海上風電發展面臨的主要問題

 

去補貼、提高設備可靠性以及提升裝備國產化水平是未來我國海上風電發展面臨的主要問題。

 

海上風電目前造價偏高，在補貼退出的情況下，大規模發展經濟性風險較大。2014年，《關于海上風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2014〕1216號）首次明確了海上風電0.85元/千瓦時的上網電價，在固定上網電價政策的支持下，我國海上風電快速發展；2019年5月，《關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）提出將海上風電標桿上網電價改為指導價，新核準的海上風電項目全部通過競爭方式確定上網電價，且不得高于指導價，補貼退坡加速；2020年2月，《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》（財建〔2020〕4號）提出新增海上風電不再納入中央財政補貼范圍。根據彭博新能源財經統計，2019年我國海上風電項目平均度電成本約為0.079~0.118美元/千瓦時，折合人民幣約0.521~0.779元/千瓦時，平均度電成本0.093美元/千瓦時，折合人民幣約0.614元/千瓦時，整體離平價上網還有較大差距。海上風電是資金、技術密集型的長周期產業，保持政策穩定和收益預期是促進海上風電持續發展的關鍵，在造價偏高的初期，若沒有補貼支持，大規模發展將面臨較大的經濟性風險。

 

我國海上風電商業運營時間較短，還需時間檢驗。與陸上風電相比，海上風電運行環境更加惡劣，并且面臨臺風、腐蝕等新問題。上個世紀90年代，歐洲已經開始了海上風電的研究和實踐。1991年，丹麥建成全球首個海上風電項目，共安裝11臺風電機組，單機容量450千瓦。英國第一座海上風電場于2000年并網，近期即將退役。歐洲海上風電經歷了一輪設計周期的實踐，在裝備制造、建設施工、運行維護乃至退役拆除方面積累了豐富的經驗，支撐了近幾年海上風電的大規模發展。我國海上風電起步較晚， 2010年首個海上風電項目上海東大橋海上風電開工建設，2014年全部竣工投產，我國并網投入且商業化運營的海上風電場多在2015年以后，在運營初期，質量問題頻繁發生。近兩年，新型大容量機組密集投運，可靠性仍需時間檢驗，若大規模快速發展產生質量問題，運維成本高昂，將造成較大損失。

 

關鍵設備依賴進口，國產化率較低成為制約我國海上風電發展的重要因素。2005年，《關于風電建設管理有關要求的通知》（發改能源〔2005〕1204號）曾規定：風電設備國產化率要達到70%以上，不滿足設備國產化率要求的風電場不允許建設。該政策大大促進了我國風電產業鏈的發展，陸上風電整體國產化率達到95%。根據相關法規要求，2009年《關于取消風電工程項目采購設備國產化率要求的通知》（發改能源〔2009〕2991號）取消了風電設備國產化率70%以上的限制，外資企業和進口設備不斷進入我國風電市場。與陸上風電相比，我國海上風電部分設備和大部件仍依賴進口，如國產大兆瓦風機中的關鍵部件主軸承大多采用國外企業產品，進口一臺風電主軸承設備大約需要4000萬元左右，成本高昂。目前我國也在加緊海上風電關鍵技術研發，核心任務是提升海上風電機組的可靠性，實現平均故障間隔時間由1000小時提升至3500小時；提高關鍵零部件的國產化率達到95%。

 

“十四五”我國海上風電發展的幾點思考

 

開展海上風電勘察與資源再評估，充分發揮政府在海上風電開發方面的基礎性作用。

 

我國海上風電資源測量的全面性和精細度還難以支撐國家層面的開發布局以及產業指導。宏觀層面主要基于中國氣象局國家氣候中心通過衛星以及測量船開展，其中風能資源已實現離岸一百公里內數據采集，空間分辨率為3公里。微觀層面主要由開發商開展，根據《海上風電場風能資源測量及海洋水文觀測規范》（NB/T31029-2012）要求，風電場范圍內至少有1座測風塔，高度不低于100米，潮間帶及潮下帶灘涂風電場測風塔的控制半徑不超過5公里，其他海上風電場不超過10公里。為節省成本，目前實際測風塔高度達不到100米，通過風廓線模型推導不同層高的風速。除風資源測量外，海上風電資源評估包括海洋水文測量和海洋地質勘察等，需要對臺風、海浪、海冰、海霧、海溫以及海底地質結構進行全面的勘察。我國目前主要針對近海海域的風電資源評估，50公里以外海域數據還不全面，難以為中遠期規劃提供數據支撐。

 

與陸上風電相比，海上風電開發涉及的管理部門更多，程序更為復雜，成本也更高。政府在部門協調、資源整合方面具有天然優勢，宜牽頭做好海上風電勘察和評估的基礎性工作，并公開相關數據，為海上風電科學規劃提供支撐，為項目環評、論證、決策等前期工作提供依據，實現精準投資和高效開發。歐洲各國政府在海上風電資源勘察和評估方面發揮了重要作用，德國規定2021年開始并網的海上風電項目，由德國聯邦海事和水文局完成前期選址和勘察等工作，開發商無需辦理繁雜的行政審批手續。丹麥政府牽頭負責環評、海洋勘測等主要前期工作，海上升壓站建設和海底電纜敷設等并網工程則由電網公司承擔。英國海上風電的勘察和微觀選址主要由開發商主導，但商業、能源和工業戰略部（BEIS）負責編制英國海上能源戰略環境評估報告，為規劃或海床租賃提供決策依據。我國海上風電規劃以省為單位開展，政府在資源勘察、環境評估以及數據公開等方面還需要提升服務水平。

 

科學合理的開發規模是促進海上風電產業健康有序發展的基礎。

 

隨著全球能源轉型速度的加快以及新能源成本的降低，海上風資源豐富的國家紛紛推出了海上風電的規劃。英國提出，2030年前海上風電累計裝機達到3000萬千瓦，為全國提供30%以上的電力。德國計劃到2030年，將海上風電裝機提高至1500萬千瓦，滿足全國約13%的電力需求。我國尚未出臺海上風電專項規劃。國家能源局發布《風電發展“十三五”規劃》，指出要積極穩妥推進海上風電建設，到2020年并網裝機達到500萬千瓦，在建規模達到1000萬千瓦，重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設，到2020年開工建設規模均達到百萬千瓦以上。國家層面不再出臺海上風電專項規劃，這意味著各省市在國家總體框架下，需根據自身資源條件開展省級海上風電發展規劃，目前僅廣東等個別省份出臺了專項規劃。

 

資源條件、裝備產能、施工吊裝能力、消納能力是“十四五”海上風電規劃布局的硬約束。資源條件方面，我國5～55米水深、70米高度海上風電開發潛力約5億千瓦，5～25米水深海上風電開發潛力約1.9億千瓦。受到海洋軍事、航線、港口、養殖等海洋功能區規劃的限制以及各種海洋自然保護區等劃定的生態紅線區限制，實際可開發量將遠小于理論開發量。目前我國潮間帶和近海區域內的海上風電開發技術較為成熟，成本較低，該部分資源宜優先開發，根據經濟性和技術成熟度可探索開發深遠海風電。供應鏈產能方面，目前我國大容量機組葉片產能還難以滿足當前的“搶裝潮”需求，巴沙木等葉片關鍵原材料進口價格上漲，大容量風電機組主軸承幾乎全部依賴進口，供應能力受制于外資企業。施工與吊裝能力方面，根據統計，全國可供利用的海上風電安裝船只25艘左右，受施工窗口期以及施工效率的影響，每艘作業船只每年只能完成40臺左右風機的吊裝，吊裝容量能力約400~500萬千瓦左右。消納能力方面，目前海上風電裝機容量仍然較小，且分布在負荷密度較高的沿海地區，不存在消納問題。隨著海上風電裝機規模的不斷提升，本地燃煤機組的加快退役，應疊加本地區陸上風電和光伏發電運行情況，對未來新能源發電的整體消納能力進行測算，防止無序發展帶來大規模棄電風險。

 

合理對標國外風電機組容量，選擇與我國風資源相適應的大容量機組。

 

大容量機組可以提高發電量，減少單位功率投資，降低運維成本，是降低海上風電項目度電成本的重要路徑。在特定風速概率分布曲線下，提升葉片掃風面積可提升機組發電功率，歐洲海域年平均風速較高且長年保持穩定，在技術可實現的條件下不斷增加風輪直徑以提高機組額定功率，且仍能保持容量利用系數基本不變。歐洲多執行按機位核準，對總容量沒有太多限制，提高單個機位投入產出比是開發商的主要目標。2019年，歐洲共計502臺風機并入電網，平均單機功率達到7.8兆瓦。目前，10兆瓦及以上風機成為各大風機制造商的戰略機型，西門子歌美颯首臺11兆瓦海上風機在丹麥Osterild風場完成安裝，GE的12兆瓦海上風電樣機于2019年10月在荷蘭阿姆斯特丹正式完成吊裝并發電，成為目前全球單機功率最大的海上風電機組，2030年，海上風電單機功率將達到15~20兆瓦。

 

我國風資源條件難以媲美歐洲，一味提升單機機組容量經濟性并非最優。我國風電場執行限容量核準，國家海洋局《關于進一步規范海上風電海管理的意見》提出提高海域資源利用效率，單個海上風電場外緣邊線包絡海域面積原則上每10萬千瓦控制在16平方公里左右。在江蘇省的規劃中，平均單位容量占海面積下調超64%，意味著單機容量更大的機組才能滿足要求。與歐洲相比，我國海上風能資源總體不算豐富，容量利用系數僅為23~34%，低于全球43%平均水平。若歐洲年平均風速10米/秒，我國年平均風速8米/秒，在相同容量利用系數下，我國機組最佳單機容量僅為歐洲的二分之一，一味提高單機容量將導致容量利用系數降低，年發電量也并不能隨著單機容量提升而持續增長。同時，我國執行的是固定海域限容量核準，在全場容量確定的基礎上再開展機組選型，提高所有機組整體投入產出比是我國開發商的主要目標。提高單機容量是降低度電成本的重要路徑，是海上風電發展的基本趨勢，我國海上風電機組選型應從風資源實際條件出發，合理對標國外風電機組容量，選擇合適的技術路線，確定一批穩定的機型，以滿足經濟性和可靠性的基本要求。

 

提升大規模集中連片海上風電安全穩定運行水平。

 

與陸上風電相同，海上風電同樣存在頻率、電壓耐受能力偏低問題。大型機組故障或大容量線路跳閘使得系統頻率、電壓發生較大變化，特別是沿海省份多為特高壓直流受端電網，交流側故障極易引發直流閉鎖，造成大額功率缺失，由此導致海上風電機組大規模脫網，引發連鎖故障。該問題隨著海上風電裝機規模的快速增長而日益突出。

 

2019年8月9日，英國發生大規模停電事故，是自2003年“倫敦大停電”以來規模最大、影響人口最多的停電事故，本次停電與世界上最大的Hornsea海上風電場密切相關。資料顯示，由于某種未知的擾動，Little Barford燃氣電站停機，系統損失了730兆瓦功率，導致系統頻率下降，頻率下降后，Hornsea海上風電出力突降900兆瓦。系統在兩分鐘之內連續損失功率1630兆瓦，約占總負荷的6.43%，系統頻率降至49赫茲以下，低頻減載啟動，在全網范圍內切除部分負荷，導致停電事故。Hornsea海上風電在系統頻率下降時不僅沒有幫助系統恢復，還因自身耐受低頻能力不足進一步加劇了系統故障。

 

大規模海上風電并網除頻率、電壓耐受問題，還存在寬頻帶(5～300赫茲)的次同步振蕩問題，危及火電機組及主網安全，該類問題在新疆、甘肅等陸上風電富集地區更為顯著。在大力發展海上風電的同時，應提高機組涉網性能，挖掘機組自身動態有功、無功調節能力，防范大規模脫網引發連鎖故障。

 

完善海上風電發展相關政策。

 

自2020年起，新增海上風電將不再納入中央財政補貼范圍，在開發成本仍然高企且無中央財政補貼的情況下，應進一步完善海上風電相關政策，保障海上風電產業持續發展。

 

一是實行配額制下的綠色電力證書交易。2017年，我國啟動綠證自愿認購政策，作為新能源發電上網電量財政補貼的補充措施；2020年，我國正式施行可再生能源配額制，自愿認購綠證作為完成配額指標的補充方法；《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》（財建〔2020〕4號）提出自2021年1月1日起實行配額制下的綠色電力證書交易，通過綠證交易替代財政補貼。目前我國海上風電開發成本較其他可再生能源發電相對要高，可參考英國配額制實施經驗，即每兆瓦時海上風電獲得的綠色證書始終高于其他可再生能源種類，并隨著成本降低，適時退坡。

 

二是實施地方補貼。與陸上風電不同，海上風電僅在我國10多個沿海省份開發并就近消納。海上風電對沿海省份的經濟、產業、就業帶動能力很強，打造海上風電母港，集制造、倉儲、運輸、運維等一體的臨港海上風電配套產業基地，形成產業聚集效應，丹麥埃斯比約港、英國赫爾港等都完成了從以油氣業務為主向海上風電母港的升級，并產生很好的輻射效應，我國廣東陽江、江蘇如東等地具備建設海上風電母港的良好條件。地方政府和企業享受的海上風電發展紅利，可通過地方補貼適當反哺較高的開發成本。

 

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年5期，作者供職于國網能源研究院有限公司