廣東陽江青洲三500兆瓦菩堤海風電場。

李志杰攝（人民視覺）

全球首臺16兆瓦超大容量海上風電機組正在吊裝。

郎 朗攝（人民視覺）

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近日，全球首臺16兆瓦超大容量海上風電機組在福建并網發電，標志著我國海上風電大容量機組研發制造及運營能力再上新臺階。推動度電成本下降，研制關鍵零部件，發展走向深遠海……近年來，我國海上風電產業發展迅猛，已進入規模化開發階段。面向未來，隨著技術不斷突破、跨產業融合發展持續推進，海上風電行業將走得更遠、更穩。

福建北部海域，一臺臺百米高的白色風機迎風轉動，將綠色電能送往千家萬戶。日前，全球首臺16兆瓦超大容量海上風電機組在這里成功并網發電，標志著我國海上風電大容量機組研發制造及運營能力再上新臺階。

截至2022年底，我國海上風電累計裝機已超3000萬千瓦，連續兩年位居全球首位，占比達一半左右。將時間軸拉長，截至2012年底，累計裝機約39萬千瓦；截至2017年底，累計裝機約279萬千瓦。可以看出，我國海上風電雖然起步較晚，但發展迅猛，已進入規模化開發階段。

《“十四五”可再生能源發展規劃》提出，“積極推動近海海上風電規模化發展”“推動深遠海海上風電技術創新和示范應用”。我國發展海上風電有哪些優勢？下一步還需向哪些方面發力？記者進行了采訪。

開發勢頭強勁，大幅提升經濟性

要了解16兆瓦海上風機“巨無霸”，不妨先看幾個關鍵字：“大”，單支葉片長123米，葉輪掃風面積約7個足球場大小；“高”，輪轂中心高度152米，相當于50層樓高；“綠”，每年可輸出超6600萬千瓦時的綠色電力，能滿足3.6萬戶三口之家一年的用電量。不僅如此，其開發應用還攻克了超長柔性葉片、大型主軸軸承、超大容量發電機小型化等一系列關鍵技術難題。

從2007年1.5兆瓦風機在渤海建成發電、葉片長度不到40米，到如今的16兆瓦、18兆瓦“巨無霸”風機陸續推出，機組大型化成為海上風電發展的顯著趨勢。“應用更大的風電機組，能夠節省用海面積、提高發電效率、降低安裝施工成本等，繼而推動項目整體度電成本下降。”金風科技海上業務單元總經理于晨光說。

于晨光給記者算了一筆賬：以100萬千瓦海上風電項目為例，如果采用8兆瓦機組，需要125臺；采用16兆瓦機組，只需63臺，能節約35%以上的用海面積、降低40%以上的塔筒成本。另外，16兆瓦風機捕風效率有所提高，發電量比兩臺8兆瓦風機還要提升6%以上。總體推算，項目度電成本能降低12.5%左右。

這只是我國海上風電快速發展的一個縮影。中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖介紹，當前我國已具備大容量海上風電機組自主設計、研發、制造、安裝、調試、運行能力。看制造，我國生產的發電機、輪轂、塔架等鑄鍛件以及葉片、齒輪箱、軸承等關鍵零部件產量占到全球市場的70%以上。看安裝，去年9月，我國自主建造的2000噸級海上風電安裝平臺“白鶴灘”號交付投運，大幅增強了海上風電機組施工安裝能力。

依托規模化開發與技術進步，海上風電開發的經濟性大幅提高。秦海巖介紹，2010年至2021年，我國海上風電度電成本降幅接近56%。當前海上風電項目平均度電成本已降至0.33元/千瓦時左右，到“十四五”末有望實現全面平價。

面向未來，海上風電發展前景廣闊。一方面，發展有資源。我國擁有約1.8萬多公里大陸海岸線，海上風能資源豐富。“我國近海和深遠海150米高度、離岸200公里以內且水深小于100米的海上風能資源技術可開發量為27.8億千瓦。目前海上風機累計裝機僅為3000多萬千瓦，利用率不足1.1%，未來開發潛力巨大。”秦海巖說。另一方面，消納有空間。我國電力負荷集中在東部沿海地區，但能源資源主要集中在西部和北部地區，靠近沿海地區發展海上風電，能夠實現“電從遠方來”與“電從身邊來”協同發展。

根據《“十四五”可再生能源發展規劃》，我國將推動山東半島、長三角、閩南、粵東、北部灣等千萬千瓦級海上風電基地開發建設，推進一批百萬千瓦級的重點項目集中連片開發，結合基地開發建設推進深遠海海上風電平價示范和海上能源島示范工程。

突破關鍵技術，推進產業集群化

風力發電機來自中車株洲電機，葉片來自中材科技……全球首臺16兆瓦海上風電機組主機由上萬個零部件組成，關鍵部件均已實現100%國產化。研制過程中，金風科技協同了數十家企業、大學及科研院所，產業鏈上下游高效協同、產學研深度融合，為風電行業發展奠定了堅實基礎。

主軸軸承是風機的核心部件。3支總重量100多噸的巨型葉片在旋轉時，軸承必須保障它們能長時間平穩流暢運轉，這意味著直徑3.2米的軸承加工誤差不能超過0.01毫米。

“軸承公司之前沒做過這么大尺寸的軸承，我們有這方面的技術積累，分享給他們滿足風機可靠性所需的載荷、扭矩等相關資料。歷時9個多月軸承順利交付，結束了我國不能研制超大容量海上風電機組主軸軸承的歷史。”于晨光說。

智能化應用，提高產品性能。渤海海域，山東能源電力集團90萬千瓦海上風電場有序運轉，每年可提供32.5億千瓦時綠電。“項目應用了狀態參數辨識自適應增功控制技術，實時感知風況變化及機組運行狀態，確保發電性能達到最優，單機能夠提升約3%的發電量。”山東能源電力集團黨委書記李偉介紹。對于一些項目的抗臺風型風機，借助智能控制系統還能保證葉片始終處于最小受力角度，避免葉片發生渦激振動。

集群化發展，提升供應鏈韌性。廣東汕頭，國際風電創新港項目正在加緊建設，未來這里將聚集風電整機、葉片、齒輪箱、發電機、軸承等全產業鏈制造企業，以及檢驗檢測實驗室和大型科研裝置，形成“研發設計一體化、工藝流程一體化、生產制造一體化、檢測認證一體化”四個一體化的風電產業集群。

“大型風電機組的發電機、齒輪箱等體積大、陸運不便，依托汕頭國際風電創新港，有助于海上風電裝備及服務出口，降低物流成本。”于晨光介紹。和其他風電集群項目有所不同，汕頭國際風電創新港打通企業和企業之間的“圍墻”，相當于在一個超大廠房里，不同車間里的工序高效流轉，減少運輸環節。設備制造完后，還可以就近在旁邊的實驗中心測試，提升迭代速度，為我國海上風電技術創新和大型機組研制提供有力支撐。

向深遠海進軍，促進跨產業融合

目前，全球70%的潛在海風資源位于水深大于60米的深水海域。由近海走向深遠海，是海上風電發展的必然趨勢。

今年5月，我國首座深遠海浮式風電平臺“海油觀瀾號”并入文昌油田群電網，開啟為海上油氣田輸送綠電的新里程。作為我國第一個工作海域距離海岸線100公里以上、水深超過100米的浮式風電平臺，“海油觀瀾號”的建成投用，使我國海上風電的自主開發能力從水深不到50米提升至100米級以上。

中國海油研究總院院長米立軍介紹，在近淺海，風機是通過鋼管或者導管架，深深插入海底，固定風機；在深遠海，這種結構的基礎變得過于龐大，性價比將大打折扣。“浮式平臺可以打破作業水深和海底固定安裝條件的限制，有效拓展深遠海風能資源開發。”米立軍說。

但目前來看，我國深遠海浮式風電的發展仍面臨一些挑戰。例如漂浮式風電的系泊纜、電纜等高端產品的國內產業鏈還不完整，運維數據和經驗積累相對不足；從成本來說，漂浮式風電項目造價較高，平均度電成本相較傳統固定式海上風電高出3倍左右，仍處于商業化初期，亟須探索顛覆性新技術和高效開發模式，向規模化階段邁進。

根據相關規劃，我國將推進漂浮式風電機組基礎、遠海柔性直流輸電技術創新和示范應用，力爭“十四五”期間開工建設我國首個漂浮式商業化海上風電項目。在上海、江蘇、浙江、福建、山東、廣東、廣西等資源和建設條件好的區域，結合基地項目建設，推動一批百萬千瓦級深遠海海上風電示范工程開工建設，2025年前力爭建成一至兩個平價海上風電場工程。

不少受訪對象談到，隨著海上風電開發提速以及走向深遠海，相應的審批流程、用海政策等方面可以進一步優化，并完善海洋、氣象、海事、環保等部門的統籌協調機制，進行整體規劃，促進具備條件的項目盡早開工建設。

與此同時，行業仍需保持合理的開發節奏。秦海巖認為，海上風電技術正處在快速迭代中，如果使用現有技術大干快上，不僅成本高、風險大，也無法讓風能資源得到最有效利用，造成浪費。因此，“十四五”海上風電發展的主基調依然是穩妥，不應盲目追求規模。

海上風電行業要走得更遠、更穩，跨產業融合發展是探索方向。在文昌油田群，通過打造海上風電與海洋油氣融合發展新模式，將油田群的4個燃料電站與“海油觀瀾號”風電平臺融合成一個整體，實現海洋油氣綠色低碳開發。“未來，可以推動海上風電項目開發與海洋牧場、海水制氫、觀光旅游等相結合，實現‘海上糧倉+藍色能源’立體開發，助力解決單一海洋資源開發瓶頸問題。”秦海巖說。