缺乏12兆瓦以上产品，有被深远海市场淘汰的风险

2022年，是我国海上风电产业发展异彩纷呈的一年，市场出现一系列积极的变化，例如各地出台总容量超过8000万千瓦的发展规划，部分省份给予海上风电项目地方补贴，整机商纷纷推出更大单机容量的机型。在各类有利因素的推动下，未来我国海上风电项目开发形势如何？还需应对哪些挑战？中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司（下称“华东院”）浙江省深远海风电技术研究重点实验室主任赵生校接受了《风能》专访。

受访人：中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司浙江省深远海风电技术研究重点实验室主任 赵生校

《风能》：2022年，一系列因素在推动我国海上风电开发降本增效。您认为目前我国海上风电可实现平价开发的范围有多大？还需要破解哪些挑战？

赵生校：2020—2021年“抢装”期间，整个海上风电产业链未雨绸缪，从行业协会到规划设计、整机商、施工企业、开发商，共同积极应对无“国补”时代的到来。地方政府也给予了力所能及的补贴，为海上风电产业在2022年向无“国补”补贴平稳过渡，做出努力和应有的贡献。特别是广东、浙江、山东等省份，为2022—2024年投产的海上风电项目提供地方补贴，稳定了行业信心，起到四两拨千斤的效果。

2022年，整机商加快迭代推出大风轮、大容量的海上风电机型，山东、江苏、辽宁海域普遍采用风轮直径230米级、单机容量8.5兆瓦的机组，比“抢装”期间4~7兆瓦的单机容量大幅提升；广东、福建海域普遍采用10~13兆瓦级抗台风机型，降低配套工程投资，提高施工和运维效率。

2022年，整机商为实现海上风电平价发展立下了头功，在推动机组大型化技术发展的同时，受供求关系影响，主机价格出现大幅下调，不含塔筒的单位千瓦报价从2020年年底的5500元下探到2022年年初的3200元，降幅超过40%。2022年的市场资金也较为充裕，长期贷款利率降至3.5%以下，融资成本大幅度降低。

经设计院测算，目前水深小于35米，登陆距离小于70公里的浅、近海风电场，只要基础不需嵌岩，已基本能够实现平价上网。近期需要破解的挑战有很多。以深远海风电为例，最大的挑战是在保证工程安全、环境友好前提下的风能资源经济、高效、综合开发利用。

2005年，华东院开始推进海上风电勘测设计与研究工作，参与和见证了我国海上风电从无到有、从小到大、从弱到强、由浅近海到深远海，再跨出国门到海外开展海上风电EPC总包，每一步都直面新的挑战，与产业链携手走向成功。针对上述深远海风电所面临的挑战，华东院于2019年年底获批成立了“浙江省深远海风电技术研究重点实验室”。

作为全国第一个政府批准的深远海风电技术研究重点实验室，其研发方向正是深远海风能高效利用和输变电技术、深远海风电场结构与施工技术、深远海风电场综合环境调查和工程地质勘察技术、深远海风电场全生命周期智慧化管理技术等。为战胜上述挑战，华东院近3年已经累计投入研发经费超1亿元。

《风能》：在海南省海口市举行的2022全球海上风电大会发布了《2022全球海上风电大会倡议》，提出到“十四五”末，我国海上风电累计装机容量需达到1亿千瓦以上，到2030年累计达2亿千瓦以上，到2050年累计不少于10亿千瓦。实现上述目标，未来3~5年还需要重点做出哪些努力？

赵生校：我国海上风电从2008年的试验示范到2020—2021年的“抢装”，装机规模达2639万千瓦，超越英国成为海上风电第一大国，但还不能说是最强的。经初步统计，截至2022年年底我国海上风电累计装机容量将超过3200万千瓦。大力发展海上风电已成为全社会的共识。

未来3~5年，我们还需要在以下几方面做出努力，以实现海上风电的加速发展。一是海上风电“十四五”规划，应保持政策稳定性。优先竞争性配置建设满足“双十”要求的近海风电场，审慎出台“双三十”或“单三十”等用海限制政策。同时，开拓远海国管区海上风电规划和一批示范工程建设，将我国海上风电可开发容量提高到10亿千瓦以上。探索政策、突破深海基础结构、远海直流并网技术、造价瓶颈，“十四五”末基本实现首批建设条件较好的远海风电示范项目平价上网。

二是鼓励适度竞争，防止在竞争性配置过程中出现超低报价。2022年，有2个省份的海上风电项目竞配，出现了最低价远低于火电标杆电价的情况。对于影响行业健康发展的低价竞标，应予修正，避免超低价伤及整个产业链。

三是保持海上风电产业链合理盈利能力。海上风电是技术密集型和资本密集型产业，机遇、风险和挑战并存。最近竞争性配置成功或开工建设项目的开发商，主要是央企和地方国企，参与的主机、海缆、施工安装企业均是本领域的领军企业。必须保证产业链拥有最基本的盈利能力，以维护行业健康、可持续发展。

《风能》：与其他海上风电成熟市场相比，我国还有哪些短板需补足？

赵生校：一是深远海域精细化海洋环境精准测量和评估。二是在推动机组大型化的同时，加大单位千瓦扫风面积，以提升发电量为首要目标。三是加大投入，走向深远海，建造30艘左右适应40~60米水深，全回转起重能力超2000吨的大型运输、施工安装一体化专用船舶（平台）。

四是加快建设国家级主机和大型部件测试平台，进一步提升主机设备产品质量、可靠度。五是数字化、智慧化风电场建设。六是加大国际合作，整个产业链要走出去，接受国际市场的严苛检验。

《风能》：大型化发展是否存在瓶颈？如何破解？

赵生校：第一个瓶颈是大型化机型不够成熟。目前，我国推出的海上风电机组为第三代产品。第一代产品是通过整机引进或在欧洲知名设计公司的指导下，结合我国海上复杂环境研发出来的，风轮直径小于150米，单机容量小于5兆瓦，如华锐风电的3.0兆瓦、金风科技的2.5~3.3兆瓦、中国海装的3.6~5.0兆瓦、电气风电的4.0兆瓦、远景能源的4.2~5.2兆瓦，主要安装在江苏等地的浅海海域。

我国从第二代产品开始进行自主研发，单机容量不超过8兆瓦，风轮直径小于200米，如金风科技的6.X兆瓦、明阳智能的5.5~7兆瓦、电气风电的7~8兆瓦、中国海装的5兆瓦、东方风电的7~7.5兆瓦，是“抢装”时期的主力机型。

目前的第三代产品是以平价为特征的8.5~16兆瓦机型，风轮直径达到200~260米。除了单机容量大、单位千瓦售价低，整机商还针对我国风能资源相对弱于欧洲海域，但以强台风为特征的最大风速高于欧洲的特点，开发出来的产品具有较强的抗台风能力，同时等效满负荷小时数普遍比第二代产品提升了15%左右，性价比更高。

然而，这批机组大多只获得设计认证就参与主机招标，到2022年年底才能陆续完成样机安装，产品出厂前才能获得型式认证，缺乏长时间批量运行的考验。第二个瓶颈是适应深远海风电建设需要的大型施工安装专用船舶的开发进度滞后。一款16兆瓦级机型的研发周期约为2年，投入只需1亿元左右；而一艘适用于50米以上水深、全回转起吊能力超2400吨，具有自航能力的风电运输、安装一体化平台，投资不少于13亿元，研发周期超过3年。因此，我国需加大投入，建造一批大型施工安装专用船舶，补齐2025年后大规模开发深远海风电所需施工装备的短板。

《风能》：海上风电还有哪些进一步降本增效的空间？

赵生校：大基地、大规模、大型化，是下一步驱动海上风电项目降本增效的着力点。我国沿海各省份海上风电规划容量均超过数千万千瓦，在地级港口城市集中规划千万千瓦级大型海上风电基地，将海上风能资源开发与配套产业链制造企业有机融合，配合运维母港建设，以大规模建设降低建设和运维成本。大型化风电场不仅可以降低配套工程投资，且能够节省并网成本和土地、海域资源，提升效率与效益。

《风能》：2022年，我国下线了不少大型海上风电机型，单机容量和风轮直径均超过国际同行，这在3年前是不可思议的。我们为何能够快速达到国际先进水平？

赵生校：一是碳达峰、碳中和目标下国家加大对大容量机组的研发投入，风投源源不断地将资金投向海上风电装备制造企业。

二是我国海上风电机组制造经历第一代的引进技术、第二代的半自主研发、第三代的全产业链自主研发，经过10年左右的研制、运维，不仅总结了经验教训，也有了丰富的运行数据积累，再创新能力得到大幅度提升，培养出一大批设计制造人才，形成了系列设计软件，突破了材料、厂房、装备和工艺等等方面的“卡脖子”难题。

三是海上风电电价大幅度下调，倒逼整个产业链形成共识，必须推动大型化发展。零部件企业主动自主研发大型机组零部件，为整机研制提供强有力的支撑。四是2025年后国内外主要海上风电项目将布局于深远海。其中，水深30~60米、离岸距离30~130千米的项目将成为“十五五”期间的主流，如果没有单机容量12兆瓦以上的系列主机产品，就有被深远海风电市场淘汰的风险。