蔡绍宽：平价上网助力海上风电行业发展

行业科学技术进步的可实现性能力

2014年国家发改委确定的标杆电价，是建立在投资水平为1.6~2.0万元/kW背景之下的。经过这几年国内国外业者的不懈艰苦努力奋斗，产业链各环节的科学技术水平得到了突破性的进展，单位千瓦投资特别是单位电度投资已有不少的降低，还具有更大幅度降低的中期前景，2023－2025年的目标，经过努力是可以实现的。

设想一下今后七年平价化进程：2019年政府指导价0.80元/kWh，竞价配置竞争实际达到0.75元/kWh；2020年政府指导价0.75元/kWh，竞价配置竞争实际达到0.70元/kWh；2023年，大部分增量风电场上网电价达到0.55元/kWh；2025年，大部分增量风电场上网电价达到0.50元/kWh，至此，“微利经营、竞价血拼”的时期到达尾声，此后的“科技进步、降本增效”成为未来盈利的主要竞争力，而不再是弥补补贴的主要来源，海上风电迎来良性发展的美好前景。任务艰巨、使命光荣、持续攻坚、定能实现！

说到这里，一定有人要问：福建和广东东部沿海海床条件和飓风条件都较差，能一概而论吗？还有人问：中国除了福建和广东东部沿海风资源的利用小时能到4000h左右外，其他地区近海海域风电资源的利用小时都差不少，能一概而论吗？

我们应该感谢自然界是公平的，我国福建和广东东部沿海风能资源好，利用小时高，但海床条件差、飓风条件恶劣，因而单位千瓦投资较高；其他海域风能资源较差，利用小时较低，但其海床条件好、飓风很少很小，因而单位千瓦投资较低。因此，我国大部分近海海域的海上风电在2023年实现平价上网，真的是可以“一概而论”的！

海上风电降成本的途径

通过全产业链分析，海上风电大体可以分为十一个方面降低投资成本：（1）大功率单机；（2）新材料新结构叶片；（3）法兰与塔筒结构优化；（4）新型基础研发；（5）大型新型海工装备；（6）低成本海缆；（7）交直流送出工程技术；（8）风、光、渔、游综合利用；（9）一体化设计；（10）专业化信息化运维；（11）电网配售电降本增效。

1）大功率单机的研发与应用。经过十多年的努力，海上风电单机机组容量已经进入大功率单机6MW~10MW甚至12MW时代。大功率单机从6MW到10MW进军，解决了投资成本降低的哪些问题呢？第一是单位千瓦的海域占用费用大大降低，单位海域面积的装机功率不一样了，大大增加了，就不需要占用那么多海域；第二是单位千瓦的基础分摊投资下降了；第三是单位千瓦海上施工成本较低了；第四是箱变、控制设备及其安装调试的单位千瓦投资较低了。综合起来，大功率单机使风电场本身投入产出比提高了。是这样大功率单机的贡献率是不可低估的。

2）新材料新结构叶片。随着大型机组的使用，新材料和叶片新结构也是成本构成的重要部分，在降低海上风电投资成本也具有不可忽视的重要作用。

3）新型法兰与塔筒结构优化。法兰与塔筒结构优化，即从塔筒和钢结构提高投入产出比。从塔筒和法兰的钢结构总成来看，我们的重点已经不在塔筒，而是在法兰。例如，三峡新能源有个金海科技，他们的反向平衡法兰技术，使造价没有变化的情况下，很好的改善了塔筒受力条件，提高了可靠度，从原来的刚性连接，变成了相对弹性的连接，但是本身从可靠度提高，也相当于降低了造价。

4）新型基础研发。现在单桩、三桩、…、多桩高桩承台，再在上面装法兰，再装塔筒，再装风机、叶片等，其中基础部分占了很大比例投资。福建率先搞嵌岩桩，福建的海床特点是海沟、礁石比较多。海床条件包括海床地形和海床地质，这两个东西决定了不同形式基础的适应性。三峡集团组织相关科研设计单位开展了十年的科技攻关，研究了一个具有巨大突破性的新型技术，即海上风电复合筒形基础一步式安装技术科研项目，在陆地预制基础，然后装上塔筒，吊装风机，接入系统试运行后解列，完成后装船，运到现场进行沉放安装施工，响水电站的两个塔已经运行一年多了，据两年多来不间断连续观测的数据来看，比单桩的各方面指标都好。从2018年以来，在江苏大丰另一个300MW风电场基础招标，其中有11台3.3MW、2台6.45MW风机选用了该技术做中试，其中6.45MW风机复合筒型基础投标价格比单桩基础价格降低了30%。我详细查阅了道达风能公司投标组价计算书，获得了尽管投标报价已经低了30%仍然还有10%左右的合理利润。这个基础的基础筒直径大概是36m直径。江苏响水项目单机为3MW和4MW，基础筒是30m直径，塔筒直接放下去，海床相对平整，下面是软基，只需要简单进行扫海即可实施。我国大部分海域都适用这种技术。实践已经证明，各种基础形式的技术进步一定能使未来风电造价大幅下降。

5）大型新型海工装备。新型化、大型化、专业化的海工装备极具降造价潜力。现在很多公司在做海上风电施工专用船，固泊在海上很稳定，大大加长了施工时间窗口期，降低了施工成本，提高了工程施工安全度，解决这个问题的条件是，我们大规模投资开发，规模化使得他们能够承受成本。我们经常讲，海上施工的窗口期，一年到底多少天，可能是100~180天，120~150天的多一些，超过180天年份就很少了。如果采用新技术，施工窗口期大大增加，建设进度能够加快，这方面的技术进步也能使我们的造价能够有较大的下降空间。

6）低成本海缆。关于高电压大功率输电的三相同心无接头海缆，以前我们的供应商是独家垄断，没有竞争，非常昂贵。现在有好几家都在做，中天科技、宁波东方、江苏亨通、山东鲁缆等等。随着技术的进步与成熟，生存竞争的加剧，价格明显下降。所以这一块大家别小看，投资也很高，尤其我们再往深海走，现在的输电技术，我们的瓶颈大概40km左右，再往深海超过50km以上，技术上就有很多困难和问题。220kV50km无接头海缆正在攻关，500kV40km无接头也在攻关，一条海缆从7千吨左右向1万吨进军，难度空前；还有海缆敷设施工技术，也是挑战世界之最。电缆本身的制造技术攻克的同时必须降造，所以技术进步，不仅仅是攻克技术难关，还有一个很大的任务就是降造价的任务。

7）交直流送出工程技术。当前，业界正在攻克50km三相同心无接头海上电缆制造技术，但是50km以上怎么办？尤其江苏，黄海大量是淤积形成的海床，浅海海域很长，江苏大丰我们最远的风电场超过离岸90km了，很大部分风电场区块超过离岸80km，怎么办？柔性直流可能是解决这个难题的出路，但柔性直流又带来一个新的问题，大规模海上风电汇流的时候，海上变电站、换流站的面积和体积就比较大，导致其造价的提高，那么怎么降低这个造价？以上这些问题，就是我们今天在接入系统方面带来的代价。

接入系统还有个代价，就是海岸变电站接入资源的代价。什么是海岸接入资源呢，比如海岸边上一个变电站用来接入风电场，一般我们都是200MW、300MW接入一个点，这个变电站能够匹配输送容量的接入间隔就是接入资源。如果这一片风电场是3GW，5GW，岸边接入资源即变电站能够匹配相应容量的间隔就没有了，接入系统间隔也是有限的。我们对这样的问题，可能利用柔性直流技术，使用较低电压交流短距离在海上汇集升压换流站，经柔性直流再往陆地输送的技术要求呼之欲出。而且本身经济指标也会好得多，所以现在我们沿海各个省的电力设计院，都有跟能源局做工作的责任，在能源局做宏观规划的时候，就要考虑若干家海上风电开发商，统一通过一个换流站，然后柔性直流送往陆地，目前有的电网公司也在做此项工作。

8）风、光、渔、游综合利用。海上风电在实现风力发电功能目标时，同时也形成了其他产业的海上固泊条件，从当前的认识水平，人们研究发现了“风、光、渔、游”四个方面的相关利用前景。风电基础的综合利用，既能解决“光、渔、游”的海上固泊难题，又能分摊一部分基础成本，形成多种产业低价实用的广阔应用前景。

9）一体化设计。当前海上风电产业链的各个产业环节的技术设计都是各自为阵独立设计，导致各产业的技术标准、安全可靠系数不能全面系统科学确定，这也是海上风电投资成本偏高的重要原因。探索全产业链化一体化设计，必将为海上风电降低成本作出较大贡献。

10）专业化信息化运维。海上风电运维具有信息获取成本、运维成本两高的特点，各个风电场都独立组建运维专业团队和装备，进一步提高了海上风电上网电价，因此，统筹兼顾组建少量的专业化信息化运维团队，负责所有海上风电的运维，是降低上网电价的有效管理方式。

11）电网配售电降本增效。海上风电的最佳社会利用，不能仅仅是海上风电投资开发产业链相关企业的社会责任，也应该是输变配相关企业的社会责任，国家和地方政府行政主管部门，也应该对处于垄断地位的输变配电企业下达该环节的降成本指标。

以上十一个方面就形成了下一步海上风电上网电价能进一步较大幅度下降达到平价上网目标的主攻方向。