中国海上风电或开启“东电西送”通道
记者 | 席菁华
“这一波海上风电投产潮结束后，中国海上风电还将迎来不短于30年的长期发展高潮期”。
12月5日，在2020中国海上风电工程技术大会上，中国海洋工程咨询协会海上风电分会会长蔡绍宽作出上述表述。
经过十余年的发展，中国海上风电产业步入蓬勃期，投资成本也逐步下降。
华东勘测设计研究院有限公司副总工程师赵生校在会上表示，“十三五”期间，中国已投产或完成决算的海上风电项目平均造价在1.4万元-1.8万元/千瓦，海上风电投资成本降幅在15-20%左右。
粤港澳大湾区是中国风电资源最丰富的地区。作为海上风电开发热省，广东省的规划装机规模将再度增加。
中国南方电网有限责任公司董事、党组副书记毕亚雄在会上称，广东省近期进行了进一步摸查，预计在此前规划基础上，还可新增海上风电装机规划约1560万千瓦，
据《广东省海上风电发展规划(2017-2030年)》，广东省将建设海上风电场23个，规划总装机容量6685万千瓦。
以此计算，到2030年广东省海上风电规划总装机容量达8245万千瓦。这是目前全国海上风电累计装机的十倍多。
截止到2019年底，中国海上风电累计并网装机容量593万，提前一年完成规划目标，成为仅次于英国和德国的世界第三海上风电国家。截至今年三季度末，中国海上风电累计装机达到750万千瓦。
中国工程院院士、中国工程院原副院长杜祥琬表示，海上风电发展起来后，将开创“东电西送”，广东省海上风电大规模建设后，还能实现“南电北送”。
南方电网科学研究院有限公司董事长、党委书记饶宏对此认为，广东省海上风电季节特性显著，春、冬季节风速高，夏、秋季节低，与“西电东送”曲线具有较好的互补特性，可实现跨区域风、水资源的优化配置与利用。
中国工程院院士、华北电力大学原校长刘吉臻指出，中国工程院《我国未来电网格局研究（2020年）咨询意见》显示，随着中国西部产业发展和东部清洁能源的开发，东部和西部源荷不平衡程度将降低，“西电东送”规模会出现拐点。未来中东部电力负荷供应将形成“西电东送+海电西送+本地传统能源+就地分布式新能源”四足鼎立的局面。
中国海上风电起步较晚，与欧洲海上风电发展水平相比还存在较大差距，行业发展仍有痛点。
中国海洋工程咨询协会会长、国家海洋局原党组成员周茂平称，随着中国海上风电快速发展，海上风电产业出现了技术不适应的新难题，比如勘察设计技术、水文观测分析、施工技术等，这需要政府、开发商、施工方、设备制造方协同创新。
中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司院长助理郭辰表示，中国海上风电工程勘察、设计、制造、建设和运维等技术标准体系不够健全，技术培育尚不充分，深远海风电规模化高效开发技术仍不成熟。
刘吉臻也提及，中国海上风电亟需解决“卡脖子”问题，加快IGBT、主轴承、国产化控制系统、高压直流海底电缆等核心技术部件研发，提高设备国产化率。
海上风电发展还面临降本压力，距离平价有较大距离。
2022年及以后，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围。因中国海上风电资源与欧洲相比较差，建设条件更为复杂，行业普遍认为，目前尚需五年时间，才能够逐步实现平价。
毕亚雄表示，随着未来新核准的海上风电逐步退补，只有降低成本，具备与传统燃煤标杆电网相应的价格竞争力，才能保证海上风电开发收益率和产业的良性循环发展。
郭辰认为，规模化、集约化开发是进一步降低风电成本的关键，需在重点区域打造千瓦千瓦级大基地。
刘吉臻也提出，“十四五”期间，需支持东部沿海地区加快形成海上风电统一规划、集中连片、规模化滚动开发态势。
赵生校演示的数据显示，100万千瓦以上海上风电项目的规模化开发，可以降低项目投资3%-5%，项目上网电价可以降低0.02-0.03元/千瓦时。
受2019年“5·24”风电电价新政影响，中国大批海上风电项目建设提速，并集中计划在2021年底前并网，较原规划投产时间整体提前了2-3年，开发商抢装并网时间与电网标准建设周期难以匹配，这给并网带来挑战。
毕亚雄称，海上风电出力的波动性、间接性显著，同时具有显著的反调峰特性，将给电网的调节能力提出更高要求，海上风电的送出和消纳将面临较大挑战。
他建议，应科学合理设置海上风电上网电价与补贴退坡的节奏与机制，并开展海上风电开发利用的总体规划，统筹建设海上风电输电通道。
此外，电网企业需介入海上风电开发，统筹考虑电网格局和电网安全影响，统一负责外送电力设施的规划和建设。
多位与会人士还提出，海上风电输电设施成本，应计入电力系统过网费，归口电网公司承担，而不应纳入上网电价，计入海上风电上网成本。
国资委中央企业专职外部董事杨亚表示，在英国的海上风电招标机制中，海上风电的送出并网工程由开发商统一建设，不纳入上网电价，两年以内向电网移交，按成本加成的原则核定海上输电的价格，单独计价。
他认为，这一点很值得中国借鉴，“否则海上风电的成本很难与光伏竞争。”
毕亚雄则表示，需推动以“海上升压站/换流站”为划界的投资运营模式，实现发电侧和电网侧的产权划分和资源整合，实现边际效益的最大化，“这是最直接和有效的降本措施。”
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