2022年，是我國海上風電產業發展異彩紛呈的一年，市場出現一系列積極的變化，例如各地出臺總容量超過8000萬千瓦的發展規劃，部分省份給予海上風電項目地方補貼，整機商紛紛推出更大單機容量的機型。在各類有利因素的推動下，未來我國海上風電項目開發形勢如何?還需應對哪些挑戰?中國電建集團華東勘測設計研究院有限公司(下稱“華東院”)浙江省深遠海風電技術研究重點實驗室主任趙生校接受了記者專訪。
受訪人：中國電建集團華東勘測設計研究院有限公司浙江省深遠海風電技術研究重點實驗室主任 趙生校
記者：2022年，一系列因素在推動我國海上風電開發降本增效。您認為目前我國海上風電可實現平價開發的范圍有多大？還需要破解哪些挑戰？
趙生校 ：2020—2021年“搶裝”期間，整個海上風電產業鏈未雨綢繆，從行業協會到規劃設計、整機商、施工企業、開發商，共同積極應對無“國補”時代的到來。地方政府也給予了力所能及的補貼，為海上風電產業在2022年向無“國補”補貼平穩過渡，做出努力和應有的貢獻。特別是廣東、浙江、山東等省份，為2022—2024年投產的海上風電項目提供地方補貼，穩定了行業信心，起到四兩撥千斤的效果。2022年，整機商加快迭代推出大風輪、大容量的海上風電機型，山東、江蘇、遼寧海域普遍采用風輪直徑230米級、單機容量8.5兆瓦的機組，比“搶裝”期間4~7兆瓦的單機容量大幅提升;廣東、福建海域普遍采用10~13兆瓦級抗臺風機型，降低配套工程投資，提高施工和運維效率。2022年，整機商為實現海上風電平價發展立下了頭功，在推動機組大型化技術發展的同時，受供求關系影響，主機價格出現大幅下調，不含塔筒的單位千瓦報價從2020年年底的5500元下探到2022年年初的3200元，降幅超過40%。2022年的市場資金也較為充裕，長期貸款利率降至3.5%以下，融資成本大幅度降低。經設計院測算，目前水深小于35米，登陸距離小于70公里的淺、近海風電場，只要基礎不需嵌巖，已基本能夠實現平價上網。
近期需要破解的挑戰有很多。以深遠海風電為例，最大的挑戰是在保證工程安全、環境友好前提下的風能資源經濟、高效、綜合開發利用。2005年，華東院開始推進海上風電勘測設計與研究工作，參與和見證了我國海上風電從無到有、從小到大、從弱到強、由淺近海到深遠海，再跨出國門到海外開展海上風電EPC總包，每一步都直面新的挑戰，與產業鏈攜手走向成功。針對上述深遠海風電所面臨的挑戰，華東院于2019年年底獲批成立了“浙江省深遠海風電技術研究重點實驗室”。作為全國第一個政府批準的深遠海風電技術研究重點實驗室，其研發方向正是深遠海風能高效利用和輸變電技術、深遠海風電場結構與施工技術、深遠海風電場綜合環境調查和工程地質勘察技術、深遠海風電場全生命周期智慧化管理技術等。為戰勝上述挑戰，華東院近3年已經累計投入研發經費超1億元。
記者：在海南省海口市舉行的2022全球海上風電大會發布了《2022全球海上風電大會倡議》，提出到“十四五”末，我國海上風電累計裝機容量需達到1億千瓦以上，到2030年累計達2億千瓦以上，到2050年累計不少于10億千瓦。實現上述目標，未來3~5年還需要重點做出哪些努力？
趙生校 ：我國海上風電從2008年的試驗示范到2020—2021年的“搶裝”，裝機規模達2639萬千瓦，超越英國成為海上風電第一大國，但還不能說是最強的。經初步統計，截至2022年年底我國海上風電累計裝機容量將超過3200萬千瓦。
大力發展海上風電已成為全社會的共識。未來3~5年，我們還需要在以下幾方面做出努力，以實現海上風電的加速發展。一是海上風電“十四五”規劃，應保持政策穩定性。優先競爭性配置建設滿足“雙十”要求的近海風電場，審慎出臺“雙三十”或“單三十”等用海限制政策。同時，開拓遠海國管區海上風電規劃和一批示范工程建設，將我國海上風電可開發容量提高到10億千瓦以上。探索政策、突破深?；A結構、遠海直流并網技術、造價瓶頸，“十四五”末基本實現首批建設條件較好的遠海風電示范項目平價上網。二是鼓勵適度競爭，防止在競爭性配置過程中出現超低報價。2022年，有2個省份的海上風電項目競配，出現了最低價遠低于火電標桿電價的情況。對于影響行業健康發展的低價競標，應予修正，避免超低價傷及整個產業鏈。三是保持海上風電產業鏈合理盈利能力。海上風電是技術密集型和資本密集型產業，機遇、風險和挑戰并存。最近競爭性配置成功或開工建設項目的開發商，主要是央企和地方國企，參與的主機、海纜、施工安裝企業均是本領域的領軍企業。必須保證產業鏈擁有最基本的盈利能力，以維護行業健康、可持續發展。
記者：與其他海上風電成熟市場相比，我國還有哪些短板需補足？
趙生校 ：一是深遠海域精細化海洋環境精準測量和評估。二是在推動機組大型化的同時，加大單位千瓦掃風面積，以提升發電量為首要目標。三是加大投入，走向深遠海，建造30艘左右適應40~60米水深，全回轉起重能力超2000噸的大型運輸、施工安裝一體化專用船舶(平臺)。四是加快建設國家級主機和大型部件測試平臺，進一步提升主機設備產品質量、可靠度。五是數字化、智慧化風電場建設。六是加大國際合作，整個產業鏈要走出去，接受國際市場的嚴苛檢驗。
記者：大型化發展是否存在瓶頸？如何破解？
趙生校 ：第一個瓶頸是大型化機型不夠成熟。目前，我國推出的海上風電機組為第三代產品。第一代產品是通過整機引進或在歐洲知名設計公司的指導下，結合我國海上復雜環境研發出來的，風輪直徑小于150米，單機容量小于5兆瓦，如華銳風電的3.0兆瓦、金風科技的2.5~3.3兆瓦、中國海裝的3.6~5.0兆瓦、電氣風電的4.0兆瓦、遠景能源的4.2~5.2兆瓦，主要安裝在江蘇等地的淺海海域。我國從第二代產品開始進行自主研發，單機容量不超過8兆瓦，風輪直徑小于200米，如金風科技的6.X兆瓦、明陽智能的5.5~7兆瓦、電氣風電的7~8兆瓦、中國海裝的5兆瓦、東方風電的7~7.5兆瓦，是“搶裝”時期的主力機型。目前的第三代產品是以平價為特征的8.5~16兆瓦機型，風輪直徑達到200~260米。除了單機容量大、單位千瓦售價低，整機商還針對我國風能資源相對弱于歐洲海域，但以強臺風為特征的最大風速高于歐洲的特點，開發出來的產品具有較強的抗臺風能力，同時等效滿負荷小時數普遍比第二代產品提升了15%左右，性價比更高。然而，這批機組大多只獲得設計認證就參與主機招標，到2022年年底才能陸續完成樣機安裝，產品出廠前才能獲得型式認證，缺乏長時間批量運行的考驗。
第二個瓶頸是適應深遠海風電建設需要的大型施工安裝專用船舶的開發進度滯后。一款16兆瓦級機型的研發周期約為2年，投入只需1億元左右;而一艘適用于50米以上水深、全回轉起吊能力超2400噸，具有自航能力的風電運輸、安裝一體化平臺，投資不少于13億元，研發周期超過3年。因此，我國需加大投入，建造一批大型施工安裝專用船舶，補齊2025年后大規模開發深遠海風電所需施工裝備的短板。
記者：海上風電還有哪些進一步降本增效的空間？
趙生校 ：大基地、大規模、大型化，是下一步驅動海上風電項目降本增效的著力點。我國沿海各省份海上風電規劃容量均超過數千萬千瓦，在地級港口城市集中規劃千萬千瓦級大型海上風電基地，將海上風能資源開發與配套產業鏈制造企業有機融合，配合運維母港建設，以大規模建設降低建設和運維成本。大型化風電場不僅可以降低配套工程投資，且能夠節省并網成本和土地、海域資源，提升效率與效益。
記者：2022年，我國下線了不少大型海上風電機型，單機容量和風輪直徑均超過國際同行，這在3年前是不可思議的。我們為何能夠快速達到國際先進水平？
趙生校 ：一是碳達峰、碳中和目標下國家加大對大容量機組的研發投入，風投源源不斷地將資金投向海上風電裝備制造企業。二是我國海上風電機組制造經歷第一代的引進技術、第二代的半自主研發、第三代的全產業鏈自主研發，經過10年左右的研制、運維，不僅總結了經驗教訓，也有了豐富的運行數據積累，再創新能力得到大幅度提升，培養出一大批設計制造人才，形成了系列設計軟件，突破了材料、廠房、裝備和工藝等等方面的“卡脖子”難題。三是海上風電電價大幅度下調，倒逼整個產業鏈形成共識，必須推動大型化發展。零部件企業主動自主研發大型機組零部件，為整機研制提供強有力的支撐。四是2025年后國內外主要海上風電項目將布局于深遠海。其中，水深30~60米、離岸距離30~130千米的項目將成為“十五五”期間的主流，如果沒有單機容量12兆瓦以上的系列主機產品，就有被深遠海風電市場淘汰的風險。
