文章較長，建議收藏觀看

未經許可嚴禁以任何形式轉載

南方能源觀察

歡迎投稿，投稿郵箱：

eomagazine@126.com

調研隊員：王婷玉，權逸飛，沙明宵，侯佳音，王夢圓，馮彥博

指導老師：宋楓副教授，吳疆教授，中國人民大學

我國海上風電起步晚，但憑藉海上風電資源穩定、大發電功率、便於消納等特點，近年來發展迅速，市場前景廣闊，優勢明顯。我國海上風能資源豐富，近海風能可供開發的資源量達5億kW；相關產業鏈逐步完善，海上風電機組技術、工程設計、輸變電技術以及智能維運等技術和服務能力不斷提升；國家出台標杆電價等風電發展政策為風電提供持續保障。

此外，相比陸上風電，海上風電主要分布在東部沿海，不存在陸上風電的裝機中心與負荷中心分離的情況，並具有不占用陸上資源、出力過程更加平穩、無需長距離運輸等優勢。經過11年發展，截至2019年3月，我國海上風電累計裝機容量已達3.69GW。國家能源局《風電發展「十三五」規劃》提出，到2020年我國海上風電裝機容量將達到5GW，海上風電未來發展前景仍十分廣闊。

在海上風電在具有明顯優勢同時，也面臨著消納利用的許多潛在挑戰。截止到2017年底，我國海上風電併網總量不到3GW，存在的諸多風險不能得到有效評估，而且在運海上風機80%集中在江蘇省內自然稟賦條件相對較好的海域，未來可能面臨的風險無法有效衡量和識別。同時，關鍵性技術研發未能實現突破，無法實現成本的顯著下降，僅僅依靠補貼政策無法維繫海上風電產業的長久健康發展。

此外，海上風電併網的消納利用面臨著許多變化。風電產業發展的日漸提速，電網調峰和能源消納問題勢必將愈加凸顯；能源結構進一步調整，可再生能源比例進一步提升，風電出力波動性增大，電網系統調峰壓力增加；其他種類能源對風電消納空間的擠占，例如不參與調峰的核電；其他類型的電力交易等給風電消納帶來壓力；政府補貼等支持政策的變化、海上風電併網的技術問題等等，都是海上風電消納利用可能面對的困難。提前關注海上風電消納問題，了解影響海上風電消納利用的體制政策，探究其背後的技術因素、市場因素，對於解決問題，應對未來挑戰，促進海上風電的發展至關重要。

本組調研項目著眼於大規模海上風電併網後的消納利用問題，通過對發電企業、電力企業、政府部門等各相關主體的訪問，深入分析影響海上風電消納利用的技術因素、經濟因素、政策因素等，總結海上風電消納利用的優勢和挑戰。調研以福建省與江蘇省作為主要對象，採用定性描述與定量測算相結合的方法，綜合分析各種影響海上風電消納因素的變化趨勢，展望海上風電的消納利用前景。

1 海上風電產業發展概況

中國海上風能資源豐富，5-25米水深、50米高度海上風電開發潛力約2億kW；5-50米水深、70米高度海上風電開發潛力約5億kW；另外，還有部分潮間帶及潮下帶灘涂資源，深海風能資源也較為豐富。

從2007年中海油渤海鑽井平台1.5MW實驗機組開始，自2010年首個商業運營的海上風電併網項目上海東海大橋海上風電場建成投產以來，在此後3年里，江蘇如東30MW/150MW潮間帶試驗、示範風電場及其擴建工程陸續建成，我國海上風電經歷了技術引進、試點先行和統籌規劃、特許權招標等階段，已經形成了初具規模、預期明確的產業。目前我國進入了從海上風電大國向強國轉變重要階段。

自2017年以來，我國的海上風電新增裝機容量迅速增長。到2017年4月，中國海上風電核准項目容量8170MW，併網容量1480MW，位列全球第三位，僅次於英國和德國。從總量上來看，2018年，中國海上風電新增裝機1.65GW，累計裝機容量4.44GW，累計裝機容量增長59.14%。2019年上半年，海上風電新增裝機容量0.4GW，累計裝機容量4.84GW。從地區上來看，江蘇、上海、福建等省份的海上風電裝機容量較大，而其他沿海省份占比相對較小。從裝機規模上來看，大容量海上風電機組進入產業化應用階段，適用於海上的3-5MW級風電機組已批量生產，並成為新建海上風電項目的主流機型；5-7MW風電機組也逐步試驗併網運行，已安裝的國產風電機組單機容量最大已經達到6.7MW；國產風電機組製造企業已普遍啟動7-10MW更大型風電機組的研發工作。

2 影響海上風電併網消納的技術因素

關鍵零部件研發生產水平有待提升

要加快發展海上風電，離不開關鍵技術的突破和完整產業鏈的培育，而我國在這方面已經取得了較大進展：

首先是大型海上風電機組逐漸國有化。近年來，海上風電機組研發能力明顯增強，越來越多的國內企業能自己製造大容量機組，從2MW、3MW到現在已經基本普及的5MW風機，再到福建已經在試運行的8MW、甚至更大容量的機組。以一些企業為例，金風科技推出了6MW平台，遠景能源研發了4.5MW機型，明陽智能和中國海裝分別發布了5.5MW、5MW機型。

第二是海上升壓站的發展。海上升壓站在整個風電場的運營中極其重要，出現問題可能導致整個風電場癱瘓。截止2018年底，我國已建設有14座升壓站，不僅有常見的110kV海上升壓站，還有220kV升壓站，其中亞洲第一座220千伏海上升壓站就位於響水風電場，當時是亞洲最大的海上升壓站；除此以外，我國還建成了世界上首個分體式海上升壓站。

第三是海上施工安裝能力在不斷提升，基礎施工技術和施工工藝基本成熟，專業團隊逐漸形成。中交一航、中交三航、龍源振華等海上風電施工團隊與中交四航、江蘇電建、中船重工等海洋施工等設備研製單位都對海上施工技術和設備研製技術的進步做出了貢獻。

第四是海上風電施工裝備逐步升級，自升式安裝平台的使用，是的施工方式從整體式走向分體式。海上風機的基礎型式也由高樁承台升級為更多採用單樁、導管架等等。液壓打樁錘等裝備也在研發方面取得較大進步和突破。

從產業鏈來看，風電產業主要包括：上游的零部件生產，包括葉片、塔筒、發動機、齒輪箱、輪轂等。目前來看，上游零部件產業發展有較大進步，國產化率不斷提升，但是不同研發難度的零部件發展不均衡。研發難度較低的國內葉片、齒輪箱、發電機、塔筒、輪轂、機艙等部件的製造能力已能夠滿足國內市場中主流機型的需求，並開始出口。軸承、變流器和控制系統的研發也取得了重大進步，並開始批量供應國內市場。研發難度較高的風電機組關鍵零部件的製造水平也有所提高，配套5MW、6MW等大型風電機組的齒輪箱、發電機和軸承開始投入使用。生產核心技術的齒輪箱的南高齒集團全球市場份額超過30%，成為全球風電齒輪傳動設備冠軍。中游的整機製造，包括風機設計和風機組裝；截至2018年底，全國有7家整機製造企業的累計裝機容量超過10GW，如金風科技、聯合動力、明陽智能、華銳風電、遠景能源等等，市場集中程度高。下游的電站投資運營，主要是投資和運營。就目前的規劃和開發狀況看，全國海上風電建設基本狀況良好。有關安裝運營和維護管理的標準也正在逐步完善。

當然，我國在技術和產業鏈的發展上仍然面臨著一些問題：

一是產業鏈中上游零部件產品供給不平衡，低技術的產品過剩與高技術產品供應不足並存。一方面，葉片、塔筒、發電機、輪轂的產業化進程較快，國產化率較高，但所產技術含量較低的葉片、塔筒出現了產能過剩問題，技術質量有待提高。另一方面，作為風機核心部件的齒輪箱和控制系統具有仍存在較高的技術壁壘，國內廠商自有技術尚與國外先進水平尚有較大差距。齒輪箱核心技術主要依靠技術引進以及與國外企業技術合作，但而控制系統的關鍵性的技術我國尚未掌握，主要依靠進口。

二是海上風機的兆瓦等級和風輪直徑與歐洲仍有差距。從歐洲來看，投標機組已經從6MW為主向7-8MW為主過渡。2020年，將達到12-14MW的水平。風輪直徑相應地從現在150米-170米的水平增加到200米以上。從中國市場現狀來看，目前仍停留在4MW為主的時代。2017-2018年，5-6MW的裝機正快速增長。2020年，中國海上新增裝機或將進入8-9MW為主的階段。總體而言，歐洲在海上機組方面仍處於領先狀態，中國與歐洲大概有3年疊代期的差距。

三是支持海上風電產業發展的相關規定和標準需要進一步完善。面對海上風電建設難度大，安全和技術要求高的情況，從海上風電的國家標準到行業標準，從法律法規到政策支持，需要更進一步細化支持。同時，國內海上風電產業鏈面臨的多部門職責介面不清晰、海上風電場關於污染、人員等細則不完善等情況，還需要政策的指導和標準的規範。

從供給與需求兩端入手，緩解電網調峰壓力

由於風力發電具有波動性、間歇性等特點，在大規模海上風電併網的過程中，勢必會產生可再生能源間歇性供電帶來的電流輸送穩定性問題。相對於陸上風電，海上風電整體出力特性以及波動性在較大程度上取決於各風電場風速相關性的大小，而各風電場風速相關性取決於海上風電場的地理位置和該地區的氣候特性。隨著近年來海上風電裝機容量的大幅增長，其出力的間歇性與波動性對電網的調峰能力提出了更高的要求。

為了應對海上風電發展和消納問題，需要從電力的供給端和需求側兩方面入手，具體到風電「發—輸—配—售」的各個環節。要通過檢測管控來實現電力發輸的平穩，統籌規劃電力調配，同時也要對電力需求側即用戶端進行管理。具體地說，應該採取以下措施來解決電網的調峰問題：

一是通過提高電源調峰能力來增強海上風電消納能力，包括利用大型抽水蓄能電站和火電機組來提高電網的穩定性。

二是大力突破海上風電併網調度運行關鍵技術，加強風電場功率預測、風電場監控、風電機組故障穿越等關鍵技術的研究和推廣應用。建設海上風電安全監測預警雲平台，對海上風電安全信息進行採集和傳輸，對風機主要部位、風機基礎進行實時監控和預警預報，實現遠程管理和診斷、遠程預警，同時融合電力、海事、通航、環保、氣象、水利等部門的數據。海上風電安全監測預警雲平台建設將提高海上風電智能化建設水平，促進海上風電安全健康發展。

三是由於海上風電具有出力隨機性等特性，智能電網對新能源有良好的兼容性，可支持可再生能源的有序、合理接入，有助於做好電網配套送出規劃。根據相關部門制定的福建省海上風電近中長期發展規劃，通過建立風電配套輸變電工程、跨區交易和調節的補償機制，提高電網企業建設配套接入工程的積極性，促進風電消納。

四是加強需求側管理，即推廣電能替代。提高電能在終端能源消費中的比重，完善優化電價機制，發揮電力市場的作用峰谷分時電價槓桿作用。一方面鼓勵電廠在低谷時刻主動為風電騰出空間，另一方面鼓勵用戶在低谷時段使用電力和存儲電能從而促進風電的消納；推動電動汽車發展，結合智能電網技術改善負荷低谷特性。

3 影響海上風電併網消納的經濟因素

海上風電的成本主要包括：主機設備購買、風電基礎建設、安裝維護費用、利息等。中海上風電基地的相關技術人員解釋，主機設備約占60%，風電基礎占20%以上，征海等費用約占10%，海纜大概占3%，風機的運輸加安裝約占3%。

圖 3-6 平海灣50MW海上風電靜態成本

例如，已建成的平海灣50MW海上風電場（圖3-6）的可研數據顯示，其靜態投資為11.21 億元，其中建築工程及施工輔助工程費用3.2602億元占29.07%，設備及安裝工程5.9596億元占53.15%，其他費用1.6663億元占14.86%，基本預備費0.3266億元占2.91%；建設期利息0.3990億元，工程總投資為11.61億元，單位kW動態投資為23224元。海上風電不同環節成本的變動都會對海上風電最後的價格產生不同程度的影響。對海上風電的成本變動趨勢的分析需要將風機製造、基礎建設設備、運維成本等各個部分的變動考慮在內。

發電成本短期難降，長期則下降趨勢明顯

短期內，影響海上風電成本的因素主要有技術條件、搶裝潮、海域爭端等。關於技術條件，我國在裝機製造和發電技術上都有了長足的進步，但與國外相比仍有差距。核心零部件的進口費用仍較高，導致部分設備的成本在短期內可能無法實現明顯下降。搶裝潮和海域爭端導致成本難以下降則是由我國國情決定的。按照現在的行政規劃，我國海上風電的安裝任務仍然較重，因此會出現「搶裝潮」和用海爭端問題。上網指導電價下調引起的「搶裝潮」導致風電企業對裝機等設備的需求增加，出現短暫供不應求的現象，可能會帶來建設設備租賃價格以及海纜等裝備價格在短期內上升，因此海上風電的成本在短期內可能下降得不明顯，甚至會有一定上升。

但從長期看，發電成本下降的趨勢明顯。主要有以下兩方面原因。一是產業規模化帶來的成本下降。現階段我國海上風電還處於起步階段，設備的製作都是通過訂單來定製，無法進行大規模批量化生產，這在一定程度上會導致成本的提高。當我國海上風電逐漸發展成熟，批量化生產的條件基本滿足後，規模化生產會帶來規模效應，從而帶來發電成本的下降。二是海上風電企業間的學習效應，即學習該領域已經被成熟應用的先進技術，包括但不限於在技術、接網等方面帶來成本下降的技術。

歐洲海上風電成本下降明顯，且下降趨勢仍在持續。根據國際風能協會預測，2024年全球海上風電成本將降到95歐元/兆瓦時。據歐洲海上風電的歷史經驗分析可得，我國海上風電的長期成本下降從行業發展趨勢來看是必然的。很大程度上是得益於技術進步帶來的裝機成本的下降空間巨大，這其中占比最高的是風機的製造成本。隨著行業的成熟，規模效應和協同效應也會使得項目的安裝成本與運維成本有不同程度地下降。

值得注意的是，政策指引在歐洲海上風電成本下降中仍然扮演了重要角色，政府協調利益各方建立協調機制，引導全產業鏈在成本上的下降。我們有理由相信，在當下競爭性配置的電價政策下，海上風電全產業鏈成本的下降是大有可期的。

陸上風電成本下降的主要因素是技術的進步和風機製造中的規模效應，並且形成了較為完整的風電機組產業鏈，單機容量在6MW一下的風電機組可以規模化投運，並通過消化吸收和技術創新，中國風電企業至今已經基本掌握了風電機組系統的整機設計技術和關鍵零部件製造技術，如葉片、齒輪箱、發電機、變流器等等，國產化率達95%以上。在這兩個方面，海上風電可以借鑑陸上風電成本下降的道路，繼續培育上下游產業鏈，促進海上風電廠規模化運行。同時，海上風電在基礎結構方面是陸上風電的2倍左右，並且維運成本是陸上風電的2-3倍，這些都是海上風電為適應海上環境而產生的諸多難以消解的「硬成本」。主要包括適應海洋環境的成本、施工和運維成本、適應海洋區位的成本等。在借鑑陸上風電，降低風機成本，培育風機製造產業鏈，規模化經營的同時，海上風電需要通過相關部門、上下游企業等多方努力，實現關鍵技術的突破創新與專業人才的培養，處理好成本中的「硬骨頭」。

或需承擔因接網而產生的電網加強成本

電網接入費（接網費），是指電網公司向接入方收取的一次性的費用，其目的在於回收接入該接入方所投入的工程建設、電網改造和運維成本，並獲得合理的資產回報。在我國，可再生能源發電項目接網費由電網公司通過可再生能源電價附加向終端用戶收取，發電企業無需承擔接網費用。由於目前海上風電發展仍未成熟，大規模併網消納的關鍵技術尚未突破，因此接網成本會更高。

借鑑國外經驗，各個國家對於採用何種方式實現接網成本的分攤存在不同的選擇。可再生能源發電項目接網費中的電網接入成本部分通常由發電企業承擔。為了促使發電企業儘可能地考慮選擇工程項目的最優位置以實現合理的電源建設與輸電擴展，從而降低電網加強成本，大部分已開發國家採用能夠體現地理位置信號的深度或混合接網成本分攤方法。這兩種方法均強調可再生能源發電企業需承擔因接網而產生的電網加強成本。

就我國目前情況來看，需要對接入費及其定價方法進行進一步的研究和實驗。建議政府部門完善和明確有關接網費的規定，對發展相對成熟的可再生能源企業承擔部分接網費的政策進行試點。其次，在接網費定價方法上，要適應不同能源的發展情況和發展階段，可將接入費和上網電價掛鈎。如光伏等可以實行平價上網的新能源可以考慮承擔更大比例的接入費。目前海上風電發展不夠成熟，建議為了鼓勵產業的發展，可再生能源發電設施的接入費用仍大部分由電網，並根據海上風電發展進程進行比例調整。

此外，由於風力發電具有波動性、間歇性，為保障海上風電的消納和電力系統的安全，需要火電以及其他電力來輔助調峰、調頻。我國電力輔助服務市場建設使得這一部分成本有效分攤，發揮了市場的作用。

福建、廣東招標設計的配套儲能設施也會是海上風電消納成本的一部分。儲能的配套能夠幫助調峰、平抑風電出力波動、響應需求、提高電能質量，從而技術上保障海上風電消納。但是儲能經濟性較差，目前儲能的成本較高，以2018年投運的鎮江北山儲能電站為例，該電站總功率/容量為16MW/32MWh，工程總投資為1.2億元，用更貴的方式來幫助海上風電是不理性的，需要進行更為嚴謹的經濟分析。

4 影響海上風電併網消納的政策因素

隨著海上風電產業的迅速發展，技術水平不斷進步，行業的補貼退坡和市場化競爭將成為海上風電未來發展的必然趨勢。國家發改委與能源局近兩年來就風電產業發展出台了一系列政策文件，堅持以市場為導向，鼓勵以競爭性方式配置資源。

2019年以來推行的海上風電相關產業政策，如《關於積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》（發改能源[2019]19號）、《國家發展改革委關於完善風電上網電價政策的通知》（發改價格[2019]882號）、《國家能源局關於 2019 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》（國能發新能[2019]49號）等，都指向了海上風電未來市場化的發展道路，具有重大意義和深遠影響。但與陸上風電相比，海上風電發展有其自身的特殊性：項目度電補貼強度高，技術難度大，存在一系列難以降低的「硬成本」，需要各方面建設條件統籌協調。短期來看，海上風電仍應該保持有序穩妥、穩中求進的發展基調。

如何降低海上風電的非技術成本？

目前，我國海上風電項目建設規模由地方政府自主確定，並通過行政審批確定具體建設項目，這種方式有效促進了我國風電快速規模化發展。但在具體的指標分配上仍存在標準不統一、不透明、難以公平的問題。地方政府在指標分配上的自由裁量權較大，會給風電項目開發帶來許多非技術成本。

國家能源局於今年5月出台《2019年風電項目建設工作方案》以及《風電項目競爭配置指導方案》，其目的就在於消除海上風電發展過程中不必要的非技術成本，為風電平價上網減小阻力。該方案實際上要求地方政府改變通過行政審批分配年度建設規模指標的方式，採用市場競爭的方式配置資源。按照指導方案的規定，不僅未確定開發主體的風電項目需要競爭資源，已確定開發主體的風電項目也要競爭開發次序。在綜合競爭要素考評中，電價權重不得低於40%，為占比最大的考評指標。以降價為主導方向的政策是否能有效避免企業的惡性價格競爭，在長期內是否能有效引導企業走上競爭性資源配置的道路，仍有待時間檢驗。

風電競爭性配置政策是否長期有效？

自《風電項目競爭配置指導方案》出台以來，江蘇、福建、上海、廣東等省份先後制定了競爭性配置工作方案。關於風電競爭性配置政策在長期是否會導致企業間報價惡性競爭、考評標準不明確、地方保護主義等問題，不妨以我國首個以競爭配置方式確定上網電價的海上風電項目為例進行分析。

2019年6月，上海市發改委正式啟動奉賢海上風電項目開發，並制訂了相關競爭配置工作方案。這也是我國首個以競爭配置方式確定上網電價的海上風電項目。2019年9月12日，奉賢海上風電項目結果出爐。上海電力股份有限公司、上海綠色環保能源有限公司聯合體以0.7388元/千瓦時的申報電價成為奉賢海上風電項目業主。奉賢海上風電項目將企業能力作為首要的競爭要素，項目評標包括對企業投資能力、技術能力和資質業績的考察。而對於申報電價的考核，並非「越低越好」，而是應當制定一個保證發電企業適當收益的電價。我國海上風電尚處於發展初期，產業基礎還不夠成熟，如果出現最低價中標的情況，則容易造成過度競爭和惡性競爭，不利於行業健康發展。

因此，從我國首個競爭配置方式確定上網電價的海上風電項目中標結果來看，奉賢海上風電項目對整個海上風電行業起到了積極的示範作用。競爭性配置政策是否能夠長期有效推行，與後續上馬項目是否能保持合規合理的競爭方式密切相關。

「搶裝潮」問題如何破解？

2018年5月，國家能源局下發《關於2018年度風電建設管理有關要求的通知》，根據通知要求「從2019年起，各省（自治區、直轄市）新增核准的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價」。為了規避競爭性配置，確保享受0.85元/千瓦時的標杆電價，擁有海上風電的各個省份在2018年下半年開始了新一輪搶裝浪潮。

根據2019年5月發布的《國家發展改革委關於完善風電上網電價政策的通知》，對2018年底前已核准的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成併網的，執行核準時的上網電價；2022年及以後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。這對於大量「搶裝潮」的項目而言，既是保障企業上網電價的「定心丸」，但也無形加大了海上風電併網消納的壓力。

在「搶裝潮」項目中，有一半以上屬於近海深水區項目，施工難度大、技術要求高，開發成本很高。目前，深水區作業技術發展仍不成熟，如果要搶在3年期限內完成併網，勢必是對施工建設企業和產業供應鏈併網消納能力的大挑戰；但如果無法在2021年底實現機組全部併網，企業後期必然會參與競爭性配置，承擔高於核準時的上網電價。而深水區項目施工成本高，降價空間有限，如果短時間內無法享受標杆電價帶來的補貼，對企業乃至整個行業健康發展都是一個巨大的挑戰。因此，頂層設計與制度安排有待進一步完善，以確保海上風電企業能夠平穩度過新能源市場化改革的「陣痛期」。

5 未來發展建議

優化產業政策和規劃，追求社會福利最大化

在總體規劃上，要確保海上風電項目規劃的科學性，協調沿海省份及省內各區域的項目建設規模和建設速度，降低企業和政府在海上風電建設上的冒進行為而帶來的風險。此外，產業規劃應與電力系統以及電網配套建設等相協調，妥善解決海上風電項目建成後的併網接入問題，避免「棄風」現象的發生。

在政策制定上，一方面要進一步優化細化產業政策，減少不必要的資金與資源浪費，逐步實現海上風電產業「斷奶」；另一方面，要提高政策設計的穩定性與科學性。穩定性即是確保政策的平穩落地與可持續實施，避免再次出現因大的政策變動而引發「搶核准」、「搶裝潮」問題，給產業穩健發展造成巨大的衝擊。科學性即是要求在制定相關政策扶植產業發展時，應該以全社會福利最大化為目標導向。充分體現可再生能源發電在電力系統中的優越性，進而可以使得電力系統發揮其在整個社會體系的積極作用。

增強電網調峰能力，保障海上風電併網消納的安全性

由於各省的自然條件、資源稟賦不同，海上風電的發展程度也有所差異。由於風電出力隨機性的特點，電網調峰能力將對大規模海上風電的併網消納產生關鍵影響。這就需要在併網過程中將火電機組、大型抽水蓄能電站等可及時進行電力補償的方案規劃其中。通過建立風電配套輸變電工程、跨區交易和靈活的補償機制，提高整個電網的穩定性和兼容性。此外，由於風電易受到海上自然環境影響，需要加強實時監控、機組功率預測、故障穿越等關鍵技術的研究和推廣應用。對風機主要部位進行實時監控，發現故障能夠遠程預警。使發電端與輸電端的穩定性和安全性得到有力保障。

加快產業鏈建設，推動成本下降

海上風電產業若要在未來實現大規模持續發展，並在電力市場和電力結構中占有一席之地，關鍵在降成本。而要實現成本的降低，則離不開技術的突破和產業鏈的建設。從產業鏈上游看，需要促進關鍵技術的突破和核心零部件的國產化，解決上游產業鏈發展不平衡的問題。產業鏈中游整機製造和研發團隊應與風機安裝團隊和設備研發團隊加強合作，使得風機的設計與各省建設條件、地質條件等更加契合。建設海上風機試驗場，對即將上馬的機型進行充分的了解和比較，降低大規模風電建設的風險促進風機類型多樣化、大型化。產業鏈下游投資運營上，在沿海區域形成項目集群，新建項目與相鄰的投產項目之間能夠形成協同效應，共享人員、運維基地、船隻等，降低運維成本。

推進市場化進程，提升海上風電消納經濟性

為保障海上風電的併網消納，沿海各省進行了許多工作和規劃，包括配套建設集控站或者換流站，發展和配備儲能工程，參與到輔助服務市場等等。但是為此付出的成本往往沒有得到充分的關注。從成本分攤結果上看，這些成本都以可再生能源附加費等方式分攤到了給了電力用戶。建議加強對相關工程的經濟性和效益進行評估，並對海上風電併網消納產生的接入費等成本問題進行後續的政策研究。

完善風電產業競爭性配置政策，推動海上風電積極參與電力市場，爭取早日向平價上網的目標靠近，這是整個行業的長期發展方向。在補貼退坡的過程中，要制定靈活合理的補償機制，確保海上風電企業能夠平穩度過市場化改革的「陣痛期」。例如當前推行綠色電力證書交易制度作為風電企業的補償機制，活躍綠證交易市場，逐步下調補貼額度與標杆電價。電力市場改革最終應形成由市場供需和邊際成本決定市場價格的機制，充分發揮電力系統在整個社會系統中的積極作用。

參考文獻

[1]國家發展改革委, 國家能源局. 關於積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知: 發改能源[2019]19號[A/OL]. (2019-01-07)[2019-10-20] .http://www.ndrc.gov.cn/gzdt/201901/t20190109_925400.html.

[2]國家發展改革委. 國家發展改革委關於完善風電上網電價政策的通知: 發改價格[2019]882號[A/OL]. (2019-05-25)[2019-10-20]. http://www.gov.cn/xinwen/2019-05/25/content_5394615.htm.

[3]國家能源局. 國家能源局關於2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知: 國能發新能[2019]49號[A/OL]. (2019-05-30)[2019-10-20]. http://www.nea.gov.cn/2019-05/30/c_138102793.htm.

[4]張運洲, 黃碧斌. 中國新能源發展成本分析和政策建議[J]. 中國電力, 2018.

[5]秦海岩. 開創風電發展新時代——「風電項目競爭配置指導方案」解讀[J]. 中國電力企業管理, 2018, No.529(16):72-73.

[6]崔東嶺, 龍泉. 風電競爭性配置政策思考與應對[J]. 中國電力企業管理, 2018, 544(31):54-57.

[7]李瑞, 陳燁, 劉棟. 國內外風電消納方式的發展與思考[J]. 科技資訊, 2013(1):117-117.

[8]葉澤, 何姣, 吳永飛. 歐美國家可再生能源發電項目接網費政策的經驗與啟示[J]. 價格理論與實踐, 2017(10):26-29.

[9]劉秋華, 陳超, 董丹丹. 江蘇省海上風電資源利用現狀分析[J]. 南京工程學院學報(社科版), 2015, 15(03):55-61.

[10]劉濤.風電行業棄風、裝機及運維大預測[J].能源,2019(02):71-75.

[11]周鶴良.我國新能源風電產業實現跨越式發展[J].電氣時代,2019(08):20-22+24.

[12]陳皓勇,譚科,席松濤,楊星,王江,王中夫.海上風電的經營期成本計算模型[J].電力系統自動化,2014,38(13):135-139.

[13]鄒徐歡. 提高新能源消納能力的電力系統調度研究[D]. 2016.

本報告節選自第七屆「能源青年行」暑期調研報告《大規模海上風電併網後的消納利用前景分析》。「能源青年行」暑期調研計劃是《南方能源觀察》雜誌社與崑山杜克大學合作舉辦的青年公益項目，旨在鼓勵青年學生研究能源話題，探索可持續的能源發展路徑，同時傳播南方電網公司關注並支持青年人成長的公益理念。