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政策如何引导与支持海上风电规模化发展；海上风电机组如何在保障可靠性基础上增效降本；怎样通过产业融合扩展海上风电应用场景；未来深远海又需要怎样的技术支持——这四个问题是2023年最为行业所关注的热点，甚至可以被视作影响未来“十五五”海上风电发展的关键。
在唐山召开的第八届全球海上风电大会，将上述问题作为主要议题进行了充分讨论，其中一些关于海上风电最新的思考与信息，将为日后产业发展提供有益借鉴。
政策完善打开市场空间
与陆上风电有所不同，由于我国各类海洋资源利用程度较高，风电项目开发的影响因素更为复杂。
在法律法规层面，风电开发用海必须遵守《中华人民共和国海域使用管理法》《中华人民共和国海洋环境保护法》，一是用海要确权；二是用海要达到环保要求；三是不改变海域自然属性的用海七百公顷以上的项目用海需要国家审批。并且，在核准用海所必须编制的海洋环境影响报告书以前，海洋行政主管部门还必须征求海事、渔业行政主管部门和军队环境保护部门的意见。
“目前，全国共批准风电用海项目约175个。主要分布在江苏、广东、浙江等地。累计确权面积共3.51万公顷，其中江苏省确权面积最大、其次是广东、浙江。”国家海洋技术中心业务发展与国际合作处副处长王厚军透露：“目前已批准的海上风电项目大部分为市县级批准。”
除上述法律法规必须遵守外，海上风电还有一系列用海要求必须满足。包括“双十原则”；按塔架中心点外扩50m的海域面积界定；每10万千瓦控制在16平方公里的风电场外缘边线包络面积界定；统一规划海上送出工程输电电缆通道和登陆点的电缆通道（廊道）要求；鼓励海上风电与其他开发利用活动使用海域的分层确权管理等。
我国海上风电开发相关法规与政策的演进，体现出从无到有、逐步细化、不断延伸、更加多元的特征；以实际问题为导向，逐渐补齐管理的空白地带。
据了解海上风电开发程序的专家指出，目前我国海上风电相关政策有两方面最受关注。
一方面是多头管理导致用海审批效率较低，“交通航运、渔业用海、军事用海矛盾突出。”王厚军谈到。
金风科技海上业务单元总经理于晨光也表示，虽然国家鼓励海上风电立体发展，但现在一证一费，手续非常繁杂。
此外，由于海上风电项目在规划设计阶段受各类因素影响较大，容易出现多次修改项目开发方案的情况，甚至导致开发企业批建不一致问题，并受到处罚。有专家提议简化相关审批手续，提高项目推进效率。
另一方面是针对深远海风电的相关政策仍未出台。“未来做海上风电，大型央企必须在深远海发力。专属经济区一旦审批放开，空间资源将急剧扩大。目前各省也都在努力推动深远海风电开发。”海域海岛研究院有限公司董事长徐伟指出。
据王厚军介绍，目前我国正在推进全国深远海海上风电发展专项规划编制前期工作，开展《深远海海上风电开发政策机制研究》，重点对专属经济区海上风电的现状、规划和管理政策进行分析，并结合现有我国专属经济区开发活动管理的现状，提出深远海海上风电开发政策建议。
针对上述两方面政策热点问题，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩呼吁：“希望国家有关部门进一步简化核准手续及管理流程，统筹协调相关部门共同参与联动机制，协作进行整体规划，支持已核准项目有序建设；加快出台深远海海上风电开发管理政策。”
机组可靠保障增效降本
通过规模化开发与技术进步，我国海上风电已经进入全面平价的关键发展时期。如何能实现进一步的降本增效，提升海上风电发展效率与规模，增强海上风电竞争力，为支持碳达峰碳中和目标贡献力量，是常被探讨的问题。
第八届全球海上风电大会的论坛环节中，该问题被嘉宾重点讨论，经过梳理可以发现，推动未来海上风电进一步降本增效的关键渠道共有6个。
一是创造稳定的市场预期。只有持续的政策支持，才能创造出稳定可期的市场预期，企业方敢于投入，拉动产业链持续运转，从而有效降低海上风电发展的整体成本。“只要有稳定的市场，整机商是能够交出满意答卷的。”中国船舶集团海装风电股份有限公司总经理助理兼市场总监张海亚谈到：“市场预期来源于政策预期，如果市场是稳定的，新的技术与产品就出来了。”
二是提高项目开发规模。更大的项目开发规模对控制建设与运维阶段总体投入有利。远景能源副总裁（中国区）兼解决方案总经理许锋飞建议：“以前一个海上风电项目在30万-60万千瓦，建议单体项目开发的‘蛋糕’切更大点，达到100万-200万千瓦，通过规模效应降本。”
三是以设备国产化降本。许锋飞认为，目前由风电机组整机、关键零部件到场站电气设施，已经没有我国卡脖子环节，并且我国海上风电产业正大步走向国际。例如66千伏场内电压技术所需的国产设备，以及特高压输电技术与设备，我国已经做到全球领先。
四是减少各类非技术成本。于晨光呼吁，政府与规划设计单位，如果能够在资源规划阶段就将涉及到国防安全、航道、保护区、锚地等因素尽量排除掉，可减少非技术因素对项目开发的影响。
五是提升海上风电工程效率。海上风电工程施工窗口期较短，在机组或吊具的设计过程中，应充分考虑海工友好性。“吊装机组的效率对造价影响非常大，吊装时间如果多1倍，在浙江、福建、广东等时间窗口短，窗口期破碎的情况下，项目施工周期中将出现2.4倍的差距，产生很大的成本差异。”于晨光谈到。
在相关专家看来，除上述五个海上风电开发降本增效途径外，最关键的是要确保设备可靠性，也就是建立在可靠性基础上的降本增效。
中国华能集团有限公司新能源事业部副主任张晓朝从开发企业的角度谈到：“成本的控制有两个方面，在初始造价成本以外，还有运维成本。运维成本与设备可靠性息息相关，如果海上风电机组、升压站电气设备、电缆等设备出现问题，解决时间会很久，从而影响发电量。发电量上不去，收入就上不去，最终会演变为恶性循环。”
对此新天绿色能源有限公司副总裁、河北建投海上风电有限公司总经理卢盛欣也指出，对风电工程而言，不能简单提高机组的发电量，而应进行全寿命期的考核。
在与会专家看来，正是处于对海上风电机组可靠性的考虑，应给其一定的市场周期。过于密集推出新品，容易造成研发与制造资源的浪费。
上海电气风电集团股份有限公司海上事业部副总经理黄轩称此为“军备竞赛”。他谈到，目前风电机组的市场周期非常短，供应链面对更大挑战，项目执行也面对更大风险。一些隐性风险在招投标阶段往往被忽略，导致项目投资成本被砍掉，运营成本却大幅上升。
许锋飞也表达了自己的观点，认为目前风电行业推出机型的速度过快，甚至高于手机等消费品，呼吁从开发企业开始一定要控制好节奏。因为开发风电要秉承长期主义精神，建议新产品至少应有型式认证，最好有样机运行评估报告。
技术发力远征深蓝海域
有研究显示，全球80%以上海上风能资源在水深超过60米的海域。到“十五五”时期，向深远海延伸将成为我国海上风电开发的必然趋势。漂浮式风电技术，是支撑深远海风电开发的关键技术路线之一。
“风电开发进入深水区后建设成本增加，采用漂浮式风电成为必然选择方案。根据国内基本情况判断，水深60-80m左右是临界点，而在这个临界点技术是向左还是向右边发展，取决于后续研究成果。”三峡集团上海勘测设计研究院有限公司总工程师林毅峰指出。
早在两年前，我国就已经向漂浮式技术迈出了第一步，截至目前已有三台漂浮式海上风电机组实现安装。据林毅峰透露，中国首台漂浮式海上风电试验样机——“三峡引领号”在2022年年初运行时有三个月可利用率达到95%-98%，在正常海况、满负荷发电情况下，平台晃动幅度基本在2-4度。该机组经受暹芭台风正面袭击后，主体结构安然无恙，是全球第一台经受12级台风考验的漂浮式风电机组。
未来数年，漂浮式风电技术发展关键挑战是降本，这甚至可能影响到我国深远海风电开发的规模与效率。据东方电气风电股份有限公司风电研究院副院长曾志介绍，漂浮式风电项目折算满发小时数即使达到了3800h，也需要将成本降至1.5万元/kW水平才能获得有效收益。目前国外能够将成本控制在3-4万元/kW，国内控制在2.5万元/kW，市场化还有距离。
努力推动降本的过程，就是迎接与赢得技术挑战的过程。
林毅峰认为，漂浮式风电技术挑战在于比固定式风电的运动幅度大，带来更加复杂的多体耦合动力学分析难题，同时我国发展漂浮式风电存在有特殊挑战，例如台风环境下大于70m/s的更高风速、更大载荷、中等水深条件、波浪非线性显著等。
对于漂浮式风电关键技术曾志谈到，根据漂浮式机组应用场景特点，运动-控制-响应高度耦合，运动设计不合适，不仅会导致发电能力下降，更有可能引起控制的发散，使机组无法正常运行。“要考虑根据系统实际运动对机组进行适度控制，实现运动、载荷、发电三者的均衡控制。”
远景能源风机产品副总工程师陈林也表达了类似的观点。他认为风电机组应当发挥自身主观能动性，进行智能化控制。通过主动改变所有系统关系，预测风浪做主动控制，使整个系统更加协调，实现一体化设计。
陈林谈到，远景能源经过多年知识积累，发现在漂浮式风电机组优化设计过程中，需专门进行载荷分析与控制系统设计，机舱、叶片要做控制和改进，塔筒必须定制化。一体化设计可带来不错的收益。根据此前综合考量和实践，某海上单桩项目一体化载荷相比分体设计降本5%，减重120t/台。
除整机一体化+控制技术外，未来漂浮式风电技术还需要更精准的评估结果，漂浮式风电基于时程载荷的浮体可靠性评估技术是后续发展的关键方向。此外，漂浮式机组的适应性提升技术也很重要。
从整机技术上升到项目开发层面，在林毅峰看来，实现漂浮式风电成本的有效控制共有八大途径：一是选择合适的场址，到60-80m水深漂浮式风电才能体现优势；二是要完善其技术标准体系；三是提升机组对漂浮方式的适应性与友好性；四是通过技术创新实现新型基础形式与新材料应用；五是对系泊系统进行技术创新，包括复合材料系泊缆与新型大抓力锚等；六是项目规模化开发；七是完善产业链配套；八是漂浮式风电的综合利用。
产业融合拓宽发展渠道
“新能源开发的主要商品是绿色电力，随着海上风电大规模发展，‘海上风电+ ’将成为海上风电发展的重要方向。通过海上风电与海洋牧场结合提供优质蛋白，与制氢结合为船舶或化工产业提供绿氢。”明阳智慧能源集团股份公司副总裁叶凡谈到。
事实上，海上风电融合发展并不能简单地看作是对海上风电应用领域的拓展，其意义是多方面的，在某种程度上，已成为海上风电可持续发展的必然选择。
首先，融合发展有利于解决海上风电的电力消纳，“到2030年，我国在开展深远海风电开发时的场景将与现在不同。通过海上制氢、制甲醇等一系列方案解决消纳问题，可使海上风电更长远发展。”黄轩提到。
其次，海上风电融合发展有利于海洋资源的集约化利用。徐伟认为，海上风电开发区域如未充分利用，是对海洋资源的浪费。应该实施立体分层开发。也可利用已经确权的海域建设一些风电。
再次，海上风电融合发展可为沿海绿色工业产品生产提供依托。叶凡强调，目前我国沿海能源消费主要依托于传统能源，在“双控”要求下，新能源，特别是海上风电、深远海风电，将为沿海城市传统与化工行业提供更多绿色产品，从绿电到绿氢、绿氨和甲醇等。
此外，海上风电融合发展可为风电开发降本增效。“不仅是海上风电，到2030年整个新能源产业都会基础设施化。未来海上风电在沿海省份与所有产业融合的场景，是不可想象的。将来可能没有标杆电价，如果产业与创新结合得好，盈利空间是非常大的。”许锋飞认为。
既然海上风电融合发展的作用与意义重大，在可预见的未来，有多少种融合方案可能实现呢？明阳智慧能源集团股份公司总工程师贺小兵对此进行了总结：第一，主体能源侧达到多能互补。海上风电海上能量是最大的，协调发展海上光伏、波浪能、温差能。第二，以沿海需求为导向。除了能源需求，还有海水淡化、海水制氢、海洋牧场，包括近两年零碳工业园区这样的产业复合，多产业补充。第三，整体能源开发建设。深度融合各项能源，使风电服务于整个能源综合体。
海上风电制氢与海洋牧场的结合，是目前最被看好并推进的产业融合形式。“广东青洲风渔氢、福建兴化湾风氢、山东昌邑风渔等现阶段正开发建设的示范项目，对行业发展意义重大，建议持续推出一批海上风电综合能源多能互补示范项目，推进海上风电发展。”贺小兵说。
针对海上风电制氢，阳光电源副总裁兼阳光氢能公司董事长彭超才指出：“海上风电电解水制氢是未来极其重要的一个场景，在全球范围已经公布的电解水制氢储备项目中约一半来自于海上风电制氢。”
对于未来海上风电制氢所存在的挑战，彭超才认为，电氢要深度耦合，目前电是电，氢是氢，两者脱节。制造电解槽的设备厂商要与风电特性深度耦合，降低成本。
至于海上风电与海洋牧场的结合，我国在2022年已经实现成功应用。贺小兵通过实例解释：“海上风电与海洋牧场结合收益率非常可观，尤其海上风电项目难以实现平价情况下，通过与其他产业结合提升收益率，对产业发展有很大促进作用，经济性评估较好。尤其是海上风电离海岸线较远，水深与水温对海洋养殖有利。”
山东省泰山产业领军人才、青岛森科特智能仪器有限公司董事长于敬东对此颇有感触。他谈到，海上风电与海洋牧场单独发展都存在瓶颈，例如深远海网箱海上供电难度很大，而平价下单一开发海上风电收益率难以达到要求。开创“海上粮仓+蓝色能源”新模式，可实现两者升级发展
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