在双碳背景下能源结构转型及对海洋综合开发利用的现实需求

蔚蓝的大海上，极具科幻感的海上风电塔鳞次栉比，它们的高度普遍达到120米，相当于40层的摩天大厦。在“双碳”背景下，能源结构转型及对海洋综合开发利用的现实需求，推进规模化集中连片海上风电开发正成为中国东、南部沿海地区绿色低碳发展的“蓝色动力”。

根据彭博新能源财经最新报告，2021年，全球新增海上风电装机容量约13.4GW(吉瓦，1吉瓦等于100万千瓦)，其中约10.8GW来自中国。截至2021年12月31日，中国海上风电累计装机26.38GW，规模超越英国，跃居世界第一。

“我国发展海上风电有着得天独厚的综合优势。”中国海洋工程咨询协会海上风电分会会长蔡绍宽6月5日接受《法人》记者采访时表示，“海上风电为主的近岸海上零碳能源是未来最值得研究的目标能源。”

从量变到质变

中国海上风电成为一枝独秀的场景，在十几年前无法想象。“早前，不少人对中国布局海上风电信心不足，认为在该领域没有经验，做起来风险太大。毕竟欧洲一些知名企业深耕几十年，才有了一定规模的装机容量。”中车山东风电有限公司销售负责人李彩球回忆说。

“依靠大数据管理，海上风电项目现在可以实现无人值班，少人值守。”6月5日，能源分析师杨爱知(化名)向记者透露，早些时候，一些海上风电塔里常年需要有人值班，一住就是好几个月，再轮流换班。

为调动行业积极性，自2014年起，中国正式出台了海上风电标杆电价政策，有效改善了海上风电投资者的财务状况，激发了企业技术创新积极性。基础支撑结构科技进步、产业链完善、风机大型化、海工装备大型化、叶片材料升级，使整体成本明显下降。

过去，业内常规认为，光伏是半导体结构光电效应，效率可不断提升，而风电以钢结构为主，降本较慢。然而，根据海通证券报告，目前风机价格暴跌。预计海上风机价格从5000元～6000元/KW下降到2800元/KW后，还有一定的下降空间。

2021年是承上启下的一年，中国海上风电实现了从量变到质变的飞跃。

2022年起，海上风电不再纳入中央财政补贴范围;因此2019年～2021年出现了抢装潮，海上风电装机量呈现井喷式增长。截至2021年年底，陆上风电加海上风电的装机量在各类电源累计装机量中占比为13.8%，即将追平水电(16.4%)。从招标量来看，海通证券预计，中国海上风电从2021年底到2022年底的招标量接近15GW至20GW，真正的招标高峰期将从2022年下半年开始。同时，人们已将2022年称为中国海上风电的平价元年。

按照这个态势，李彩球预计，中国海上风电每年或将有9GW至10GW的增量。“英国曾以一年新增1000万千瓦的海上风电装机容量位居世界第一。但2021年，中国已将英国甩在身后。短期之内，其他国家赶超中国难度太大。”

这只是一个起点。支撑海上风电继续高速增长的，首先是碳中和目标下的能源政策。为落实“双碳”任务，实现2025年非化石能源占一次能源消费比重提高至20%左右的目标，2021年5月，国家发改委、国家能源局印发2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022年预期目标，这是各个地方都将完成的约束性指标。

“沿海省份火电装机比例较高，而根据国家能源政策要求，之前100度电里假如有20度来自可再生能源，那么在2025年，100度电里要有33度电来自可再生能源。”李彩球说。

因此，海上风电受到拥有先天资源优势的沿海各省热捧。在江苏、广东、浙江、福建、海南、广西、山东等沿海省份的“十四五”能源规划中，海上风电成为重要内容。不少省份将海上风电规划容量提高，有的省份调高了不止一倍。“老玩家”江苏将“十四五”期间海上风电的规划容量从8GW提高到12.12GW，山东大手笔将“十四五”海上风电容量规划为35GW。作为后起之秀，广西海上风电规划容量为22.5GW，仅次于山东和福建。

同时，为保障海上风电平稳发展，广东、上海、浙江等省市的政策已非常明确，为海上风电降本增效、实现平价上网提供过渡窗口期。

尽管海上风电装机规模赶超陆上风电还需3到5年时间，但杨爱知认为，海上风电未来成长空间大，增速迅猛、增长斜率高，“因此，2022年，业绩看陆上风电，而估值要看海上风电。”

海上风电优势明显

东部沿海省份经济体量大，对电力需求较高。“由于缺乏水电资源，同时可用地指标少，开发陆上风电和光伏土地有限，这些省份的用电大部分依靠三北和西部地区发电之后采用特高压传输到东边使用。”李彩球称，特高压送电面临的问题是，发电侧供电能力受制于调峰，且多地特高压已是满负荷状态。

与之相对，海上风电建在沿海地区的海面上，可避免长距离输电问题，便于电网消纳。而陆上风电的发电侧和消纳地距离较远，需要远距离输送，还要配备储能设备。

杨爱知认为，与陆上风电相比，海上风电由于其日度和季度波动性不大，对于调峰(由于用电负荷不均匀,在用电高峰时，电网往往超负荷。此时需要投入在正常运行以外的发电机组以满足需求，这些发电机组称调峰机组)需求较弱。同时，海上风电体量较大，不受地形、城市规划的影响，有更多资源量。“海上风电年运行小时数最高可以达到4000小时左右，相比陆上风电年发电量多出20%至40%。哪怕在一些风量较低的地区，海上风电运行时间也可以达到3000小时左右。”

更长远来看，蔡绍宽认为，中国拥有超过1.8万公里的海岸线，海上风能资源丰富，可用海域面积达300万平方公里，海上风能资源丰富，且集中在中东部及南部等能源负荷中心区，预计可开发资源超过5亿千瓦。

他还表示，当今世界，可再生零碳能源必将成为全社会能源供应主角。“但在可再生零碳能源中，水能已开发100多年，即将开发殆尽;温差能从当前科技水平展望，难以实现规模化、市场化开发;地热能受应用场景限制，直接热利用规模狭小;陆上光伏正在市场化、规模化开发，海上光伏开发前景规模巨大，但仅处于尝试性科研初步开发阶段;陆上风能已经实现市场化、规模化开发，近浅海风电能已进入市场化开发和规模化开发可期阶段，必将获得大力发展。”

目前，世界局势动荡，欧洲面临着严峻的能源挑战。发展海上风电不仅有助于能源低碳转型，还将加强能源供应安全。近年来，欧洲、亚洲、北美洲等地区主要国家均已出台海上风电发展规划及相关政策。英国、德国、法国、荷兰等欧洲国家延续历史风电利好政策，均部署到2030年的数十GW量级装机规划，一些世界老牌石油企业也早已布局，如荷兰的壳牌和英国的BP;美国提高了对海上风电部署的战略关注度，计划2030年实现累计装机30GW的目标;在亚洲，韩国、日本、越南也加快布局，到2030年装机规划合计超25GW。

降本增效面临挑战

国际海上风电较多在公海领域开发，但中国主要在沿海地区开发。

如今，中国近海资源开发相对完善，后续在远海地区可能由国家统一管理。碳中和背景下，预计海面资源会逐步开放，海上风电开发市场空间将进一步拓宽。

随着项目成本管控及运维能力的提升，不少海上风电企业也在谋划向风能资源更为丰富的深海、远海方向发展，研发方向聚焦漂浮式海上风电技术。

三峡能源(三峡集团新能源业务实施主体)是较早进军海上风电的能源央企，2006年开始布局海上风电发展，截至2021年底，其海上风电累计装机占全国海上风电装机总容量的17.34%，率先并网了中国第一台试验示范漂浮式海上风电机组(三峡引领号)。如今，三峡能源正对漂浮式海上风电进行进一步探索。

漂浮在海面上，随风浪移动，听起来不可思议，实际上是将风电机组安置在水下的漂浮平台上，通过几根锚索固定在海底的海床上。通常情况下，漂浮平台位于水深30米至60米以上海域处。但目前，漂浮式风电成本是固定桩基式的两三倍，施工难度较大，成本较高。

风电项目建设好比造房子，产业链与地产产业链类似。目前，中国海上风电已形成了完整的具有领先技术经济水平和全球竞争力的风电产业链。“最有技术含量的是主轴、轴承，之前大部分依赖进口，但现在基本实现了国产化。”李彩球表示，“中外零部件价格差距很大，从客户角度来讲，满足性能的前提下，最便宜的就是最好的。”

未来，海上风电仍面临降本增效的挑战。“风机大型化、叶片轻量化、规模化开发等方式可实现降本增效。”杨爱知表示，随着海上风电技术升级创新的持续推行、运行时间的有效延长，将进一步降低海上风电建设成本，为平价上网提供路径支撑。

“海上风电在海上施工，各地海床地质结构不一样，开发起来成本相对较高，建设周期也长。”李彩球表示，大海每天面临潮汐，南方海域每年有台风，导致海上风电项目建设施工有窗口期。

2021年，海装船成本较高，成为海上风电降本的阻碍。但2022年，海装船不再是瓶颈，安装费用预计下降。根据海通证券的报告，预计2022年将新增5至6艘1000吨级安装船，安装费用或将从目前的4元/W左右降到1元/W以内。

一方面，碳交易机制逐步落地，为海上风电带来新的收益点，风电项目未来可通过出售碳减排量来获取应有的环保经济收益;另一方面，海上风电与海洋牧场融合发展，将实现清洁能源与安全水产品的同步高效产出，可提升风电场开发商整体收益。

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