风电将成为深远海产业“先行者”

7月3日，全球单体容量最大的漂浮式风电平台“明阳天成号”完成安装，并开始向深远海启航。这台由两个8.3MW风电主机以“V”字构成的漂浮式风电平台，在蔚蓝的大洋中并不孤单。此前，我国已在广东和福建海域安装了4台不同单机容量的漂浮式风电平台，而海南首个批量漂浮式海上风电项目也完成了主机招标工作，蓄势待发。

向深远海行进，将成为未来一段时间我国风电新市场、新模式与新技术的交汇点。

“明阳天成号”完成安装

海洋产业中的后起之秀

近年来，我国海上风电取得了举世瞩目的发展成就。中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）的数据显示，2023年我国海上风电累计装机容量达到3769万千瓦，占全球的50%；新增装机容量达到718.3万千瓦，占全球的58%。可以说，中国是全球海上风电市场中最关键的组成部分，正驱动全球相关产业加速发展，为能源结构转型、经济发展、应对气候变化作出了重要的贡献。

随着我国向碳中和目标迈进，海上风电开发规模不断增大，需求也愈加强烈。然而，在开发布局与发展空间上，近海风电正面临航道、保护区、养殖、军事等一系列限制性与不确定性因素，导致项目前期规划与审批流程复杂，开发周期较长。例如，有的项目在规划时已充分考虑了航道的影响，但进入开发环节后又不得不让步于交通部门的航道新规划。

“海域的使用肯定应考虑先来后到，因此，在前期阶段要与很多部门协调，可以感到我们相对弱势。”一位风电开发企业负责人向《风能》解释。据他分析，这是由于海上风电开发起步较晚，近海海域已被其他功能占用所导致。

“比如，一些地区在全面征求各部门意见，去除各类影响因素后，最终纳入海上风电开发规划的海域只有资源普查时的25%~65%。”有专家坦言，“还有一些海域，能用于海上风电开发的只剩下边边角角，项目难以形成规模。”

不仅我国存在上述问题，一些沿海经济发达的国家，此类情况可能更严重。因此，已有不少国家将海上风电开发的目光与行动，聚焦在以专属经济区为主的深远海海域。

例如，欧洲海上风电开发规模最大的3个国家⸺英国、德国、荷兰，其绝大多数新增海上风电项目都位于专属经济区中。此外，还有众多欧洲沿海国家在制定海上风电规划时，将专属经济区纳入其中。日本则于2024年3月通过了《海域利用促进法案》修正案，宣布将海上风电场的建设区域扩大至专属经济区。

据世界银行（WB）对115个拥有海岸线国家的分析，在全球海上风电技术可开发容量中，有71%位于较深水域。国家发展改革委能源研究所发布的《中国风电发展路线图2050》显示，我国近海水深5~50m范围内，风能资源技术开发量为5亿千瓦，深远海风能可开发量是近海的3~4倍以上。

“在专属经济区开发风电，可以说是一项开疆辟土的工作。”在日前于浙江省宁波市举行的第九届全球海上风电大会上，有嘉宾谈道：“它为我国海洋经济发展找到了一个新空间，将成为领海外的先行者。”

为了积累深远海风电开发经验，促进相关技术进步，我国正以“试点先行”为着力点，推动开展各项准备工作。2021年10月21日，国家发展改革委、国家能源局、财政部、自然资源部、生态环境部、住房和城乡建设部、农业农村部、中国气象局、国家林业和草原局联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》，提出“结合基地开发建设推进深远海海上风电平价示范和海上能源岛示范工程”，拉开了我国深远海风电开发的序幕。

除加快推动项目示范外，业内还在期盼政策的进一步明确，包括全国层面的专属经济区风电规划，以及相关海域风电开发的管理制度等。

融合发展产生价值加成

能源供给是经济社会活动的基础。当风电开发走向深远海，一些在此类海域因无法得到电源支持而难以形成规模的产业，将得以破解发展问题；而风电通过与这些产业融合发展，也将在项目开发的基础上获得更高的价值加成，获得更广泛的支持。

在深远海风电一系列融合发展的创新场景与模式中，风电制氢是最被看好的领域之一。随着深远海风电规模化发展，其技术经济性有望取得突破，不仅将极大地释放海上风电价值，还可以催生一系列新产业。

阳光氢能科技有限公司解决方案总监丁时康在第九届全球海上风电大会上表示，通过使用网电的传统制氢方式，氢能产量较少，应用场景受限，只能用于火电厂、半导体、浮法玻璃等小型应用场景。而采用海上风电等可再生能源柔性制氢系统，由于电力取之不尽、用之不竭，其应用场景将更加丰富，包括石油化工、钢铁水泥、氢能交通等领域。

甚至有专家设想，可以将深远海风电项目与制氢相结合，为远洋船舶提供氢能供给服务，从而改变现有的航运业商业模式，并进一步增强海洋经济活动水平。

目前，海上风电制氢在技术上仍需要破解一些挑战。丁时康认为，风电存在波动性，可能使制氢设备出现频繁启停，这需要通过柔性制氢技术去适应与解决。一方面，不少海上风电制氢项目将离网运行，电网微网支撑能力必不可少；另一方面，电解水制氢设备需要具备快速动态响应能力，并且具有宽负荷调节及频繁启停适应能力，在不同的负荷水平下同样可以运行，从而提升电能的利用率。

深远海风电与渔业相结合的脚步，似乎要更快一些，因为渔业同样有向深远海发展的强烈需求。在今天走向“深蓝”的过程中，海上风电并不孤单，海洋牧场正在成为携手共进的另一方。

“近海污染范围不断扩大，高密度养殖带来了环境、病害及质量安全等问题。国家级海洋牧场示范区建设规划提出发展、建设和推进现代化海洋牧场。”浙江大学宁波理工学院机电与能源工程学院副院长、教授宋瑞银谈道。

明阳智能海洋能源研究院海工总体工程师刘品进一步表示，深远海养殖具有非常明显的优势，它离岸距离比较远，水质会更好，网箱内水体交换更快，网箱溶氧量更高，非常有利于鱼类的生长。

打造海洋牧场的关键是装备支持，这涉及两个方面：一是深远海风浪大，养殖设备能否抗住风浪；二是深远海养殖需要智能化运维，所需的能量来自哪里。通过与海上风电相结合，这两项挑战都可迎刃而解。

一方面，海上风电项目可为海洋牧场提供电能，便于海洋牧场的智能化；另一方面，海上风电项目建有通信系统，它可以为海洋牧场提供远程监测、自动控制等智能化功能。并且，海上风电机组之间的间距较大，能够利用这些海域面积与海洋牧场实施综合立体的养殖。

“海上风电风渔互补有两种模式：一是共场域，基于风电机组打造海洋牧场，还可与文旅产业相结合；二是共结构，利用海上风电机组设置网箱，包括漂浮式风电与各类网箱养殖相结合。”宋瑞银谈道。

海上风电与海洋牧场在同场开发与同步建设的过程中，还能够有效分担建设成本。

目前，我国已有一些风渔互补的成功案例，如明阳智能的“明渔一号”、龙源电力的“国能共享号”，中广核汕尾“伏羲一号”也于近期投放安装。

“明渔一号”

不折不扣的新质生产力

“无论是在装备制造还是工程技术上，海上风电的创新特点均极为明显，并可拉动产业链相关领域的技术进步，是不折不扣的新质生产力。”上述专家表示。尤其是在走向深远海与平价开发的过程中，风电设备与工程技术水平必须得到相应的提高，以破解各种各样的挑战。

例如，深远海风电项目距离陆地较远，这将在一定程度上提高送出成本。开发或选择更合理的送出技术路线，优化送出方式，是应对这项挑战的重要手段。

深远海风电后续送出线路是66kV，甚至一些专家提出能否采用110kV。此外，对于直流是采用工频还是低频，都需要进行深入研究。多位专家表示，为进一步控制深远海风电送出成本，各地政府与电网公司应加强协同，尽量采用集中送出方式，分摊开发企业的投资成本。

“海油观澜号”

目前，我国在深远海风电整机技术方面已经获得了一系列成果，除已有“三峡引领号”、“海油观澜号”、中船海装“扶摇号”、“国能共享号”、“明阳天成号”等漂浮式风电机组平台实现并网或安装外，还有不少整机商正在研发或推出16~20MW超大容量漂浮式海上风电机组。

“在漂浮式海上风电机组的建造、运输和安装方面，挑战还是比较大的。”中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司新能源工程院总工程师王滨表示，“首先是大兆瓦机组超长柔性叶片设计，在超低频稳定控制和轻量化降本增效上的难度较大。其次是漂浮式基础需要的建造场地不小于5万平方米，国内现有生产基地难以满足需求。再次是目前漂浮式海上风电机组的生产周期超过6个月，难以满足后续开发建设需求。此外，漂浮式海上风电机组对下水码头的等级要求比较高。目前，国内能够满足漂浮式海上风电机组生产和储运的基地有限，建造场地、码头形式、机组吊装能力等因素，都限制了基础结构的设计。”

因此，不少专家都提到了专用风电母港的建设问题。运达股份解决方案室主任雷鹏涛表示，经过初步测算，母港能够使深远海风电项目的投资下降14%。他还进一步提到，针对深远海风电整机技术，还需做好机组大型化、支撑结构一体化、漂浮式一体化、导管架一体化设计研究工作，并根据深远海水深情况选用导管架或漂浮式基础。

明阳智能风能研究院副总工程师孙启涛以刚刚完成叶轮吊装的“明阳天成号”为例，向《风能》介绍漂浮式风电机组的技术创新方向。他谈道：“双机头机组的两个叶轮将朝相反方向转动，对向旋转使得叶轮中间区域的风速提升，空气动能转化的电能也随之增加，比同等扫风面积的单个大风轮机组的发电量提升4.29%。单点系泊方案使支撑结构极限载荷降低40%，从而提高了风电机组在台风天气中的安全性和稳定性。采用抗压能力达到115MPa以上的超高性能混凝土材料来进行漂浮式基础的制造，这种混凝土材料的强度达到普通混凝土的4倍左右，大大增加了漂浮式基础结构的承载能力。机组上还安装了超过3000个智能感应器，可实时感知2000多个零部件运行状态。”

多位专家认为，漂浮式海上风电技术的降本空间较大，通过更先进的技术手段和规模化开发，深远海风电投资成本将得到不断优化。

“目前，国内的漂浮式项目，单位千瓦造价在4万元以上；预计到2025年能达到相对有竞争力的成本水平，投资成本有望降至2.5万元/千瓦左右；2030年降至与固定式海上风电相当的水平，达到1.5万元/千瓦左右。”孙启涛表示。