新形势下海上风电开发更要算好“规模化”大账

过去半年多，海上风电领域接连迎来两个重要政策节点：

一是2024年12月30日印发的《关于进一步加强海上风电项目用海管理的通知》，明确新增海上风电项目应在离岸30千米以外或水深大于30米的海域布局；二是《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》明确从今年6月1日起，新投产的新能源发电项目原则上全部入市交易，电价由市场说了算。

一方面，深远海区域风能资源丰富，开发潜力巨大，但区域环境和建设条件也相对恶劣，对海上风电的勘察设计、施工安装和后期运维都提出了更高要求，开发成本明显高于近海风电项目。另一方面，新能源全面入市后，海上风电的收益测算模型也将面临前所未有的挑战。且不同省份的能源资源禀赋、电力系统结构、电力市场发展水平不尽相同，导致海上风电项目在不同地区将面临较大的市场环境差异。

既要解决深远海风电开发造价高的问题，又要应对电价完全交给市场后带来的不确定性，这使得业界对海上风电项目的经济可行性产生担忧。短期来看，成本上升与收益波动带来的不确定性确实给行业发展带来压力，海上风电行业亟待寻找破题思路。

但从长远来看，这正是推动行业发展的契机。回看近些年国家在新能源领域出台的改革新政，带来的是光伏组件效率提升、风电单机容量增加，政策优化调整推动了产业升级。今天的市场化改革，同样是为了用竞争逼出效率，用压力激发潜力。

我国海上风电产业虽然起步晚于欧洲，但已经成为全球海上风电发展最快、装机规模最大的国家。截至今年4月底，我国海上风电累计装机规模达4351万千瓦，占全球海上风电累计装机总量的50%以上，新增装机与累计装机容量已连续四年位居全球第一。

总的来看，无论是过去实现高质量发展，还是未来把握机遇迎接挑战，我国海上风电产业都应坚定不移走好规模化开发之路。

从过去看——我国海上风电产业实现从追赶到并跑、从并跑到超越、从超越到引领的背后，得益于规模化开发策略及相关技术的应用与提升。

在我国海上风电起步初始的相当长一个阶段，由于技术、装备等方面的原因，无法实现规模化开发，加之参与企业较多，海上风电资源多被规划为数个小规模风电场。这种资源碎片化的开发方式，虽然照顾到了众多开发商的积极性，增加了技术的多样性，但不利于实现规模效益，难以实现平价上网。值得庆幸的是，业界很快发现了资源碎片化开发的弊端，海上风电规模化开发技术得以重视并探索应用。随着装机规模大幅增长和集中连片规模化开发所需的各项技术水平快速提升，海上风电单位造价从早期每千瓦2万元降到如今的1万至1.3万元，度电成本从早期将近1元/千瓦时降至基本与燃煤发电持平，成为更具经济性的清洁能源。

向未来看——随着我国海上风电进入市场化竞速期，规模化开发、产业链协同，仍然是降本增效、持续发展的破题之道。

有利于节约集约用海。国家最新政策对用海面积的控制指标进行了优化，进一步缩小了单位装机容量的风电场面积。即使是用海面积指标最大的单机容量≥12兆瓦风电机组，其单位装机容量风电场面积也应≤15公顷/兆瓦。新形势下，尤其是对成本更为敏感的深远海项目，如何科学布置风电机组，实现风电场整体发电效益的最大化，就显得尤为重要了。如果各场址区域由不同开发商进行独立分批开发，机组选型易出现差异化，不利于单机售价的降低，还会增加项目规划、施工、运维成本。采用集中连片规模化开发模式，能够统筹考虑各个风场间的相互关系，总体考虑控制风电场的尾流效应，使风电机组选型过程更加科学高效，有助于提高发电场收益、节约工程投资、降低运维成本。

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有利于提高海洋综合经济效益。国家政策明确鼓励新增海上风电项目用海采用“风电+”的综合开发利用模式实现“一海多用”，切实提高海上风电场区海域资源利用效率。“一海多用”模式虽好，但面临技术、成本、安全等多重挑战，海上风电与其他产业“绑定”仍有待深入。有了产业规模，方能产出规模效益。通过集中连片规模化开发，有助于鼓励风电企业积极联合社会资源，逐步形成更多元的开发模式，从而带动不同海洋产业的协同发展与融合互补，推动海洋经济高质量发展。

有利于提升产业链供应链韧性和安全。海上风电是典型的链条式产业，具有链条长、关联度大、带动性强、辐射范围广等特点。有了集中连片规模化的场景依托，可以催生更多海上风电新技术、新成果落地应用，推动科技创新力向产业竞争力转化；可以更好发挥海上风电现代产业链牵头建设单位的创新引领和融资推动作用，以有效投资优结构、增后劲、补短板，实现产业链上下游优势互补和互利合作，从而增强产业链韧性和竞争力。

马克思主义唯物辩证法认为，量变的积累会引发质变，质变又能创造新的量变过程。就海上风电来说，如果说规模化开发是量变积累，降本提质增效之后带来的产业转型升级则是质变飞跃。既发挥规模效应，又以质取胜，未来的海上风电才能实现更高质量、更有效率、更可持续的发展。那里有风吹浪打，更有星辰大海。（中国三峡集团）