配电网是衔接大电网和电力系统子单元的关键环节。
在经历了2021年的抢装潮之后，中国的海上风电发展逐渐进入了低谷期。在近海风电资源开发难以实现更多突破的时候，中国风电企业也开始把目光投向深远海区域。
不只是风电，在“双碳”战略的大潮下，中国新能源产业近年来实现了高速发展，装机容量不断攀升。但快速发展的背后，隐忧也开始逐渐显现。在电力系统升级明显慢于新能源装机增长的情况下，越来越多的新能源可能会引发更多的消纳难题。
在本期高端访谈栏目中，《能源》杂志特邀亨通电力产业集团总裁孙中林，一起畅谈中国海上风电未来发展趋势、新能源消纳、特高压建设以及电力系统升级等话题。
《能源》：进入2024年之后，海上风电，尤其是深远海风电的发展备受瞩目。您如何看待我国海上风电未来的发展？
孙中林：我个人认为，海上风电未来还会有很大的发展前景。根据《中国海洋能源发展报告2023》，截至2023年年底，我国海上风电累计并网装机量为约37GW。
那我国的海上风电资源量有多少呢？算上近海和远海所有的风资源，预计在3500GW以上，这意味着目前我国海上风电开发量只达到了资源量的1%。
目前我国的海上风电资源开发集中在近海领域。但是从2021年抢装潮之后，整个行业也开始明显感受到近海风电的开发潜力在不断减少。除了资源量的限制之外，近海风电开发还受到军事、航道、渔业等多重因素的影响。
因此，近两年来，深远海风电的开发逐渐受到企业的重视。而且从全球风电开发历程来看，在近海资源开发到一定程度之后，随着技术、工程、成本等要素的变化，深远海风电开发是一定会进入产业发展的视野之中。中国目前海上风电的发展趋势已经表明深远海风电开发正在成为下一阶段的重点。
近年来，我国海上风电产业发展迅速，在平价政策的助推下，风场规模化、风机大型化的趋势正在加强。而这也成为我国探索深远海风电发展的重要基础。大容量机组可以更好地降低度电成本，对于开发深远海风电有着重要意义。
《能源》：在深远海风电的开发上面，我们还有哪些挑战需要面对？
孙中林：最大的问题首先还是在于成本。目前深远海风电开发的造价普遍较高，尤其是漂浮式海上风电，造价基本在2.5万～3万左右/KW，而近海风电的造价只有漂浮式的一半还少。对于开发商来说，海上风电进入平价时代之后，成本一定是项目推进的最重要因素。
中国已经在万宁、阳江等项目中开始实验深远海风电所需要的漂浮式风机技术，相信随着国内企业的努力，深远海风电的成本有望实现较大幅度的降低。
不过我们也要看到，成本只是影响深远海风电开发的主要要素中的一个。事实上，深远海风电能否实现较大规模的发展，也需要在技术方案、海工能力、后期运维等多方面实现较大的突破和提升。
在2021年的海上风电抢装潮中，由于海上风电安装装备短缺，安装船“一船难求”，价格成倍上涨。因此，很多企业都开始尝试自建船只，以避免在工程能力方面的短缺影响项目进展。
但海上风电安装船的设计、建设、运行都有一定的技术和财务门槛，面向深远海风电的安装平台更是如此。这对企业的综合实力是一个巨大的考验。
2020年1月，亨通自建的“亨通蓝德”号风电基础桩施工船在江苏南通正式下水。2021年，“亨通蓝德”号实现了单月施工12台海风机组的记录。2024年1月，亨通自建的深远海风电安装平台“亨通海悦”号顺利下水，并即将正式投入施工。“亨通海悦”号为1600T级海上风电安装作业平台，最大作业水深可达70M，能够有效地弥补我国在深远海风电工程能力上的不足。
《能源》：深远海风电距离海岸线更远，未来的消纳问题如何解决？
孙中林：考虑到未来深远海风电依然相对较高的建设成本，因此进行大规模集中开发的形式会更具经济性。在风电机组大型化的背景下，大规模集中开发GW级的深远海风电项目可能会成为行业普遍现象。
在当前的技术条件下，柔性直流技术是实现大规模新能源友好并网外送最佳解决方案。因此未来深远海风电大规模的开发，柔性直流输电技术一定会得到更多的应用。
在目前的交流输电技术和柔性直流技术之间，还有一种低频输电技术。它可以通过降低输电频率，有效提高线路输送能力、增大传输距离，同时能够大幅度降低设备投资和运维费用。
在近海向深远海风电开发阶段，低频输电技术作为一种过渡或补充，深远海风电项目离岸距离大于100km的时候，一定会是以柔性直流输电技术为主。
除此之外，深远海风电还可以进行一定的就地消纳。比如直供海上石油钻井平台、海洋牧场、制氢等等。但考虑到风电的间隙性和波动性特点，需要多能互补或配置储能，实现就地消纳，无法消纳的还是要以输送到陆地并网为主。
《能源》：除了海上风电，中国的新能源开发一直呈现出高速发展的态势。不过近年来在部分地区，也出现了新能源消纳压力增大的情况。您如何看待这一问题？
孙中林：新能源大基地的建设极大地促进了中国新能源装机快速增长。这对于中国实现“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”的战略目标有着重要的意义。新能源大基地大多位于中国的西北部地区，而中国能源消费更多地集中在东部，因此长距离的电力输送，不可避免。
从这个角度来看，我认为特高压的投资建设会在未来一段时间内继续保持当前较快的节奏。
不过一个现实问题是，特高压的投资建设不仅成本巨大、回报周期长，而且往往跨越多个省区，涉及到城市规划、电力接入和消纳等一系列问题。因此，未来除了特高压项目建设之外，西部北部新能源大基地的本地消纳会更重要。
这样的趋势其实已经开始出现。西部地区的地方政府开始利用丰富的矿产资源、新能源资源禀赋、能耗指标、绿电等优势来吸引高耗能企业进行产业转移。这一策略会让新能源的本地消纳更加便利，未来形成外送和本地消纳并举的新能源发展路径。
《能源》：目前来看，高耗能企业的新能源消纳还存在配网限制等问题。这一挑战未来会如何解决？
孙中林：对于高耗能企业自建新能源，是否掌握配电网区别很大。而增量配网改革正是电力体制改革的重要组成部分。
尽管从目前的进展来看，增量配网改革依然还有很多扩展空间，但从未来趋势来看，增量配网改革的推进会释放出更多的市场潜力。
在新型电力系统中，越来越多的发电、用电单元会变得更加智能化。户用光伏、储能、充电桩，甚至每一辆新能源汽车，都会成为这个庞大系统的一份子。而配电网是衔接大电网和系统中每一个单元的关键节点。
在新的系统环境下，电力系统要更多地参与To C端的商业开发。这与传统电网To B的商业模式完全不同。我认为未来的配电网一定会更加智能化、数字化、柔性化。
这对运营配电网的企业也提出了更高的要求，因此无论是从技术上还是商业上，开放配电网都会成为趋势。
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