“十三五”以來，我國海上風(fēng)電快速發(fā)展，截至2019年底，累計并網(wǎng)容量593萬千瓦，提前一年完成規(guī)劃目標(biāo)，成為僅次于英國和德國的世界第三大海上風(fēng)電國家。“十四五”是實現(xiàn)2030年非化石能源占一次能源消費比重20%目標(biāo)的關(guān)鍵期，在此期間我國海上風(fēng)電仍將繼續(xù)保持快速發(fā)展，成為新能源發(fā)電新的增長極。海上風(fēng)電裝機規(guī)模不斷提升的同時，還面臨著諸多挑戰(zhàn)。
海上風(fēng)電發(fā)展面臨的主要問題
去補貼、提高設(shè)備可靠性以及提升裝備國產(chǎn)化水平是未來我國海上風(fēng)電發(fā)展面臨的主要問題。
海上風(fēng)電目前造價偏高，在補貼退出的情況下，大規(guī)模發(fā)展經(jīng)濟性風(fēng)險較大。2014年，《關(guān)于海上風(fēng)電上網(wǎng)電價政策的通知》(發(fā)改價格〔2014〕1216號)首次明確了海上風(fēng)電0.85元/千瓦時的上網(wǎng)電價，在固定上網(wǎng)電價政策的支持下，我國海上風(fēng)電快速發(fā)展;2019年5月，《關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價政策的通知》(發(fā)改價格〔2019〕882號)提出將海上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價，新核準(zhǔn)的海上風(fēng)電項目全部通過競爭方式確定上網(wǎng)電價，且不得高于指導(dǎo)價，補貼退坡加速;2020年2月，《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》(財建〔2020〕4號)提出新增海上風(fēng)電不再納入中央財政補貼范圍。根據(jù)彭博新能源財經(jīng)統(tǒng)計，2019年我國海上風(fēng)電項目平均度電成本約為0.079~0.118美元/千瓦時，折合人民幣約0.521~0.779元/千瓦時，平均度電成本0.093美元/千瓦時，折合人民幣約0.614元/千瓦時，整體離平價上網(wǎng)還有較大差距。海上風(fēng)電是資金、技術(shù)密集型的長周期產(chǎn)業(yè)，保持政策穩(wěn)定和收益預(yù)期是促進海上風(fēng)電持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵，在造價偏高的初期，若沒有補貼支持，大規(guī)模發(fā)展將面臨較大的經(jīng)濟性風(fēng)險。
我國海上風(fēng)電商業(yè)運營時間較短，還需時間檢驗。與陸上風(fēng)電相比，海上風(fēng)電運行環(huán)境更加惡劣，并且面臨臺風(fēng)、腐蝕等新問題。上個世紀(jì)90年代，歐洲已經(jīng)開始了海上風(fēng)電的研究和實踐。1991年，丹麥建成全球首個海上風(fēng)電項目，共安裝11臺風(fēng)電機組，單機容量450千瓦。英國第一座海上風(fēng)電場于2000年并網(wǎng)，近期即將退役。歐洲海上風(fēng)電經(jīng)歷了一輪設(shè)計周期的實踐，在裝備制造、建設(shè)施工、運行維護乃至退役拆除方面積累了豐富的經(jīng)驗，支撐了近幾年海上風(fēng)電的大規(guī)模發(fā)展。我國海上風(fēng)電起步較晚， 2010年首個海上風(fēng)電項目上海東大橋海上風(fēng)電開工建設(shè)，2014年全部竣工投產(chǎn)，我國并網(wǎng)投入且商業(yè)化運營的海上風(fēng)電場多在2015年以后，在運營初期，質(zhì)量問題頻繁發(fā)生。近兩年，新型大容量機組密集投運，可靠性仍需時間檢驗，若大規(guī)模快速發(fā)展產(chǎn)生質(zhì)量問題，運維成本高昂，將造成較大損失。
關(guān)鍵設(shè)備依賴進口，國產(chǎn)化率較低成為制約我國海上風(fēng)電發(fā)展的重要因素。2005年，《關(guān)于風(fēng)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知》(發(fā)改能源〔2005〕1204號)曾規(guī)定：風(fēng)電設(shè)備國產(chǎn)化率要達(dá)到70%以上，不滿足設(shè)備國產(chǎn)化率要求的風(fēng)電場不允許建設(shè)。該政策大大促進了我國風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展，陸上風(fēng)電整體國產(chǎn)化率達(dá)到95%。根據(jù)相關(guān)法規(guī)要求，2009年《關(guān)于取消風(fēng)電工程項目采購設(shè)備國產(chǎn)化率要求的通知》(發(fā)改能源〔2009〕2991號)取消了風(fēng)電設(shè)備國產(chǎn)化率70%以上的限制，外資企業(yè)和進口設(shè)備不斷進入我國風(fēng)電市場。與陸上風(fēng)電相比，我國海上風(fēng)電部分設(shè)備和大部件仍依賴進口，如國產(chǎn)大兆瓦風(fēng)機中的關(guān)鍵部件主軸承大多采用國外企業(yè)產(chǎn)品，進口一臺風(fēng)電主軸承設(shè)備大約需要4000萬元左右，成本高昂。目前我國也在加緊海上風(fēng)電關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)，核心任務(wù)是提升海上風(fēng)電機組的可靠性，實現(xiàn)平均故障間隔時間由1000小時提升至3500小時;提高關(guān)鍵零部件的國產(chǎn)化率達(dá)到95%。
“十四五”我國海上風(fēng)電發(fā)展的幾點思考
開展海上風(fēng)電勘察與資源再評估，充分發(fā)揮政府在海上風(fēng)電開發(fā)方面的基礎(chǔ)性作用。
我國海上風(fēng)電資源測量的全面性和精細(xì)度還難以支撐國家層面的開發(fā)布局以及產(chǎn)業(yè)指導(dǎo)。宏觀層面主要基于中國氣象局國家氣候中心通過衛(wèi)星以及測量船開展，其中風(fēng)能資源已實現(xiàn)離岸一百公里內(nèi)數(shù)據(jù)采集，空間分辨率為3公里。微觀層面主要由開發(fā)商開展，根據(jù)《海上風(fēng)電場風(fēng)能資源測量及海洋水文觀測規(guī)范》(NB/T31029-2012)要求，風(fēng)電場范圍內(nèi)至少有1座測風(fēng)塔，高度不低于100米，潮間帶及潮下帶灘涂風(fēng)電場測風(fēng)塔的控制半徑不超過5公里，其他海上風(fēng)電場不超過10公里。為節(jié)省成本，目前實際測風(fēng)塔高度達(dá)不到100米，通過風(fēng)廓線模型推導(dǎo)不同層高的風(fēng)速。除風(fēng)資源測量外，海上風(fēng)電資源評估包括海洋水文測量和海洋地質(zhì)勘察等，需要對臺風(fēng)、海浪、海冰、海霧、海溫以及海底地質(zhì)結(jié)構(gòu)進行全面的勘察。我國目前主要針對近海海域的風(fēng)電資源評估，50公里以外海域數(shù)據(jù)還不全面，難以為中遠(yuǎn)期規(guī)劃提供數(shù)據(jù)支撐。
與陸上風(fēng)電相比，海上風(fēng)電開發(fā)涉及的管理部門更多，程序更為復(fù)雜，成本也更高。政府在部門協(xié)調(diào)、資源整合方面具有天然優(yōu)勢，宜牽頭做好海上風(fēng)電勘察和評估的基礎(chǔ)性工作，并公開相關(guān)數(shù)據(jù)，為海上風(fēng)電科學(xué)規(guī)劃提供支撐，為項目環(huán)評、論證、決策等前期工作提供依據(jù)，實現(xiàn)精準(zhǔn)投資和高效開發(fā)。歐洲各國政府在海上風(fēng)電資源勘察和評估方面發(fā)揮了重要作用，德國規(guī)定2021年開始并網(wǎng)的海上風(fēng)電項目，由德國聯(lián)邦海事和水文局完成前期選址和勘察等工作，開發(fā)商無需辦理繁雜的行政審批手續(xù)。丹麥政府牽頭負(fù)責(zé)環(huán)評、海洋勘測等主要前期工作，海上升壓站建設(shè)和海底電纜敷設(shè)等并網(wǎng)工程則由電網(wǎng)公司承擔(dān)。英國海上風(fēng)電的勘察和微觀選址主要由開發(fā)商主導(dǎo)，但商業(yè)、能源和工業(yè)戰(zhàn)略部(BEIS)負(fù)責(zé)編制英國海上能源戰(zhàn)略環(huán)境評估報告，為規(guī)劃或海床租賃提供決策依據(jù)。我國海上風(fēng)電規(guī)劃以省為單位開展，政府在資源勘察、環(huán)境評估以及數(shù)據(jù)公開等方面還需要提升服務(wù)水平。
科學(xué)合理的開發(fā)規(guī)模是促進海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)健康有序發(fā)展的基礎(chǔ)。
隨著全球能源轉(zhuǎn)型速度的加快以及新能源成本的降低，海上風(fēng)資源豐富的國家紛紛推出了海上風(fēng)電的規(guī)劃。英國提出，2030年前海上風(fēng)電累計裝機達(dá)到3000萬千瓦，為全國提供30%以上的電力。德國計劃到2030年，將海上風(fēng)電裝機提高至1500萬千瓦，滿足全國約13%的電力需求。我國尚未出臺海上風(fēng)電專項規(guī)劃。國家能源局發(fā)布《風(fēng)電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，指出要積極穩(wěn)妥推進海上風(fēng)電建設(shè)，到2020年并網(wǎng)裝機達(dá)到500萬千瓦，在建規(guī)模達(dá)到1000萬千瓦，重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風(fēng)電建設(shè)，到2020年開工建設(shè)規(guī)模均達(dá)到百萬千瓦以上。國家層面不再出臺海上風(fēng)電專項規(guī)劃，這意味著各省市在國家總體框架下，需根據(jù)自身資源條件開展省級海上風(fēng)電發(fā)展規(guī)劃，目前僅廣東等個別省份出臺了專項規(guī)劃。
資源條件、裝備產(chǎn)能、施工吊裝能力、消納能力是“十四五”海上風(fēng)電規(guī)劃布局的硬約束。資源條件方面，我國5～55米水深、70米高度海上風(fēng)電開發(fā)潛力約5億千瓦，5～25米水深海上風(fēng)電開發(fā)潛力約1.9億千瓦。受到海洋軍事、航線、港口、養(yǎng)殖等海洋功能區(qū)規(guī)劃的限制以及各種海洋自然保護區(qū)等劃定的生態(tài)紅線區(qū)限制，實際可開發(fā)量將遠(yuǎn)小于理論開發(fā)量。目前我國潮間帶和近海區(qū)域內(nèi)的海上風(fēng)電開發(fā)技術(shù)較為成熟，成本較低，該部分資源宜優(yōu)先開發(fā)，根據(jù)經(jīng)濟性和技術(shù)成熟度可探索開發(fā)深遠(yuǎn)海風(fēng)電。供應(yīng)鏈產(chǎn)能方面，目前我國大容量機組葉片產(chǎn)能還難以滿足當(dāng)前的“搶裝潮”需求，巴沙木等葉片關(guān)鍵原材料進口價格上漲，大容量風(fēng)電機組主軸承幾乎全部依賴進口，供應(yīng)能力受制于外資企業(yè)。施工與吊裝能力方面，根據(jù)統(tǒng)計，全國可供利用的海上風(fēng)電安裝船只25艘左右，受施工窗口期以及施工效率的影響，每艘作業(yè)船只每年只能完成40臺左右風(fēng)機的吊裝，吊裝容量能力約400~500萬千瓦左右。消納能力方面，目前海上風(fēng)電裝機容量仍然較小，且分布在負(fù)荷密度較高的沿海地區(qū)，不存在消納問題。隨著海上風(fēng)電裝機規(guī)模的不斷提升，本地燃煤機組的加快退役，應(yīng)疊加本地區(qū)陸上風(fēng)電和光伏發(fā)電運行情況，對未來新能源發(fā)電的整體消納能力進行測算，防止無序發(fā)展帶來大規(guī)模棄電風(fēng)險。
合理對標(biāo)國外風(fēng)電機組容量，選擇與我國風(fēng)資源相適應(yīng)的大容量機組。
大容量機組可以提高發(fā)電量，減少單位功率投資，降低運維成本，是降低海上風(fēng)電項目度電成本的重要路徑。在特定風(fēng)速概率分布曲線下，提升葉片掃風(fēng)面積可提升機組發(fā)電功率，歐洲海域年平均風(fēng)速較高且長年保持穩(wěn)定，在技術(shù)可實現(xiàn)的條件下不斷增加風(fēng)輪直徑以提高機組額定功率，且仍能保持容量利用系數(shù)基本不變。歐洲多執(zhí)行按機位核準(zhǔn)，對總?cè)萘繘]有太多限制，提高單個機位投入產(chǎn)出比是開發(fā)商的主要目標(biāo)。2019年，歐洲共計502臺風(fēng)機并入電網(wǎng)，平均單機功率達(dá)到7.8兆瓦。目前，10兆瓦及以上風(fēng)機成為各大風(fēng)機制造商的戰(zhàn)略機型，西門子歌美颯首臺11兆瓦海上風(fēng)機在丹麥Osterild風(fēng)場完成安裝，GE的12兆瓦海上風(fēng)電樣機于2019年10月在荷蘭阿姆斯特丹正式完成吊裝并發(fā)電，成為目前全球單機功率最大的海上風(fēng)電機組，2030年，海上風(fēng)電單機功率將達(dá)到15~20兆瓦。
我國風(fēng)資源條件難以媲美歐洲，一味提升單機機組容量經(jīng)濟性并非最優(yōu)。我國風(fēng)電場執(zhí)行限容量核準(zhǔn)，國家海洋局《關(guān)于進一步規(guī)范海上風(fēng)電海管理的意見》提出提高海域資源利用效率，單個海上風(fēng)電場外緣邊線包絡(luò)海域面積原則上每10萬千瓦控制在16平方公里左右。在江蘇省的規(guī)劃中，平均單位容量占海面積下調(diào)超64%，意味著單機容量更大的機組才能滿足要求。與歐洲相比，我國海上風(fēng)能資源總體不算豐富，容量利用系數(shù)僅為23~34%，低于全球43%平均水平。若歐洲年平均風(fēng)速10米/秒，我國年平均風(fēng)速8米/秒，在相同容量利用系數(shù)下，我國機組最佳單機容量僅為歐洲的二分之一，一味提高單機容量將導(dǎo)致容量利用系數(shù)降低，年發(fā)電量也并不能隨著單機容量提升而持續(xù)增長。同時，我國執(zhí)行的是固定海域限容量核準(zhǔn)，在全場容量確定的基礎(chǔ)上再開展機組選型，提高所有機組整體投入產(chǎn)出比是我國開發(fā)商的主要目標(biāo)。提高單機容量是降低度電成本的重要路徑，是海上風(fēng)電發(fā)展的基本趨勢，我國海上風(fēng)電機組選型應(yīng)從風(fēng)資源實際條件出發(fā)，合理對標(biāo)國外風(fēng)電機組容量，選擇合適的技術(shù)路線，確定一批穩(wěn)定的機型，以滿足經(jīng)濟性和可靠性的基本要求。
提升大規(guī)模集中連片海上風(fēng)電安全穩(wěn)定運行水平。
與陸上風(fēng)電相同，海上風(fēng)電同樣存在頻率、電壓耐受能力偏低問題。大型機組故障或大容量線路跳閘使得系統(tǒng)頻率、電壓發(fā)生較大變化，特別是沿海省份多為特高壓直流受端電網(wǎng)，交流側(cè)故障極易引發(fā)直流閉鎖，造成大額功率缺失，由此導(dǎo)致海上風(fēng)電機組大規(guī)模脫網(wǎng)，引發(fā)連鎖故障。該問題隨著海上風(fēng)電裝機規(guī)模的快速增長而日益突出。
2019年8月9日，英國發(fā)生大規(guī)模停電事故，是自2003年“倫敦大停電”以來規(guī)模最大、影響人口最多的停電事故，本次停電與世界上最大的Hornsea海上風(fēng)電場密切相關(guān)。資料顯示，由于某種未知的擾動，Little Barford燃?xì)怆娬就C，系統(tǒng)損失了730兆瓦功率，導(dǎo)致系統(tǒng)頻率下降，頻率下降后，Hornsea海上風(fēng)電出力突降900兆瓦。系統(tǒng)在兩分鐘之內(nèi)連續(xù)損失功率1630兆瓦，約占總負(fù)荷的6.43%，系統(tǒng)頻率降至49赫茲以下，低頻減載啟動，在全網(wǎng)范圍內(nèi)切除部分負(fù)荷，導(dǎo)致停電事故。Hornsea海上風(fēng)電在系統(tǒng)頻率下降時不僅沒有幫助系統(tǒng)恢復(fù)，還因自身耐受低頻能力不足進一步加劇了系統(tǒng)故障。
大規(guī)模海上風(fēng)電并網(wǎng)除頻率、電壓耐受問題，還存在寬頻帶(5～300赫茲)的次同步振蕩問題，危及火電機組及主網(wǎng)安全，該類問題在新疆、甘肅等陸上風(fēng)電富集地區(qū)更為顯著。在大力發(fā)展海上風(fēng)電的同時，應(yīng)提高機組涉網(wǎng)性能，挖掘機組自身動態(tài)有功、無功調(diào)節(jié)能力，防范大規(guī)模脫網(wǎng)引發(fā)連鎖故障。
完善海上風(fēng)電發(fā)展相關(guān)政策。
自2020年起，新增海上風(fēng)電將不再納入中央財政補貼范圍，在開發(fā)成本仍然高企且無中央財政補貼的情況下，應(yīng)進一步完善海上風(fēng)電相關(guān)政策，保障海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展。
一是實行配額制下的綠色電力證書交易。2017年，我國啟動綠證自愿認(rèn)購政策，作為新能源發(fā)電上網(wǎng)電量財政補貼的補充措施;2020年，我國正式施行可再生能源配額制，自愿認(rèn)購綠證作為完成配額指標(biāo)的補充方法;《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》(財建〔2020〕4號)提出自2021年1月1日起實行配額制下的綠色電力證書交易，通過綠證交易替代財政補貼。目前我國海上風(fēng)電開發(fā)成本較其他可再生能源發(fā)電相對要高，可參考英國配額制實施經(jīng)驗，即每兆瓦時海上風(fēng)電獲得的綠色證書始終高于其他可再生能源種類，并隨著成本降低，適時退坡。二是實施地方補貼。與陸上風(fēng)電不同，海上風(fēng)電僅在我國10多個沿海省份開發(fā)并就近消納。海上風(fēng)電對沿海省份的經(jīng)濟、產(chǎn)業(yè)、就業(yè)帶動能力很強，打造海上風(fēng)電母港，集制造、倉儲、運輸、運維等一體的臨港海上風(fēng)電配套產(chǎn)業(yè)基地，形成產(chǎn)業(yè)聚集效應(yīng)，丹麥埃斯比約港、英國赫爾港等都完成了從以油氣業(yè)務(wù)為主向海上風(fēng)電母港的升級，并產(chǎn)生很好的輻射效應(yīng)，我國廣東陽江、江蘇如東等地具備建設(shè)海上風(fēng)電母港的良好條件。地方政府和企業(yè)享受的海上風(fēng)電發(fā)展紅利，可通過地方補貼適當(dāng)反哺較高的開發(fā)成本。本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》(上旬)2020年5期，作者供職于國網(wǎng)能源研究院有限公司
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