封面报道 | 挺进深远海

近海资源瓜分殆尽之后，深远海成为风电进一步发展的趋势。

3月20日，上海市发展改革委发布关于公布《上海市2024年度海上风电项目竞争配置工作方案》的通知。本次竞配共有4个标段位于深远海海域，总计装机容量430万千瓦。

2021年，随着海上风电退补最后“大限”的来临，中国海上风电装机也迎来了一波高潮。而在这一轮海上装机的热潮之后，我国近海风电资源开发利用已趋近饱和，且面临与近海养殖、渔业捕捞、航线开发等争夺有限资源等问题，发展空间受到挤压。深远海风电越来越受到政府和业内重视。

我国《“十四五”可再生能源发展规划》提出，开展深远海风电规划，完善深远海风电开发建设管理，推动深远海风电技术创新和示范应用，探索集送出和集中运维模式，积极推进深远海风电降本增效，开展深远海风电平价示范。

海上风电向深远海挺近，这意味着漂浮式风电技术成为一种必然的选择。然而另一个残酷的事实却是，在漂浮式风电技术方面，中国企业几乎全面落后于国外的整机商。在大部分中国整机商还缺乏已经实际投运的漂浮式风机的时候，海外整机商已经开始进入第二代漂浮式技术的产业化推进阶段。

面对深远海风电技术的代际鸿沟，中国企业正在迎头赶上，而另一个成本难题可能更为急迫。在进入全面平价时代之后，海上风电的地方补贴也显然不能够再成为开发商们的寄托。那么在设备、EPC、运维方面的全面降本，可能是更为严峻的挑战。

在近海可开发风电资源接近枯竭的时候，深远海风电就成为重要的接续力量。面对越来越急迫的需求，中国海上风电产业准备好了吗？

PART 1拥抱深远海

中国对深远海风电资源的探索最早可以追溯到2013年。

当年，中国国家高技术研究发展计划——也称“863”计划——正式将漂浮式风机技术纳入研发轨道。当时金风科技和湘电风能分别开展了漂浮式海上风力发电机组基础关键技术研究和钢筋混凝土结构浮式基础研制。

但由于当时漂浮式风机技术成熟度不高、风险较大，这两个项目最后未进入工程示范阶段。

3年后的2016年12月，国家海洋局发布《海洋可再生能源发展“十三五”规划》，要求实施海洋能科技创新发展，明确提出研发深海漂浮式风电机组，掌握远距离水深的大型海上风电场设计、建设以及运维等关键技术，推进深海风电发展。深远海风电再次进入了行业的视野，不过由于种种原因，整个产业对深远海的兴趣并不大。

“海上风电资源的开发一定是优先成本更低、开发更便利的近海资源。”东方风电研究设计院副院长曾宇对《能源》杂志记者说，“在近海资源更富裕的时候，深远海风电的开发对整个产业来说确实有些遥远。”

然而事情很快就发生了变化。2021年，海上风电由于临近退补，迎来了一波强大的抢装潮。2021年，全国海上风电新增装机1690万千瓦，是2020年的5倍还多。而到了2022年，全国海上风电新增装机就降至515.7万千瓦。

中国海上风电装机容量

“抢装潮之后，国内近海资源在竞争性配置下所剩不多。所以进入深远海势在必行。”亨通电力产业集团总裁孙中林对《能源》杂志记者说。“这也是从全球海上风

面对急迫的深远海风电开发需求，政策也开始蠢蠢欲动。

2021年10月，国家发改委发布《“十四五”可再生能源规划》，提出力争“十四五”期间开工建设我国首个漂浮式商业化海上风电项目，在资源和建设条件好的区域推动一批百万千瓦级深远海海上风电示范工程开工建设。

有了国家层面的政策指引之后，山东、广东、福建、天津、江苏等海风大省也在海上风电相关发展规划中把深远海海上风电作为产业突破和未来风电发展的重中之重，部分竞配项目已经规划至国管区域。

据国金证券统计，各省提出的深远海规划规模和深远海示范项目的前期招标合计规模达52GW，此外，盐城、阳江两市也公布了深远海规划规模，分别为24GW、20GW。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示：目前国家已经批复各省份海上风电规划，海上风电总量超过3亿千瓦，其中90%以上为常规意义上的深海或远海风电项目。预计到2025年后，国内百万千瓦级、千万千瓦级海上风电项目将主要位于深远海。

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，开发空间十分广阔。

不过，挺进深远海风电还要在政策端弥补相关法律的空白。

“深远海”目前并没有明确的政策或法律定义。根据《联合国海洋法公约》，从陆地开始，将海洋依次划分为：内海（内水）、领海、毗连区、专属经济区和公海。

在海上风电开发领域，省管海域为内海及领海部分，国管海域为在省管海域之外的毗连区和专属经济区。因此从规划角度来说，业内一般将我国领海以外的专属经济区也就是国管区域的海上风电项目看作深远海项目。

但从工程角度来看，根据2009年国家能源局印发的《海上风电场工程规划工作大纲》，场区离海缆路由登陆点所在岸线最近距离大于70km的风电场，或者场区水深大于理论最低潮位以下50m的风电场为深海风电场。

“‘深远海’是一个地理概念，但是‘国管’跟‘省管’是一个行政概念，所以两部分是交叉的，比如山东，离岸三四十公里就已经是国管海域了，在广东离岸七八十公里还是省管海域，可能到100公里才是国管海域，现在风电开发推进到深远海其实指的是马上要推进到国管海域。”一位风电分析师告诉记者。

我国《海域使用管理法》规定：如果要使用某块海域需要进行申请并获得海域使用权证。但是《海域使用管理法》中的海域，仅指中华人民共和国内水和领海，并不包含深远海海风项目所用的国管海域。

前述分析师表示：“专属经济区和大陆架（国管海域）没有主权，海洋法公约规定沿海国具有在该区域开发利用自然资源的主权权利。由于没有主权，因此不能发海域使用权证。具体发什么证主管部门仍在进行研究，这是一个法律空白。”

由于缺乏明确规则体系，深远海项目的落地需要“一事一议”，这极大提高了项目审批难度。因此，业内强烈呼吁主管部门加快出台《深远海海上风电管理办法》，希望自然资源部联合各部委出台相应的法律文件，明确审批流程、核准和相关用海许可证的申请规则，推动海风在国管海域的开发。

PART 2企业布局

尽管在规则体系上存在阻碍，但趋势已经明朗。再加上政策的推动和竞配项目的出台，国内整机商们也开始对深远海风电摩拳擦掌。

2023年5月20日，漂浮式风电平台“海油观澜号”成功并入文昌油田群电网，成为海洋油气与新能源融合发展的典范，这是我国首次实现深远海浮式风电平台直接为海上油田群供电。据介绍，“海油观澜号”年发电2200万千瓦时，可节省天然气1000万立方米，减排二氧化碳2.2万吨。

我国目前主要有六个海上漂浮式风力发电示范项目，开发主体以央国企为主。分别是：三峡集团投建的“三峡引领号”、中海油投建的“海油观澜号”、中国船舶集团海装风电股份牵头研制的“扶摇号”、龙源电力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以及“中国电建海南万宁百万千瓦漂浮式海上风电项目”。

梳理示范项目可以发现，明阳智能和中船海装是国内较早参与漂浮式风电项目的企业。其中明阳智能参与了“三峡引领号”和“海油观澜号”的风机供应。

明阳智能董事长张传卫接受采访时透露：“明阳智能2024年马上就会下线16.6MW的漂浮式风机，可以进一步向深远海推进，同时今年也将推出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。”

中船海装学科带头人董晔弘在回答《能源》杂志有关漂浮式风电技术相关问题时表示：公司是目前行业内唯一一家具备浮式风电装备全系统全流程一体化正向设计能力的厂商，国内首台深远海漂浮式风电装备“扶摇号”已示范运行，更大兆瓦的浮式风电装备也已成功研发。

除了明阳智能和中船海装，还有更多的企业开始涉足漂浮式海上风电技术。中国电建海南万宁项目是我国最大的漂浮式风电项目，项目规划2027年之前装机1GW的漂浮式风机，2025年前完成装机200MW，2027年前完成装机800MW，计划成为我国第一个商业化运营的漂浮式风电项目。

去年年底，该项目样机工程风力发电机组采购中标公示。中车株洲所、东方风电、运达股份、电气风电等企业中标。

“东方风电从2019年开始储备漂浮式风机技术，当时联合中集来福士做了7MW漂浮式风机的开发。”东方风电研究设计院副院长曾宇介绍说，“参与万宁项目研发的一台17兆瓦漂浮式风电机组将在今年下线、明年投运，并将进行相关的测试和验证。”

最早参与了863漂浮式海上风电技术攻关的金风科技也没有落在后面，近几年一直在进行相关技术研发。

“2020年以后，针对国内尤其是像广东等地比较深的海域，金风研究设计了8MW的漂浮式风机。并进行了包括机头的适应性和控制器的开发、设计、研究。”金风海工结构技术部副部长兼浙江金风副总经理李荣富告诉《能源》杂志记者，“2022年以后，公司开始进行16MW级别的漂浮式风电整机研制，包括机组和浮体系泊的设计开发。”

李荣富强调，金风对漂浮式风机认识和研究最早，对产品的研发比较慎重，一直致力于技术机理、技术创新、设计方法、设计标准和产业链所有环节去进行验证。“今年，金风也会推出面向市场的16MW级别的漂浮式样机，并启动测试、验证工作。”

中国整机商积极布局漂浮式技术的背后，是整个产业与海外存在的客观差距。早在2009年，挪威国家石油公司就率先开展了世界上首个实尺度的漂浮式每上风机样机实测项目，2017年，苏格兰Hywind项目的5台西门子6MW漂浮式机组在苏格兰北海区域建立，标志着欧洲漂浮式风机进入小批量商业化生产阶段。

“中国最早到2021年才有“三峡引领号”作为示范样机投建，之后才有扶摇号、海油观澜号。样机数量太少，运行时间也短。”

上述风电专家说，“我们相比欧洲，大约处在2017年、2018年左右的发展阶段。”相比国内浮式基础仍使用半潜式的纯钢结构，国外已经进入第二代漂浮式技术的产业化推进阶段。例如浮式基础采用运动幅度更小、建造复杂度更低的张腿式，浮体材料应用成本更低的新型混凝土。

漂浮式风电机组与固定式风电机组的一大不同是处于运动状态，因此对于风电机组来说提升运动适应性至关重要，风机企业需要从控制一体化仿真，还有结构动力学响应方面去做相应的工作。

但由于示范项目运行时间短，验证数据收集不足，我国风机企业在漂浮式风机的控制策略和仿真软件设计上也落后于欧洲。

上述风电分析师解释道：“风机建设完成后，需要搜集水文数据，工况条件，有了这些数据之后才能优化控制策略。现在我国的漂浮式项目还没有一个有超过5年的完整运行周期，这种情况下控制策略很难有较好的有效性。”

PART3降本之战

只不过，加快技术研发、摆脱代际差距只能说是摆在整机商面前诸多难题中的一个。高昂的成本才是深远海风电开发最大的拦路虎。

在结束了2021年抢装潮之后，海上风电项目数量和订单锐减。进而引发了风机市场剧烈的价格战。

4月8日，华能汤阴三期海上风电项目等3个风电项目共计500MW（含塔筒）中标候选人公示。中标候选人第1名中标单价为3388元/kW；中标候选人第2名中标单价为3662元/kW；中标候选人第3名中标单价为3800元/kW。

尽管当下海上风电价格相比于2023年略有回暖，但和抢装潮前约7000元/kW的价格相比也还是几乎腰斩。风机价格能够快速下降，但海上风电的造价却很难有这样的降幅。目前，我国海上风电造价为每千瓦1.3万元至1.8万元，部分项

目甚至高达每千瓦2万元。

深远海风电的造价还要更高。

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。

对于已经全面进入平价时代的海上风电来说，大规模降本才是深远海开发可能的基础。“目前来看，深远海风电的成本显著地高于近海风电。一旦我们将开发目的地扩展到100公里以外，成本更是会大幅上升。”孙中林说。

结合《能源》杂志对各家风电主机商的走访。大概分析得出，深远海风电项目的成本构成大约由风机、浮体、施工、海缆等几个主要部分构成。“风机在深远海项目中的成本比重并不大，一般在15%左右。”一家参与了现行深远海项目的主机商人士说，“即便机组的价格再低，也对整体降本帮助不大。”

规模扩大和技术上的创新，是主机商对未来深远海风电降本的主要路径依赖。尽管海上风电机组的降本与价格战密切相关，但不可否认的是由于海上风电项目数量短时间内大幅度增加，客观上也让整机商享受到了一定的规模红利，带来了规模化降本的可能性。

“另外业主对于度电成本的高标准，也带动了主机商在机组大型化方面下功夫。”上述整机商人士说，“技术创新在这样的背景下快速实现。”

欧洲项目在灵活的金融模式支持下循序渐进2009年投建2.3MW漂浮式风机以后，仍在生产3-5MW的小容量风机，2017年的苏格兰Hywind项目刚刚做到6MW。目前为止，欧洲地区单机最大的漂浮式风机也不超过10MW。

与国外相比，中国的风电发展曲线陡峭、速度极快。2010年底，我国风力发电累计装机容量跃居世界第一，2015年突破1亿千瓦，2019年突破2亿千瓦，2021年突破3亿千瓦，2023年底已经高达4.4亿千瓦，海上风电装机容量近三年翻了四倍，并且风机尺寸越来越大。2021年，中国第一台漂浮式海风平台三峡引领号单台装机5.5MW，2023年海油观澜号的单台装机就已经达到7MW，而万宁项目即将上马的单台风机容量为16MW。

对于深远海风电来说，尽管机组降本的空间不大，但在中国大型化机组快速发展的情况下，可以让深远海风电享受到最先进、最大型、最低单瓦成本的机组。这也是中国风电在过去十几年里快速发展带来的产业红利。

而抛开机组成本，深远海风电的浮体和施工等方面还没有能够达到规模化降本的阶段。“和机组大型化类似，浮体和施工都存在规模化降本的可能性。”上述整机商人士说，“一旦深远海项目大规模开发，浮体的成本一定可以降低。而且目前各家企业对于浮体系泊的创新技术也在不断跟进。新材料、新技术的应用都能够帮助降低成本。”

施工成本也是如此。在2021年海上风电抢装潮中，海工设备的限制刺激了很多风电企业自建船舶。而大兆瓦海上风机的出现，也让很多整机商开始自己提升安装能

2023年8月，金风科技与中天科技合作研制开发的金风海洋“中天31”1600吨自升式风电安装平台在江苏南通正式完成交付，为超大型海上大兆瓦机组的施工解决关键瓶颈限制。

根据主机商预测，目前国内深远海风电项目的造价成本大约在3万元/千瓦左右。“大约在2030年，可以实现1.6万元/千瓦的造价。以此计算基本可以实现平价上网。”

未来随着大容量风机的发展，海上风电、包括深远海风电一定会持续集中化开发的趋势，来帮助降低成本。这又将会带来并网输送的难题。与此同时，波动的深远海风电对岸上的电网系统，又会有着怎样的影响呢？

PART4并网挑战

位于南海西部海域的珠江口盆地的文昌油田最早在2008年就正式投产。在长达15年的历史中，油田相关设施的用电都要依靠天然气发电。而在“海油观澜号”投产并入文昌油田之后，文昌油田可以和4个燃料电站配合，实现统一管理。

这种海上风电海上使用的方式虽然新颖且具有意义，但对于绝大多数的深远海风电来说，并网消纳都是不可避免的。

“大规模集中式的深远海风电开发，大概率还要实现电力的远距离输送。在这样严苛条件下，柔性直流输电技术就是一种必需的选择。”孙中林说。“柔性直流海缆生产工艺复杂，技术难度较大，需要满足海下复杂、大气压、强腐蚀的应用环境要求。亨通±535kV柔性直流海缆在2023年已通过型式试验，适用于阳江青洲五和青洲七项目。”

当前海上风电并网主要有工频交流、柔性直流、低频交流、不控整流等技术路线。其中，工频交流和柔性直流已具备成熟的工程应用条件。

“柔性直流输电具有电损耗小、控制力强、新能源友好等特点。特别适合远距离大规模输电、应对风电光伏间歇性波动性等情况。”特变电工新能源公司副总经理（研究员）兼柔输公司总经理吴金龙告诉《能源》杂志记者。

不过柔性直流也需要增设海上柔直换流平台等，建造、运输难度较大，初期投资也会相应增加，因此多适用于大容量中远海风电的送出项目。目前我国已开展了江苏如东、广东阳江等工程的示范应用。

目前国内外均有海上风电通过柔性直流送出的实际工程投入运行，且此类工程数量在不断增加。国网浙江电力公司的相关人士表示，海上风电柔性直流输电最大的技术难点在于柔直与风电间的协调配合问题，特别是大规模电力电子设备在同一系统下的宽频振荡稳定问题。

由于未来深远海海上风电采用工频送出，技术上难以达成，目前最成熟技术依旧是柔性直流输电。“浙江在柔性输电方面已有多项国内及国际领先经验，舟山五端柔直工程是具有完全自主知识产权，世界上已投运的端数最多、电压等级最高的多端柔性直流工程之一。甘浙直流将是国网首个±800千伏/800万千瓦双端柔性直流输电工程。”

对于浙江这样的东部发达地区来说，深远海风电的开发意义重大。我国沿海省份经济发达，总耗能约占全国的一半且用能仍以化石能源为主，减排压力大。加快开发丰富的深远海风能资源，可以有力支撑沿海地区的能源供给侧结构性改革，以及经济社会的绿色发展。

不仅如此，深远海风电产业链长，并且囊括了高端制造的顶尖技术，可以通过产业配套和组合实现海上风电全生命周期产业价值的集合，形成万亿级产业集群，为地方经济发展注入强大动能。

因此，东部沿海省份对于开发深远海风电有着更高的兴趣。

浙江就是我国重要的海上风电基地之一。《浙江海上风电发展规划（2021—2035年）》已于2023年12月通过国家能源局批复，新增纳规省管海域（近海）容量850万千瓦。国管海域（深远海）规划2800万千瓦，“十四五”期间择优推动800万千瓦项目的前期工作，其中Z15项目（200万千瓦）推进较快。

不过，理想是美好的，现实却并不轻松。大量的深远海风电开发必然会带来消纳难题。以浙江为例，目前浙江已投产海上风电438万千瓦，消纳压力尚不突出。

“随着未来大规模海上风电的陆续并网，部分地区消纳压力将加大，主要体现在风电反调峰特性显著，节假日期间消纳问题尤为突出。”上述国网浙江电力公司人士表示，“局部地区接入需求与消纳能力不匹配，如温州地区规划近海风电装机占全省超36%，深远海风电装机占全省近40%，且接入点集中在苍南等南部地区，大规模接入需求与电网有限的接入消纳能力矛盾日益凸显。”

除了直接的消纳难题，大规模的深远海风电开发还会影响电力系统频率、调峰能力、电网电压、电能质量等多个方面。除了风电的波动性和随机性会影响电网平衡、加大调峰需

求，大规模风电机组在同一接入点并网也会导致电网电压波动，影响系统的安全稳定运行。

因此，企业开始探索类似“海油观澜号”这样的海上风电海上消纳方式。除了应用于海洋石油开发平台外，还有海洋牧场、制氢等多种消纳方式。这种方式的好处是不受电网运行方式影响。缺点是海岛孤网支撑能力不足，局部小网更容易发生稳定性问题。若海风制氢后送上岸后利用氢能发电，能量损耗较大，效率远不如直接送出。

多方信息显示，《深远海海上风电管理办法》即将出台，再加上各省对于深远海规划的陆续落地，可以想象深远海风电开发即将迎来新时代。不过在技术、实证、成本、消纳等多重障碍尚未完全解决的大背景下，稳妥积极或许才是深远海风电发展的主旋律。