成本高、外送难，深远海风电如何解决并网消纳难题？
零碳知识局独家获悉，国家相关部门正在对深远海风电发展征求意见。
由于海风发展前期长远规划不足、技术及成本限制，全球80%以上的海上风电位于60米以内的近海海域。随着近几年近海风电资源被瓜分殆尽，风电开发与近海养殖、军事、航线等活动日渐冲突，发展空间见底.
而深远海面积广阔，风能资源更丰富。据国家发改委能源研究所发布的《中国风电发展路线图2050》报告，我国近海水深5—50m范围内，风能资源技术开发量为5亿千瓦，深远海风能资源可开发量是近海的3-4倍，风电走向深远海是必由之路。
但是，目前相关部门针对深远海风电开发还没有明确政策与具体的规划文件。
据国家能源局委托水电总院牵头开展的全国深远海海上风电规划，全国共将布局 41 个海上风电集群，预计深远海海上风电总容量约达 290GW。
中信建投预测：十五五期间深远海风市场空间将进一步打开，有望开发 150-200GW。三峡能源曾对媒体称，预计到2025年，中国深远海及漂浮式海上风电累计装机容量可达100万千瓦以上。
从之前的消息分析，有关深远海开发的顶层政策设计正在紧锣密鼓地进行中。在2023年中国风能新春茶话会上，国家能源局新能源司综合处处长陈永胜表示，为了适应新的形势，推动可再生能源法的修订，将出台《深远海海上风电管理办法》，为与深海开发密切相关的漂浮式风电锚链、海缆、桩基等相关产业注入强心剂。
山东、广东、福建、天津等海风大省也在海上风电相关发展规划中视深远海海上风电为产业突破和未来风电发展的重中之重。
各省深远海风电规划
来源:长城证券
中国海油能源经济研究院认为：拥有更优质风能资源和更少人类活动的深远海是未来风电的主战场。
新战场意味着新挑战，中国在海上风电的核心“漂浮式风机”的技术研发、商业化等方面落后于英美等发达国家，甚至不在GWEC预测的未来十年五大漂浮式风电市场之列；深远海送出线路的建设又是另一座难以越过的高山。
竞逐漂浮式风电
迄今为止，全球总共已装机约200MW的漂浮式风电项目，根据GWEC测算，2021～2025年全球漂浮式海风项目新增装机量将从57.1MW提升至1048MW，到2030年，浮式海上风电市场将达到16.5GW，发展速度加快。
各国漂浮式风机装机预测
来源：GWEC
欧洲起步最早，占全球已建成和开发中的漂浮式项目的四分之三以上。根据GWEC的统计，目前挪威累计漂浮式装机171MW，贡献全球91%装机量。
各国对海上风电均有雄心勃勃的规划。英国规划2030 年浮式风电装机容量达到5GW；法国的多年期能源计划规定每年招标1GW以上的海上装机，2024年将针对地中海沿岸的2个250MW漂浮式项目组织招标4；韩国规划2030年累计规模达9GW；到2035年美国累计漂浮式风电装机规模或达15GW。
中国目前主要有六个海上漂浮式风力发电项目，开发主体均以央国企为主。分别是：三峡集团投建的“三峡引领号”漂浮式风力发电项目，这是亚太地区首个投入商业化运营的海上漂浮式风机；中海油投建的“海油观澜号”漂浮式风力发电项目；中国船舶集团海装风电股份牵头研制的国内首台自主研发的深远海漂浮式海上风电设备——“扶摇号”；龙源电力福建龙源海上风力发电有限公司主导开发的漂浮式海上风电和渔业养殖融合装备研究与示范项目；“中国电建海南万宁百万千瓦漂浮式海上风电项目”。
中国海上漂浮式风力发电项目
来源：德邦证券
德邦证券研究显示：目前“三峡引领号”实现了并网，“扶摇号”已完成总装，并在平均水深65m的广东湛江海域进行试验；“海油观澜号” 漂浮式机组已经下线，且在离岸136km、水深120m的海域完成了安装，并入海上油田群电网。
中国漂浮式海风项目位置布局
来源：GWEC
其中海南万宁项目2027年之前有约1GW的漂浮式项目规划，2025年前完成装机200MW，2027年前完成装机800MW，意味着近年我国漂浮式风电装机或迎来小高潮。
整机商方面，明阳智能、中国海装、电气风电等国内各大主流整机商在漂浮式风电领域已早有布局。
张传卫近期接受采访时表示：“明阳智能2024年马上就会下线16.6兆瓦的漂浮式风机，可以进一步向深远海推进，同时今年我们也将推出22兆瓦到24兆瓦的全球最大容量和最长叶轮直径的超大型深远海漂浮式风机。新材料、新技术、包括立体融合开发等新模式，都将在这一轮创新发展中得到充分运用。”
金风科技（002202.SZ）此前在回复投资者提问时表示，金风是国内最早开始进行海上漂浮式风机技术研究和试验的整机商，目前已具备颇有经济竞争力的漂浮式风机整体解决方案。
去年年底，海南万宁海上漂浮式项目样机工程风力发电机组采购中标公示。标包1、标包6由中车株洲所中标；标包3、标包4由东方风电中标；标包2由运达股份中标；标包5中标人为电气风电。意味着中车株洲所、东方风电、运达股份也已入局漂浮式风机。
成本与送出难题
成本高企是浮式风电面临最主要的难题。DNV研究显示：第一个浮动风电场的平均能源成本超过每兆瓦时 (MWh) 200美元，而目前固定底部海上风电的平均能源成本为70美元/兆瓦时。
漂浮式海风与传统的固定式海上风电机组截然不同，风电机组“漂”在水面上。塔筒支撑风机立于浮体，而浮体下方通过系泊系统进行固定并控制机组的运动，由此增加了锚链、配重块、 吸力锚本体、张紧器等固定成本。从示范项目来看，系泊锚固系统占“引领号”、“扶摇号”项目造价比例约 22%~23%。
“引领号”、“扶摇号”项目造价构成
来源：中信建投
当水深超过60米之后，漂浮式海上风机将比固定式海上风机更具有工程经济性，并随着水深增加经济优势更加显著。
中金公司发布的研究报告指出：国内已建成的漂浮式风电示范项目均为单台样机工程，三峡“引领号”、海装“扶摇号”造价均在4万元/千瓦以上，是固定式风机的两到三倍。
BNEF数据显示：全球首个漂浮式海上风电项目的造价高达30万元/千瓦。随着近年来漂浮式海上风电技术的进步、单机容量的增加、项目规模的提升，漂浮式海上风电项目单位千瓦造价已经下降至4万元/千瓦。
据Carbon Trust预测，未来全球漂浮式海上风电项目降本空间约为52%。BNEF预测，2025—2030年主机和平台成本有望大幅下降，使整体造价降低40%—56%。
漂浮式风机降本预期
来源：德邦证券
此外，海风走向深远海，远距离输电技术是关键。海上风电并网的典型技术路线包括常规交流送出、低频交流送出和柔性直流送出等。
柔性直流送出技术采用直流电缆输电，是远海风电可靠并网的首选技术方案，也是目前唯一具有工程实践经验的大规模远海风电并网方案，海外已有批量应用，国内的三峡如东风电场为我国代表性项目。
来源：《大容量远海风电柔性直流送出关键技术与展望》
但由于深远海海风发展还处在产业化前期，柔直工程成本高昂。李岩等学者在《大容量远海风电柔性直流送出关键技术与展望》一文中指出：海上风电柔性直流送出方案中，因为两侧换流站建设成本高，初始一次性投资高，但直流电缆投资较低，适合于大容量远海岸风电送出。
库陶菲等学者在《海上柔性直流送出系统造价水平分析》中指出：受设计标准高、施工难、运维窗口期短等原因影响，从总体投资水平看，海上柔直送出系统单位容量投资为3 750～4 600元/kW，陆上柔直送出系统单位容量投资为2 300～3 000元/kW，总体投资水平差异为1.3～1.6倍。
有券商分析：考虑远距离传输损耗，海上风电输电距离70公里为选择直流或传统交流方案的经济性临界点，当输电距离超过70公里时，柔直输电方案更具优势，中长期海缆技术将向柔性直流发展。
就地消纳
解决深远海风电输送难、成本高等问题，就地消纳是应对方案之一。
比如中海油“观澜号”。该项目距离海岸线100公里以上、水深超过100米。2023年5月20日，“观澜号”在广东珠海成功并网，用于海南文昌油田群的生产用电。
海上风电制氢也是解决海上风电大规模并网和消纳难问题的有效途径。海风制氢可以有效转化剩余可再生能源电力，并且利用较低的度电成本提高电解制氢的收益。
去年4月29日，明阳江青洲四海上风电场项目首台风机正式吊装完成，项目将借助“导管架+网箱”风渔融合一体化装备和海水制氢设备的部署，建成全国首个“海上风电+海洋牧场+海水制氢”融合项目。
长城证券分析称：这种“海上风电+海洋牧场+风电制氢”的新经济模式，可实现海上经济的综合开发利用，创新推动海洋技术与海洋装备、海洋能源和海洋经济的高质量融合发展。
随着漂浮式海上风电的逐步推进和普及，漂浮式海风制氢将成为我国新能源发展又一新方向。
明阳智能董事长兼CEO张传卫表示，海上风电制氢、海洋牧场、联合开发等融合发展模式将是未来的趋势。明阳智能正全力推进海上风电、海水制氢、海洋牧场一体化海上浮式综合能源产业的建设与投资，创新推动海洋技术与海洋装备、海洋能源和海洋经济的高质量融合发展。
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