年海上風電累計裝機500 萬千瓦的目標。 CWEA 發布的《2015 年中國風電裝機容量統計簡報》 顯示， 全年新增裝機中的50.35%為潮間帶項目， 單機容量以4 MW 居多。 由此可見， 項目主要集中在有示范項目可以參考的潮間帶。 但該階段針對海上風電發展面臨的主要問題探索出了有效的解決方案， 對推動海上風電由示范走向快速規模化起著至關重要的作用。

在諸多制約因素中， 成本高一直是海上風電發展緩慢的主要因素。 海上風電由于環境特殊， 對于海上風電機組、 輸變電設施、 運行維護都有特殊要求， 導致無論是設備成本還是運維成本均高于陸上風電， 約為后者的1.5~2 倍。

為了進一步打開市場， 2014 年6 月， 國家發改委公布《關于海上風電上網電價政策的通知》[6]， 明確了海上風電價格政策： 非招標的海上風電項目， 潮間帶風電項目0.75 元/千瓦時（含稅）， 近海風電項目0.85 元/千瓦時（含稅）。 標桿電價的推出， 活躍了市場， 推動了產業“起飛”。

在技術創新層面， 這一時期同樣成為海上風電開發的技術儲備期， 該階段的單機容量已經從3 MW 提升至5 MW。 例如， 中國海裝具有自主知識產權的5 MW 海上風電機組樣機投運。 2014 年1 月16 日，在龍源如東風電場的后續工程中， 2 臺中國海裝5 MW 樣機、 1 臺東方電氣5 MW 樣機、 1 臺遠景能源4 MW 樣機并網運行。

在用海方面， 由于開發區域的特殊性， 海洋、海事、 環保等眾多部門均對開發海上風電的海域有著不同程度的管轄權利， 項目協調難度大。 針對于此，2015 年8 月， 國務院印發《全國海洋主體功能區規劃》[7]， 明確支持海洋可再生能源開發與建設， 因地制宜科學開發海上風能， 在蘇北海域統籌規劃海上風電建設， 對解決長期以來阻礙海上風電發展的海洋資源開發綜合規劃問題起到了積極作用。

1.4 規模化快速發展

“十三五” 時期， 得益于前期的技術儲備， 產業鏈更加完善， 投融資環境更加透明， 我國海上風電迎來了快速發展的階段， 近海海上風電進入規模化發展階段。

就開發規模來看， 截至2020 年6 月底， 共計約1 100 萬千瓦的海上風電項目處于在建狀態， 主要分布于廣東、 江蘇、 遼寧和福建等地區。 2020 年， 海上風電新增并網裝機306 萬千瓦。 到2020 年年底， 海上風電累計并網裝機容量約為900 萬千瓦。

在技術創新層面， 適用于海上的大容量機型呈現快速迭代的趨勢， 不僅5 MW 實現批量應用， 10 MW時代也已開啟。 在此期間， 規劃建設的福建福清興化灣樣機試驗風電場如實記錄了海上風電技術的演變。該風電場是國內領先的海上風電機組科研創新試驗平臺， 以及國內首個大功率海上風電試驗風電場。

它是三峽集團福建福清興化灣300 MW 海上風電場一期工程， 總裝機容量為79.4 MW， 平均單機容量為5.7 MW， 共安裝有來自8 家風電廠商（金風科技、中國海裝、 太原重工、 明陽智能、 東方電氣、 GE、上海電氣、 湘電風能） 的14 臺機組。 該風電場是我國首個批量使用5 MW 以上機組的示范海上風電場，將為今后我國風電大容量機組的發展路徑提供有益實踐和探索。

相比于試驗風電場， 興化灣二期工程的機組容量繼續大幅提升。 2020 年4 月28 日， 國內首臺具有完全自主知識產權的8 MW 風電機組（輪轂中心高度為110 m， 風輪直徑為175 m， 風輪掃風面積相當于3.4個標準化足球場， 在11.5 m/s 左右的風速條件下， 單臺機組24 小時發電約20 萬千瓦時， 可滿足3.5 萬個家庭一天的用電需求） 在該風電場完成吊裝[8]； 2020年7 月12 日， 國內首臺10 MW 海上風電機組在福清興化灣二期海上風電場成功并網發電[9]。

2021 年上半年， 全國海上風電新增并網容量2.15GW， 同比增長102.5%[10]， 呈現出強勁的發展態勢。 “十四五” 時期是實現“30·60” 目標的關鍵期，我國海上風電開發速度將大幅提升， 成為新能源裝機增長的新引擎。

2 發展成就

結合上述歷程梳理可知， 我國海上風電發展遵循循序漸進， 先近海再遠海， 先示范后批量的原則， 在政策引領下， 通過行業的共同努力， 裝機規模、 技術創新、 成本降低等方面取得的巨大成就， 不僅為我國可再生能源發展增長了新的動力， 也為全球應對氣候變化發揮了重要的作用。

2.1 裝機規模穩居全球前列

在全球范圍內， 2015 年， 我國海上風電累計裝機容量排名由第5 升至第4； 2016—2019 年， 穩居第3；2020 年， 以9.898GW 的累計裝機容量超過德國， 升至第2 位。

2020 年， 我國海上風電新增裝機容量超過3GW，連續第3 年居全球之首。

2.2 產業布局輻射全國海域

在我國沿海省份中， 江蘇、 廣東、 福建等8 個省份已有海上風電并網項目。

從發展規劃來看， 沿海省份在近遠期規劃中， 基本明確提出了百萬千瓦或千萬千瓦的裝機目標。

就分布區域而言， 除了項目分布較為集中的東南部海域， 在東北海域， 有位于遼寧大連海域的莊河海上風電項目， 總裝機容量為300 MW， 場址南北長8.6 km， 東西寬7.7 km， 場址中心距離岸線約22.5 km， 涉海面積約47.7 km2， 場區水深15~25 m。山東雖起步較晚， 但其截至目前的最大海上風電項目——總裝機規模為301.6 MW 的煙臺海陽風電項目已開工建設。

就離岸距離來看， 我國海上風電呈現從近海走向深遠海的態勢。 目前， 在建離岸距離最遠的海上風電場是大豐H8-2 海上風電項目， 場址中心離岸距離72 km。

2.3 產業基地建設成效出現

2017 年， 廣東將海上風電定位為重點發展產業，《廣東省加快發展海洋六大產業行動方案（2019—2021 年）》[11]將建設珠三角海上風電科創金融基地、 建設粵西海上風電高端裝備制造基地、 建設粵東海上風電運維和整機組裝基地作為工作重點。 近年來， 廣東省的風電產業發展方興未艾， 除了形成完善的裝備制造產業鏈， 更是致力于打造世界一流的風電產業基地。 以陽江為例， “十三五” 以來， 陽江加快推進海上風電產業發展， 招引了大批龍頭企業進駐， 全產業鏈條不斷完善。 除裝備制造業外， 還全力推進世界級風電出運母港、 國家海上風電裝備質量監督檢驗中心和廣東（陽江） 海上風電技術創新中心等的建設， 海上風電母港生態圈建設取得重大進展。 其中， 海上風電裝備質量監督檢驗中心一期主要是建設具備150 m長葉片檢測能力的葉片實驗室， 滿足當前以及未來葉片檢測的市場需求； 二期將建設軸承等其他綜合性實驗平臺， 為我國風電關鍵技術試驗提供基礎設施平臺。

2.4 技術研發能力顯著增強

2.4.1 關鍵零部件實現國產化

在我國風電發展初期， 葉片、 齒輪箱產品的非國產率超過30%， 2012 年之后逐步降低， 比例下降約10%~15%。 葉片所用的樹脂、 結構膠、 芯材等原材料實現了本地化生產， 玻纖完全國產化。 軸承的非國產產品市場份額在2012 年前達到90%， 現在下降至50%。 發電機、 偏航/變槳軸承、 變流器、 變槳系統最初多來自國內的外資企業， 2012 年后實現大規模國產化， 如發電機、 變流器， 由小部分國產轉為全部國產 （2012 年前非國產率達到80%， 目前降至不足5%）； 變槳系統、 偏航/變槳軸承從國產試點轉為大部分國產（2012 年前非國產率為100%， 目前降至不足5%）。 葉片的部分關鍵技術同樣實現了突破， 如型式認證、 預埋技術。

為平穩推進海上風電建設， 近年來， 國家在大型海上風電機組及關鍵部件研制與產業化方面取得了多項重大突破， 包括適應我國海上風況的新型大葉輪設計與應用技術研究、 大型海上風電機組的試驗方案研究以及海上安裝、 運維、 防腐等產業化關鍵技術研究。

2.4.2 機組加速走向大型化

我國海上風電， 無論是機組容量， 還是葉片， 一直朝著更大、 更長的方向發展。 從我國已并網的海上風電機組來看， 單機容量在4 MW 以上的機型占并網裝機容量的一半以上。 我國海上風電機組最大單機容量已經達到11 MW， 最長葉片達到107 m， 充分證明了我國具備10 MW 以上大容量海上風電機組自主設計、 研發、 制造、 安裝、 調試、 運行能力。

2.4.3 自主創新能力增強

我國海上風能資源情況與歐洲存在一定差異， 且就國內而言， 不同海域的情況也不盡相同。 因此， 多年來國內企業從我國國情出發研發出了適合不同風況特性的風電裝備和技術。 各整機商推出采用定制化關鍵部件以及搭載先進控制策略的抗臺風型風電機組， 針對我國沿海定制化設計和探索的明陽智能MySE 5.5-7.0 MW 系列機組、 東方電氣10 MW 海上抗臺風型風電機組就是其中的代表。

不斷向大型化發展的海上風電機組， 對風電安裝船的甲板面積、 吊重吊高、 甲板載荷、 定位以及打樁能力等方面也提出了更高要求。 逐步向更深海域延伸的海上風電產業， 要求風電安裝船的水深適應能力逐步增強。 為保障海上風電產業平穩有序的發展， 多年來我國提早布局和研發新船型， 致力于海上風電安裝船功能的優化提升， 并取得世界頂尖的科技技術成果。 據英國造船和海運業分析機構克拉克森統計， 在海上風電安裝船市場中， 我國船廠占據主導地位[12]。目前， 在全球接單量排名前10 的自升式海上風電安裝船船廠中， 我國船廠占據7 個席位。 例如， 2019 年已經交付使用的國內首艘1 300 噸自升自航式風電安裝船 “鐵建風電01” 配備了多項世界領先的科技功能[13]， 多項技術指標打破國內紀錄， 是目前國內最先進、 綜合性能最高的海上風電安裝船舶。 啟東海工成功自主研發出世界首個8 MW 級風電機組的海上安裝系列平臺， 集裝載運輸、 自航自升、 繞樁吊起重、動力定位、 海上作業等多種功能于一體。

2.5 發電成本穩步下降

國際可再生能源署 （IRENA） 的數據顯示，2010—2020 年， 我國海上風電度電成本下降了53%。同時， 新型大容量機組的應用， 專業化施工船舶和設備的投用， 數字化技術手段的普及等， 都將帶動全生命周期成本的下降。 預計到2025 年， 我國近海風電的度電成本有望降至0.4 元/千瓦時， 遠海風電的度電成本將達到0.5 元/千瓦時[14]。

3 展 望

我國基本具備了大規模開發海上風能資源的能力， 未來幾年是技術創新和變革的關鍵期， 我國海上風電技術將圍繞以下幾條主線演進：

一是大型化。 應用更大的風電機組， 能夠有效提高風能利用效率， 并大幅降低初始投資、 安裝施工成本、 運維成本等， 由此帶動度電成本持續下降。 風電度電成本的下降最主要的貢獻來自發電能力和效率的提升， 而不僅是造價的下降。 最新的葉片風輪直徑已經突破200 m， 可以預見未來3~5 年內， 我國海上風電度電成本將可以再降一半， 這還沒有包括機組可靠性和基于大數據人工智能的全生命周期管理等技術應用帶來的疊加提升效應。

二是智能化。 近年來， 新一代信息化技術被廣泛應用于海上風電產業鏈的各個環節中， 智能化、 互聯化成為海上風電產業的重要特征。 在選址環節， 基于高精度風電場功率預測微觀選址技術、 大數據中的尺度建模技術和衛星遙感的物理建模技術， 智慧選址模式正在逐步取代費時、 低效的傳統方式。 在運行中，借助現有技術， 通過感知并預測所處環境變化， 系統能夠自動采取不同控制策略， 做到降載增壽， 提高發電效率。 在運維環節， 通過在風電場安裝狀態監測和故障診斷系統， 并結合資產完整性管理理念， 故障維修已經從事后轉向事前， 逐步走向預防性維護， 并在運維方案定制和成本優化方面開始發揮作用。 未來，更廣泛的監測傳感、 物聯技術應用以及建模仿真能力提升， 將逐步促成數字孿生技術的實現， 讓風電資產的運營和改造從中受益， 這有賴于監測技術和經濟性評價方法的進步。 此外， 通過數字化信息整合行業資源、 改變產業鏈互動和資源調配方式， 將進一步提高效率、 降低成本， 這需要行業重新審視， 并改變現有的合作模式。

三是專業化。 我國海上風電產業規模化發展的提速， 以及項目開發逐步走向深遠海， 對運輸、 安裝施工、 運維等裝備提出了更高的要求。 進一步提升安裝船、 鋪纜船、 運維船的專業化水平， 成為擺在業界面前的重要課題之一， 這需要各方攜手推進相關技術的研發、 先進裝備的設計與制造。

4 建 議

當前我國海上風電仍存在施工、 運維經驗不足，深遠海技術研發有待加強， 與其他產業協同發展模式有待優化等問題。 為了保障海上風電產業健康發展，不斷增強市場競爭力， 實現平價目標， 亟待圍繞以下方面不斷努力， 通過實踐不斷做大做強海上風電產業鏈。

（1） 盡快出臺產業扶持政策

當下， 海上風電還不具備平價上網的條件， 仍需政府提供適當的支持， 助推其在未來3~5 年內過渡到平價上網。 在這種情況下， 希望中央和沿海省份能夠出臺扶持政策： 加強統籌規劃， 堅持集中連片開發，確保單體項目規模不低于100 萬千瓦； 送出系統工程由電網負責投資， 成本納入輸配電價； 采取“以獎代補” 的方式， 支持重點產品與項目的開發， 實現跨越式創新； 成立海上風電發展促進基金， 推動項目長期貸款利率降至3%以下； 調整對央企投資收益率的考核要求， 如降到6%或更低。

（2） 加大關鍵技術研發力度

著力解決“卡脖子” 關鍵技術難題， 建設海上風電科技強國。 一是加強基礎科學研究。 充分認識關鍵技術的復雜性， 加強關鍵技術涉及的各項學科建設，增強跨學科復合型人才儲備， 夯實關鍵技術研發的理論基礎， 攻克機組主軸承、 葉片原材料等國產化難題， 加快對具有前瞻性的海洋測風、 安裝和運維船舶等的研究。 二是推動試驗檢驗能力建設， 需要高度重視樣機測試、 認證工作， 對于海上風電而言， 一旦批量安裝后出現問題， 將會付出慘重的代價。 因此， 必須扎實推進前期工作， 遵循先安裝樣機再批量安裝的原則， 做好認證測試。 為此， 需要搭建更具適配性、趨近真實工況的風電整機及關鍵部件試驗檢測平臺，提升研發產品的質量水平。 三是加強數字化技術的研發。 加強企業間交流合作， 消除數字壁壘， 借助數字化技術等手段提升整機性能和可靠性， 提高施工、 運維和管理效率。

（3） 打造更加堅強的產業鏈

我國海上風電產業鏈完備程度不足， 一是主軸承、 葉片等產業鏈相對薄弱。 二是海上風電機組工況復雜且作業窗口期較短， 需要運維更具專業性和可靠性， 但由于國內海上風電尚處于初步發展階段， 風電運維市場還不成熟， 需要建立及健全運維產業鏈。 三是進一步提升風電母港產業集群集中度與完備程度，減少同質化， 促進產業整合優化， 通過海上風電集約化發展， 帶動成本快速下降。 例如， 廣東陽江、 揭陽、 江蘇如東等地具備建設海上風電母港的優良條件， 依托海上風電開發， 通過產業配套及產業組合，實現海上風電全生命周期產業價值的集合， 形成千億元級產業集群。

（4） 增強深遠海技術支撐

海上風電由近海走向遠海是必然的趨勢， 為了支撐深遠海海上風電發展， 必須做好數據積累， 加強關鍵技術研發。 與近海相比， 深海環境更加惡劣， 對機組基礎、 海底電纜、 海上平臺集成等技術提出了更嚴苛的要求。 必須強化創新力度， 全面加強基礎科學、試驗仿真的能力， 推進數字化技術在遠海領域的應用， 提高施工、 運維和管理效率。 此外， 我國目前主要針對近海海域的風能資源評估， 難以為深遠海發展提供數據支撐， 還應加強評估規劃等前期工作。

（5） 推動跨產業融合發展

發展海上風電與我國建設海洋經濟的國家戰略高度契合， 海上風電與海洋牧場、 氫能、 儲能等的融合發展， 在為沿海城市提供高質量、 低成本、 無污染的電力、 氫氣等能源的同時， 還可以為海工裝備業培育新的增長點。 因此， 應推動相關技術和模式的研究，實現海上風電的多元化發展。

近年來， 習近平總書記就實現碳達峰與碳中和目標， 以及創新發展發表過一系列重要講話， 海上風電能夠為此提供關鍵支撐。 在當前的關鍵成長期， 各級政府相關部門應當通過優化政策環境來加快海上風電發展， 使之成為沿海地區盡早實現“雙碳” 目標、 打造全球創新發展新高地的核心路徑。