“十三五”以来，我国海上风电快速发展，截至2019年底，累计并网容量593万千瓦，提前一年完成规划目标，成为仅次于英国和德国的世界第三大海上风电国家。“十四五”是实现2030年非化石能源占一次能源消费比重20%目标的关键期，在此期间我国海上风电仍将继续保持快速发展，成为新能源发电新的增长极。海上风电装机规模不断提升的同时，还面临着诸多挑战。
海上风电发展面临的主要问题
去补贴、提高设备可靠性以及提升装备国产化水平是未来我国海上风电发展面临的主要问题。
海上风电目前造价偏高，在补贴退出的情况下，大规模发展经济性风险较大。2014年，《关于海上风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2014〕1216号)首次明确了海上风电0.85元/千瓦时的上网电价，在固定上网电价政策的支持下，我国海上风电快速发展;2019年5月，《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号)提出将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准的海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，且不得高于指导价，补贴退坡加速;2020年2月，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建〔2020〕4号)提出新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围。根据彭博新能源财经统计，2019年我国海上风电项目平均度电成本约为0.079~0.118美元/千瓦时，折合人民币约0.521~0.779元/千瓦时，平均度电成本0.093美元/千瓦时，折合人民币约0.614元/千瓦时，整体离平价上网还有较大差距。海上风电是资金、技术密集型的长周期产业，保持政策稳定和收益预期是促进海上风电持续发展的关键，在造价偏高的初期，若没有补贴支持，大规模发展将面临较大的经济性风险。
我国海上风电商业运营时间较短，还需时间检验。与陆上风电相比，海上风电运行环境更加恶劣，并且面临台风、腐蚀等新问题。上个世纪90年代，欧洲已经开始了海上风电的研究和实践。1991年，丹麦建成全球首个海上风电项目，共安装11台风电机组，单机容量450千瓦。英国第一座海上风电场于2000年并网，近期即将退役。欧洲海上风电经历了一轮设计周期的实践，在装备制造、建设施工、运行维护乃至退役拆除方面积累了丰富的经验，支撑了近几年海上风电的大规模发展。我国海上风电起步较晚， 2010年首个海上风电项目上海东大桥海上风电开工建设，2014年全部竣工投产，我国并网投入且商业化运营的海上风电场多在2015年以后，在运营初期，质量问题频繁发生。近两年，新型大容量机组密集投运，可靠性仍需时间检验，若大规模快速发展产生质量问题，运维成本高昂，将造成较大损失。
关键设备依赖进口，国产化率较低成为制约我国海上风电发展的重要因素。2005年，《关于风电建设管理有关要求的通知》(发改能源〔2005〕1204号)曾规定：风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设。该政策大大促进了我国风电产业链的发展，陆上风电整体国产化率达到95%。根据相关法规要求，2009年《关于取消风电工程项目采购设备国产化率要求的通知》(发改能源〔2009〕2991号)取消了风电设备国产化率70%以上的限制，外资企业和进口设备不断进入我国风电市场。与陆上风电相比，我国海上风电部分设备和大部件仍依赖进口，如国产大兆瓦风机中的关键部件主轴承大多采用国外企业产品，进口一台风电主轴承设备大约需要4000万元左右，成本高昂。目前我国也在加紧海上风电关键技术研发，核心任务是提升海上风电机组的可靠性，实现平均故障间隔时间由1000小时提升至3500小时;提高关键零部件的国产化率达到95%。
“十四五”我国海上风电发展的几点思考
开展海上风电勘察与资源再评估，充分发挥政府在海上风电开发方面的基础性作用。
我国海上风电资源测量的全面性和精细度还难以支撑国家层面的开发布局以及产业指导。宏观层面主要基于中国气象局国家气候中心通过卫星以及测量船开展，其中风能资源已实现离岸一百公里内数据采集，空间分辨率为3公里。微观层面主要由开发商开展，根据《海上风电场风能资源测量及海洋水文观测规范》(NB/T31029-2012)要求，风电场范围内至少有1座测风塔，高度不低于100米，潮间带及潮下带滩涂风电场测风塔的控制半径不超过5公里，其他海上风电场不超过10公里。为节省成本，目前实际测风塔高度达不到100米，通过风廓线模型推导不同层高的风速。除风资源测量外，海上风电资源评估包括海洋水文测量和海洋地质勘察等，需要对台风、海浪、海冰、海雾、海温以及海底地质结构进行全面的勘察。我国目前主要针对近海海域的风电资源评估，50公里以外海域数据还不全面，难以为中远期规划提供数据支撑。
与陆上风电相比，海上风电开发涉及的管理部门更多，程序更为复杂，成本也更高。政府在部门协调、资源整合方面具有天然优势，宜牵头做好海上风电勘察和评估的基础性工作，并公开相关数据，为海上风电科学规划提供支撑，为项目环评、论证、决策等前期工作提供依据，实现精准投资和高效开发。欧洲各国政府在海上风电资源勘察和评估方面发挥了重要作用，德国规定2021年开始并网的海上风电项目，由德国联邦海事和水文局完成前期选址和勘察等工作，开发商无需办理繁杂的行政审批手续。丹麦政府牵头负责环评、海洋勘测等主要前期工作，海上升压站建设和海底电缆敷设等并网工程则由电网公司承担。英国海上风电的勘察和微观选址主要由开发商主导，但商业、能源和工业战略部(BEIS)负责编制英国海上能源战略环境评估报告，为规划或海床租赁提供决策依据。我国海上风电规划以省为单位开展，政府在资源勘察、环境评估以及数据公开等方面还需要提升服务水平。
科学合理的开发规模是促进海上风电产业健康有序发展的基础。
随着全球能源转型速度的加快以及新能源成本的降低，海上风资源丰富的国家纷纷推出了海上风电的规划。英国提出，2030年前海上风电累计装机达到3000万千瓦，为全国提供30%以上的电力。德国计划到2030年，将海上风电装机提高至1500万千瓦，满足全国约13%的电力需求。我国尚未出台海上风电专项规划。国家能源局发布《风电发展“十三五”规划》，指出要积极稳妥推进海上风电建设，到2020年并网装机达到500万千瓦，在建规模达到1000万千瓦，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年开工建设规模均达到百万千瓦以上。国家层面不再出台海上风电专项规划，这意味着各省市在国家总体框架下，需根据自身资源条件开展省级海上风电发展规划，目前仅广东等个别省份出台了专项规划。
资源条件、装备产能、施工吊装能力、消纳能力是“十四五”海上风电规划布局的硬约束。资源条件方面，我国5～55米水深、70米高度海上风电开发潜力约5亿千瓦，5～25米水深海上风电开发潜力约1.9亿千瓦。受到海洋军事、航线、港口、养殖等海洋功能区规划的限制以及各种海洋自然保护区等划定的生态红线区限制，实际可开发量将远小于理论开发量。目前我国潮间带和近海区域内的海上风电开发技术较为成熟，成本较低，该部分资源宜优先开发，根据经济性和技术成熟度可探索开发深远海风电。供应链产能方面，目前我国大容量机组叶片产能还难以满足当前的“抢装潮”需求，巴沙木等叶片关键原材料进口价格上涨，大容量风电机组主轴承几乎全部依赖进口，供应能力受制于外资企业。施工与吊装能力方面，根据统计，全国可供利用的海上风电安装船只25艘左右，受施工窗口期以及施工效率的影响，每艘作业船只每年只能完成40台左右风机的吊装，吊装容量能力约400~500万千瓦左右。消纳能力方面，目前海上风电装机容量仍然较小，且分布在负荷密度较高的沿海地区，不存在消纳问题。随着海上风电装机规模的不断提升，本地燃煤机组的加快退役，应叠加本地区陆上风电和光伏发电运行情况，对未来新能源发电的整体消纳能力进行测算，防止无序发展带来大规模弃电风险。
合理对标国外风电机组容量，选择与我国风资源相适应的大容量机组。
大容量机组可以提高发电量，减少单位功率投资，降低运维成本，是降低海上风电项目度电成本的重要路径。在特定风速概率分布曲线下，提升叶片扫风面积可提升机组发电功率，欧洲海域年平均风速较高且长年保持稳定，在技术可实现的条件下不断增加风轮直径以提高机组额定功率，且仍能保持容量利用系数基本不变。欧洲多执行按机位核准，对总容量没有太多限制，提高单个机位投入产出比是开发商的主要目标。2019年，欧洲共计502台风机并入电网，平均单机功率达到7.8兆瓦。目前，10兆瓦及以上风机成为各大风机制造商的战略机型，西门子歌美飒首台11兆瓦海上风机在丹麦Osterild风场完成安装，GE的12兆瓦海上风电样机于2019年10月在荷兰阿姆斯特丹正式完成吊装并发电，成为目前全球单机功率最大的海上风电机组，2030年，海上风电单机功率将达到15~20兆瓦。
我国风资源条件难以媲美欧洲，一味提升单机机组容量经济性并非最优。我国风电场执行限容量核准，国家海洋局《关于进一步规范海上风电海管理的意见》提出提高海域资源利用效率，单个海上风电场外缘边线包络海域面积原则上每10万千瓦控制在16平方公里左右。在江苏省的规划中，平均单位容量占海面积下调超64%，意味着单机容量更大的机组才能满足要求。与欧洲相比，我国海上风能资源总体不算丰富，容量利用系数仅为23~34%，低于全球43%平均水平。若欧洲年平均风速10米/秒，我国年平均风速8米/秒，在相同容量利用系数下，我国机组最佳单机容量仅为欧洲的二分之一，一味提高单机容量将导致容量利用系数降低，年发电量也并不能随着单机容量提升而持续增长。同时，我国执行的是固定海域限容量核准，在全场容量确定的基础上再开展机组选型，提高所有机组整体投入产出比是我国开发商的主要目标。提高单机容量是降低度电成本的重要路径，是海上风电发展的基本趋势，我国海上风电机组选型应从风资源实际条件出发，合理对标国外风电机组容量，选择合适的技术路线，确定一批稳定的机型，以满足经济性和可靠性的基本要求。
提升大规模集中连片海上风电安全稳定运行水平。
与陆上风电相同，海上风电同样存在频率、电压耐受能力偏低问题。大型机组故障或大容量线路跳闸使得系统频率、电压发生较大变化，特别是沿海省份多为特高压直流受端电网，交流侧故障极易引发直流闭锁，造成大额功率缺失，由此导致海上风电机组大规模脱网，引发连锁故障。该问题随着海上风电装机规模的快速增长而日益突出。
2019年8月9日，英国发生大规模停电事故，是自2003年“伦敦大停电”以来规模最大、影响人口最多的停电事故，本次停电与世界上最大的Hornsea海上风电场密切相关。资料显示，由于某种未知的扰动，Little Barford燃气电站停机，系统损失了730兆瓦功率，导致系统频率下降，频率下降后，Hornsea海上风电出力突降900兆瓦。系统在两分钟之内连续损失功率1630兆瓦，约占总负荷的6.43%，系统频率降至49赫兹以下，低频减载启动，在全网范围内切除部分负荷，导致停电事故。Hornsea海上风电在系统频率下降时不仅没有帮助系统恢复，还因自身耐受低频能力不足进一步加剧了系统故障。
大规模海上风电并网除频率、电压耐受问题，还存在宽频带(5～300赫兹)的次同步振荡问题，危及火电机组及主网安全，该类问题在新疆、甘肃等陆上风电富集地区更为显著。在大力发展海上风电的同时，应提高机组涉网性能，挖掘机组自身动态有功、无功调节能力，防范大规模脱网引发连锁故障。
完善海上风电发展相关政策。
自2020年起，新增海上风电将不再纳入中央财政补贴范围，在开发成本仍然高企且无中央财政补贴的情况下，应进一步完善海上风电相关政策，保障海上风电产业持续发展。
一是实行配额制下的绿色电力证书交易。2017年，我国启动绿证自愿认购政策，作为新能源发电上网电量财政补贴的补充措施;2020年，我国正式施行可再生能源配额制，自愿认购绿证作为完成配额指标的补充方法;《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建〔2020〕4号)提出自2021年1月1日起实行配额制下的绿色电力证书交易，通过绿证交易替代财政补贴。目前我国海上风电开发成本较其他可再生能源发电相对要高，可参考英国配额制实施经验，即每兆瓦时海上风电获得的绿色证书始终高于其他可再生能源种类，并随着成本降低，适时退坡。
二是实施地方补贴。与陆上风电不同，海上风电仅在我国10多个沿海省份开发并就近消纳。海上风电对沿海省份的经济、产业、就业带动能力很强，打造海上风电母港，集制造、仓储、运输、运维等一体的临港海上风电配套产业基地，形成产业聚集效应，丹麦埃斯比约港、英国赫尔港等都完成了从以油气业务为主向海上风电母港的升级，并产生很好的辐射效应，我国广东阳江、江苏如东等地具备建设海上风电母港的良好条件。地方政府和企业享受的海上风电发展红利，可通过地方补贴适当反哺较高的开发成本。
本文刊载于《中国电力企业管理》2020年5期，作者供职于国网能源研究院有限公司
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