海上风电正在成为风电板块的新风口，根据风芒能源统计，今年上半年，全国共有13个省份发出的风电指标高达1.2亿千瓦，而海上风电的部分约占2700万千瓦，这一数据已然超过了2022年全年的总和。

  而受益于装机量的快速回暖与海风需求的增速提升，风电板块上市公司的中报业绩也悉数预增，多家风机设备厂商均表态要积极拓展海风业务。上半年净利润实现“翻倍式”增长的天顺风能（002531.SZ），更是将业绩高增归因于海风桩基业务的突破。

  不难看出，在2022年，政府补贴全面退出后，进入平价时代的海上风电并没有按照市场设想的那样，出现需求骤降、增速回落的情况。

  在这样的宏观背景下，驱动海上风电市场维持高景气的核心因素是什么？中国海上风电未来都有哪些发展的新趋势？在中国的海上风电开发中又面临哪些难题和挑战？

  针对以上问题，近日，经济观察报专访了中国海油研究总院院长米立军，作为李四光地质科学奖获得者，享受国务院政府特殊津贴专家，米立军长期关注并研究海上风电的发展情况。

  在米立军看来，中国的海上风电产业已位列世界第一阵营，中国沿海地区经济发达，具有较大能源需求，开展海上风电项目建设，是立足于区域资源禀赋、落实双碳目标以及保障能源供应的重要方向。同时，随着近海风电资源开发的日趋饱和，迈向深蓝慢慢的变成了中国海上风电产业高质量发展的最重要趋势之一。

  “从浅水到深水、从立式发展到浮式这是大的方向，未来风电项目开发过程中还需注重多能协同、多能协采，实现能源的多元化利用和提高海洋能源的开采效率。”米立军表示。

  米立军：从2022年的数据分析来看，中国海上风电累计装机容量超过30GW，占到全球总容量超过一半，稳定地位于世界第一，新增装机也是世界第一，不仅仅是并行，还包括部分技术引领。从海风资源分布来看，虽然中国海域不算是世界上最好海风资源分布地，但也具备大规模发展的基础，据中国风能协会评估，中国海上风电资源开发潜力超过3500GW中国。

  2016年海上风电装机容量约1.63GW，2022年累计装机量约为“十三五”初的18倍。这是发展迅猛的表现，主管部门也通过制定政策，进一步驱动海风集群化、基地化开发建设。当下，我们的浅水风电技术在逐渐成熟，也就是水深50米内的区域，开发技术和建设模式趋于成熟。

  总的来说，中国沿海地区经济发达，具有较大能源需求，开展海上风电项目建设，是立足于当地资源禀赋、落实双碳目标以及保障能源供应的重要方向，这奠定了近几年来，我们海风产业快速地发展的基础，并变成全球第一阵营，未来中国的海风发展的前景广泛，技术也会更加成熟。

  在风电领域，中国海油起步较早，今年5月，全球首座水深超100 米、离岸距离超过100 公里的半潜式“双百”深远海浮式风电平台“海油观澜号”成功并网发电，年均发电量可达2200 万千瓦时。“海油观澜号”将中国海风开发能力从50米水深提升至100米以上，为未来中国风电开发从近浅海走向深远海奠定坚实基础。

  米立军：现在海上风电的发展具有得天独厚的优势，为什么？大家都知道西电东送，跨越两千公里，用高压把电从西部送到东部，但当时以火电为主，现在在西部出现了大量新能源，就有消纳的问题（编者按：消纳问题指新能源发电量与电网需求之间的不匹配问题）。

  东南沿海经济发达省份，用电需求都在沿海，所以海上风电往陆上送电在资源禀赋和距离上具有先天优势，海风陆送能否实现对西电东送的覆盖，这是现在专家讨论的一个新问题。

  另外，海上风电场的建设，具有不占地、不抢资源的优势，能够更集约的利用宝贵的海域资源，因此，现在还有一个趋势是风机逐渐增大，也就是“以大代小”，用更大功率、更高效率的风代替原来那些小设备，比如目前“海油观澜号”的风机就是7．25兆瓦，叶轮直径达158米，三峡集团推出的16兆瓦到18兆瓦的单机，风叶扫风的直径能够达到200多米。（编者按：三峡集团16兆瓦超大容量海上风电机组已于7月19日并网发电）

  当然，慢慢的变大的单机容量也带来了新问题，就是需要减重，从设计角度来看，海洋工程减重，是控制成本的必然要求，利用高新材料，在现有基础上，减重20%到30%，并且要增加强度，这些对相关设施比如港口、船只、设备都提出了更高的要求，这是第三个趋势。

  第四个趋势，就是建设模式从立式底部固定，向浮式发展，浮式风电是指风电发电设备通过漂浮系统安装在水面的技术。该技术能打破固定式风机对作业水深和海底固定安装条件的限制，有效拓展深远海风能资源开发。

  相比于固定式风机，浮式风电能够以良好的适应机组大型化与深远海风能资源开发需求，是必须掌握的重要能源开发技术，我预计2025年后浮式风电逐步具备规模化开发条件。现在欧洲开发的小规模浮式商业化风场普遍优于海上固定风电的表现，这也为浮式风电大规模商业化奠定了信心。

  在英国，浮式风电场平均容量系数达到了57%，而该区域固定式海上风电平均值约为40%。（编者按：平均容量系数指风电场在一定时期内的实际发电量与理论最大发电量之比，该比值越接近1表示风电场的发电效率越高。）

  之所以要向浮式，向深远海发展，因为近浅海区域，包括港口、航道、渔业等重叠比较厉害，在深远海开发风电能够尽可能的防止这些冲突，同时，风能资源通常比近浅海也更丰富，干扰较少。

  米立军：首先，在中国对外能源依存度方面，石油约为70％，而天然气超过40％。这样一来，有能源需求就有动力。

  其次，为了落实双碳目标，中国政策的导向也在推动海上风电产业高质量发展，根据中国国家能源局全国深远海海上风电规划，未来中国深远海海上风电总容量要达到290吉瓦。

  第三点，是现在海风的商业模式为盈利带来了希望，现在海上风电的造价成本到了10000元-14000元/千瓦的水平，发电成本基本能达到3毛到4毛钱一度。这就是为什么2022年政府补贴退出后，大家还会来继续开发海上风电，因为仍具备一定的盈利前景。

  米立军：这个需要分为近海和深远海来看，近海的优势是，可以直接与陆地建网，岸电向电场的延伸以及海域富余电量的回输是比较畅通的。

  近海中比较常见的问题就是用海矛盾、资源矛盾，因为近海区域需要和大量的其他海洋活动共享空间。2022年发改委出台了一个文件《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》，对这个问题也作了指引，明确新建新能源项目要严格执行土地使用标准，不得突破标准控制，鼓励推广应用节地技术和节地模式，用地节约集约化程度必须达到中国同行业先进水平。优化调整近岸风电场布局，鼓励发展深远海风电项目；规范设置登陆电缆管廊，最大程度减少对岸线的占用和影响。

  这为下一步近海的风光电场建设指明了一条可操作的路线，但仍需要大量协调工作。

  在深远海就涉及多能协同，主要有三个方面亟待完善，首先是微电网的建设（编者按：微电网是一种具有自主运行能力、可以并网运行或离网运行的电力系统），通过微电网，可以将深远海风电与其他电源（例如光伏）、负荷和储能设备进行有效整合，提高能源利用效率，同时，深远海风电离陆地较远，将其发电输送到陆地需要较长的输电线路，这会带来较大的能源损失。而通过微电网就地消纳或储存电能，可以降低这种输送损失。

  并且，在主电网出现故障的情况下，微电网可以独立运行，继续为关键负荷提供电力供应，提高电力供应的可靠性。

  第二个方面是储能必须要发展，因为风电属于非稳定电源，它在整个供电网里边，有占比30%的限量，现在中国要求非稳定电源，包括陆上是一样的，要按照容量不低于新能源装机的10%20%、连续储能时长2小时以上的原则来配套储能设施，这是必备的，不然就是不稳定电源，将来存在断电或者对电网稳定运行形成干扰的风险。

  现在风电制氢是解决风电波动和间歇性问题很好的解决方案，在风电发电量大的时候，将多余的电能用于制氢，提高风电的利用率。

  比如在南海，风电制氢之后，可以直接放在天然气管网里，高于20%，它可以掺进去，直接用于发电或者供气，实际上，我认为这是一种比传统储能更好的解决弃风弃电问题的方案，既能提高氢能源的利用，还能够达到近乎百分百的消纳效果，不再存在消纳难题。

  最后是柔性直流输电的建设要加快，柔性直流输电技术可以快速调节输电功率，有助于稳定电力系统，抵消风电的不稳定性。同时，还可以独立控制输电线路的有功和无功功率，有助于优化电网运行，提高电网的运行效率。

  我一直强调柔性直流和微电网建设的重要性，微电网可以进行网格化管理，会把电网运行的风险降低成像棋盘一样的一个个小小的棋子，如果出现不稳定，影响范围不会是整个棋盘，只会是一个棋子，把那一格断掉就行。

  如果微电网、储能、柔性直流这些建设得比较快，未来不稳定电源的容量能不能从现在的30%提升到50%？

  另外，深远海浮式风电的发展也面临一些挑战，中国浮式风电装备总体设计挑战大、经济性要求高、高端核心产品国产功能能力弱，运维技术落后，亟须探索新型风电开发模式及颠覆性新技术，推进深远海浮式风电迈向平价商业化。

  经济观察报：中国目前在海上风电技术和装备制造方面的技术水平如何？与国际领先水平相比，存在哪些差距和优势？

  米立军：从风机制造的常规技术来看，我们已经处于世界领先地位。你可以看到，在世界前10的公司中，我们中国有6家。咱们风机制造的市场占有率，以及制造能力都已经处于世界前列，常规风电技术处于世界第一阵营。

  我们主要的差距在于浮式，现在浮式风电产业链不完整，高端、高的附加价值产品依赖进口，总体设计技术的定位错位，对产业链带动作用有限，以及低效重复建设多，产业升级压力大。

  另外在风电场的智能化管理、控制这块，我们和国际上的发展还存在一定差距，中国目前运维装备智能化水平低，难以适应需要，又缺乏深远海浮式风电机组运维经验。尤其是深远海的风电场，它不可能长期让人在那里看着，需要智能化、无人化的管理。

  经济观察报：海上风电项目的运维管理是确保可持续运营的关键。怎么样看待海上风电运维市场未来的发展趋势？

  米立军：运维，也就是中国海油的优势了。现在海洋油气工程的安装运维和风电有70%重合的，也就是我们现在常规油气的安装运维技术，70%能用于风电的，其实就一拨人做一拨事。

  中国海油有先进的深水舰队，拥有包括3000米级水深作业能力的半潜式钻井平台、铺管起重船、物探船、地质勘查船、深水作业船等，这为走向深远海、维护海洋权益奠定了坚实的装备和技术基础。并且通过“深海一号”“海洋石油119”等浮式装置系泊系统的海上安装方案设计与施工作业，建立较完善的深水系泊海上安装方案设计、分析与实施工程技术体系，能够很好的满足1500米水深锚泊系统海上安装施工作业需求。

  但是风电运维安装也确实有它的特点，比如高空吊装问题，大型风电设备的尺寸大、重量重，对吊装设备的性能要求高。此外，风电设备的结构特性，比如风机叶片的长细和曲线形状，使得其吊装更为复杂和困难。

  所以开发专有的浮式风电运维设备很重要，要针对它进行技术的研发和整个工具系列的重新构建，专有设备需要小型化和经济化，要是拿海上油气的设备去做风电运维就不划算了，用起来不经济，弄个很大的船干很小的事。

  经济观察报：海上风电项目的经济可行性一直是关注的焦点。未来有哪些可能的改进、发展的方向，来提高中国海上风电项目的经济效益？

  米立军：通常来讲，只有在产业形成较强的生命力时，政府的扶持政策才会退出。因此，从2022年政府补贴退出就能看出来，即使没有补贴，产业也能生存，这说明政策已达到了目标。

  目前，近浅海的海风场商业模式逐渐趋于成熟，但是深远海尤其是浮式风电，大规模开发、盈利的模式还在探索当中，相比于欧洲，中国较低的电价水平使得浮式风电装备必须在成本上具有非常明显的比较优势，由此一来，企业一定以技术革新推动降低整体投资，实现深远海风能资源的大规模平价商业化开发。

  例如“海油观澜号”就通过示范应用摸索出一套技术降本、商业模式降本以及政策降本三条路径相结合的商业模式、盈利模式。

  米立军：海上风电的开发，现在有两类主流模式，首先是并网开发由陆向海，由近及远，现在中国电力企业牵头开展的浮式风机项目在近岸建设浮式风机样机，该模式以陆上风机设计经验以及近海固定式风机建设经验为基础，对于深远海风能开发模式需要持续摸索与积累。

  第二类就是离网供电深水开发，多能协采，中国海油基于丰富的深水工程经验，开展诸如“海油观澜号”这类半潜式“双百”（编者按：水深百米以上，离岸百公里以上）离网深远海浮式风电示范应用项目，实现海上风电+海上油气多能协采，以高技术起点带动深远海风能资源开发。

  从浅水到深水、从立式发展到浮式这是大的方向，未来风电项目开发过程中还需注重多能协同、多能协采，实现能源的多元化利用和提高海洋能源的开采效率。