海上風電作為推動可再生能源發展、構筑新型電力系統的一種清潔能源，日益受到各國重視。我國海上風電累計投產裝機居全球第一，但是與歐洲國家相比，我國海上風電行業發展仍有一定的差距，還需進一步加大政策支持力度，推動我國海上風電集中連片規模開發和全產業鏈一體化高質量發展。

我國與歐洲國家海上風電行業發展現狀對比

發展速度對比

得益于技術進步、商業模式創新和政策支持，全球海上風電行業得到快速發展。歐洲海上風電發展主要分為三個階段：技術可行性驗證階段(1991~2001年)、商業化開發階段(2002~2011年)和平價時代(2012年~至今)，2021年歐洲海上風電新增裝機3.4吉瓦，其中英國的新增裝機容量最多，占總裝機容量的88%。另外3個實現海上風電新增裝機的國家為丹麥、荷蘭、挪威，分別新增裝機605兆瓦、392兆瓦、4兆瓦。據統計，2021年中國海上風電新增裝機1690萬千瓦，占全球新增海上風電裝機的80%;累計裝機2777萬千瓦，躍居世界第一。

成本變化對比

隨著海上風電集中連片規模化開發、配套產業鏈日趨成熟、裝備技術不斷革新以及施工成本下探控制，全球海上風電成本持續下降。2014年全球海上風電平準化度電成本(LCOE)(包括海纜及輸電成本)為1.56元，2017年為0.79元，2021年下半年降至0.61元。LCOE最低的國家包括荷蘭、丹麥、英國和中國，分別為0.46、0.49、0.5、0.52元，LCOE較高的國家主要為美國，為1.04元，美國海上風電項目資本支出大幅上升，相應推高了全球海上風電LCOE 水平。

2021年，受疫情及搶裝潮影響，我國LCOE在上半年小幅上升并短暫維持在0.77元。受海上風電國家補貼退出歷史舞臺的影響，我國海上風電項目面臨平價上網的壓力，根據2021年四季度中國海上風電項目風機等主要設備招標結果顯示，中國海上風電項目資本支出逐漸降低，海上風電LCOE 降至0.55~0.8元，較上半年下降了13%，是自2017 年以來的最大降幅。

中歐海上風電之間的差距

降本趨勢滯后

一是我國機電設備成本下降緩慢。我國海上風電重大裝備已基本實現國產化，但由于海上風電對可靠性和智能化等性能要求較高，例如大兆瓦風機中的主軸承、機組主控系統核心部件PLC、超長葉片所需的輕量化材料等關鍵設備還主要依賴進口，從而導致國產整機產能受限、成本下降緩慢。

二是我國海上風電電價水平較高。歐美發達國家(比如英國)海上風電電價僅為風電場生產電價，離岸送出工程的建設投資由第三方收購運營。而我國海上風電場開發企業還需承擔至少到上一級變電站的送出工程建設投資費用，為確保項目全投資收益率，導致海上風電支撐電價水平較高，成為制約我國海上風電發展的關鍵因素。

三是非技術性支出較多。國內開發商需滿足地方政府支持或發展本地裝備制造業的發展訴求，配套投資、引進當地裝備制造業或者采購當地風電產業鏈企業生產的產品。受限于現行國家可再生能源發展基金分配機制，在“項目資源”與“地方產業”之間，地方政府在加速推進海上風電成本下降方面的動力不足，資源、技術和供應鏈錯配，甚至一定程度上提高了項目開發成本，不利于價格下降和產業鏈成熟。

施工設備落后

專業化海上施工設備短缺已成為我國海上風電產業的薄弱環節。據統計，目前我國可供利用的海上風電安裝船只有30艘左右，受施工窗口期以及施工效率影響，每艘作業船只的年風機吊裝能力僅為40臺左右，年吊裝容量約為400~500萬千瓦。而歐洲海上風電發達國家現已全部采用自升式平臺，設備適應性強、穩定性高、受海況影響小，進而增加作業窗口期，同時集成負荷度高、效率高，大大縮短風機施工安裝時間。

運維存在短板

歐洲海上風電運維作業已普遍使用高速雙體海上風電專業運維船，在歐洲風機基礎上一般都設計安裝有靠船裝置，對運維船進行防撞保護，運維船配備波浪補償裝置，并建立起海上風電智能化運維平臺，通過大數據、故障預警、智能診斷、運維策略優化、備用管理等技術提高運維水平和效率，降低運維成本。

國內海上風電運維產業處于起步階段，項目運行周期大多為25年，運維的主要模式為：前5年由整機廠商提供質保服務，出保后20年風電場開發商簽署新的服務商提供運維服務，運維服務商包括整機廠商、專業運維公司、開發商工程團隊等。運維主要依賴海上風電運維船，我國目前海上風電運維以單體船為主，與雙體船相比在安全性與作業效率上還存在一定差距。相較于海上風電相關產業已進入成熟期的歐洲，我國長期運營海上風電項目的運維數據和經驗積累仍然相對缺乏，對風機運維技術的研究時間相對較短，海上風電運維市場培育時間也相對不足，海上風電智能化運維水平仍然較低。

推動我國海上風電高質量發展的政策建議

統籌優化海上風電資源配置

一是加強“十四五”期間海上風電的頂層設計，統籌未來能源規劃，支持沿海地區加快形成海上風電統一規劃、集中連片、規模化滾動開發態勢，先行先試、積極探索深遠海海上風電基地開發，充分發揮集中規模效應帶來的前期、建設、運維全面降本效益，助力我國海上風電開發的平價轉型。

二是建議電網企業一同參與海上風電開發，從國外海上風電發展實踐看，配套送出工程多是先期由發電企業建設再售賣或租賃給電網企業，或者直接由電網企業投資建設，最終納入輸配電成本。需統籌考慮電網發展、電力輸送和電網安全的影響，統一規劃建設海上電力輸送通道，采用合建共用、統一代建代維等建設模式，減少不必要的重復投資，實現全社會資源的最優配置。

三是建議各級能源主管部門成立專門機構或工作組，負責協調海上風電業主開展與能源、海洋、軍事、環保等主管部門的溝通對接，協調解決當前海上風電規模化開發面臨的制約因素。

四是建議國家引導省、市級政府出臺有力支持政策。國家為大力發展新能源，實施了一段時期的國補政策，如今國補政策取消，無省補接力，投資風險劇增，不利于整個海上風電產業的平穩過渡，建議國家層面引導省、市級政府出臺補貼政策，或建議地方政府給予一定的稅收等支持政策，加大金融利好，延長低息貸款、無息貸款優惠期。

提高電網對海上風電的支撐能力

由于海上風電的不穩定、波動等屬性，匯集送出和并網消納的難度將持續加大，需要開展專題研究。同時，隨著深遠海海上風電的深入推進，送電距離更遠、集約化開發規模更大、接入電網電壓等級更高，海上風電的規劃開發與電網的聯系將更加緊密。建議統籌沿海地區海上風電規劃與電力系統、電網發展規劃，提前研究海上風電的并網送出和消納利用問題，切實發揮海上風電對沿海地區的電力支撐保障作用，提高電網大規模接入海上風電的承載能力。

穩步推進遠海海上風電關鍵技術應用

一是利用“十四五”窗口期，聚焦海上風電全產業鏈“卡脖子”問題，加大科技攻關力度，提高裝備國產化率，推動關鍵核心技術實現國產化突破，推動建設海上風電能源島示范項目、海上風電制氫示范項目，以技術創新的方式推動海上風電實現降本增效、帶動產業進步。

二是推動16兆瓦級以上大容量海上風電新機型研發與生產，開展大型和超大型遠海風電機組研制及核心部件關鍵共性技術研究，采用“產學研用”模式，合作開展新型風機、海上建設、測試技術等關鍵應用研究。

三是支持突破遠海風電場施工建設、并網運行關鍵技術研究與應用。加快深水導管架基礎、漂浮式基礎、深遠海風機安裝等新型施工技術研究應用，在遠海風電場施工建設水平、輸電技術、運維檢測等方面趕超歐美先進水平。

推動海上風電走向“全產業鏈協同降本”模式

一是推動產業技術進步，發展高端裝備制造。整機技術進步是降低海上風電成本的核心和關鍵所在，鼓勵和支持國內風機制造企業深入開展主軸承等海上風電機組關鍵零部件國產化替代研究，盡快實現海上風電機組全面國產化，降低機電設備成本。深入開展風機大型化、機組輕量化、漂浮式風機、海上柔直等技術研究和示范應用。

二是推動海上規模化建設與專業化運維，打造海上風電施工運維母港。從歐洲的實踐來看，母港可在最大程度上減少海上作業的工作量，減少船機等待時間，提升建設運維可達率，大大提高海上作業效率與作業安全性;等效增加海上施工時間，有效降低海上風電建設周期及運維成本。

三是探索合適的海上風電送出工程投資運營的市場化模式。參考西電東送模式，研究海上送出工程實行單獨核價，由電網公司負責統一規劃、建設和運維，發揮平臺作用，探索其成本費用通過專項工程核定的電價來回收、不納入省級電網輸配電成本的可行性。本文刊載于《中國電力企業管理》(上旬)2023年05期，作者供職于中國三峽新能源(集團)股份有限公司。