7月3日，全球單體容量最大的漂浮式風電平臺“明陽天成號”完成安裝，并開始向深遠海啟航。這臺由兩個8.3MW風電主機以“V”字構成的漂浮式風電平臺，在蔚藍的大洋中并不孤單。此前，我國已在廣東和福建海域安裝了4臺不同單機容量的漂浮式風電平臺，而海南首個批量漂浮式海上風電項目也完成了主機招標工作，蓄勢待發。

向深遠海行進，將成為未來一段時間我國風電新市場、新模式與新技術的交匯點。

“明漁一號”安裝于明陽陽江青洲四海上風電場

“明陽天成號”完成安裝

海洋產業中的后起之秀

近年來，我國海上風電取得了舉世矚目的發展成就。中國可再生能源學會風能專業委員會（CWEA）的數據顯示，2023年我國海上風電累計裝機容量達到3769萬千瓦，占全球的50%；新增裝機容量達到718.3萬千瓦，占全球的58%。可以說，中國是全球海上風電市場中最關鍵的組成部分，正驅動全球相關產業加速發展，為能源結構轉型、經濟發展、應對氣候變化作出了重要的貢獻。

隨著我國向碳中和目標邁進，海上風電開發規模不斷增大，需求也愈加強烈。然而，在開發布局與發展空間上，近海風電正面臨航道、保護區、養殖、軍事等一系列限制性與不確定性因素，導致項目前期規劃與審批流程復雜，開發周期較長。例如，有的項目在規劃時已充分考慮了航道的影響，但進入開發環節后又不得不讓步于交通部門的航道新規劃。

“海域的使用肯定應考慮先來后到，因此，在前期階段要與很多部門協調，可以感到我們相對弱勢。”一位風電開發企業負責人向記者解釋。據他分析，這是由于海上風電開發起步較晚，近海海域已被其他功能占用所導致。

“比如，一些地區在全面征求各部門意見，去除各類影響因素后，最終納入海上風電開發規劃的海域只有資源普查時的25%~65%。”有專家坦言，“還有一些海域，能用于海上風電開發的只剩下邊邊角角，項目難以形成規模。”

不僅我國存在上述問題，一些沿海經濟發達的國家，此類情況可能更嚴重。因此，已有不少國家將海上風電開發的目光與行動，聚焦在以專屬經濟區為主的深遠海海域。

例如，歐洲海上風電開發規模最大的3個國家?英國、德國、荷蘭，其絕大多數新增海上風電項目都位于專屬經濟區中。此外，還有眾多歐洲沿海國家在制定海上風電規劃時，將專屬經濟區納入其中。日本則于2024年3月通過了《海域利用促進法案》修正案，宣布將海上風電場的建設區域擴大至專屬經濟區。

據世界銀行（WB）對115個擁有海岸線國家的分析，在全球海上風電技術可開發容量中，有71%位于較深水域。國家發展改革委能源研究所發布的《中國風電發展路線圖2050》顯示，我國近海水深5~50m范圍內，風能資源技術開發量為5億千瓦，深遠海風能可開發量是近海的3~4倍以上。

“在專屬經濟區開發風電，可以說是一項開疆辟土的工作。”在日前于浙江省寧波市舉行的第九屆全球海上風電大會上，有嘉賓談道：“它為我國海洋經濟發展找到了一個新空間，將成為領海外的先行者。”

為了積累深遠海風電開發經驗，促進相關技術進步，我國正以“試點先行”為著力點，推動開展各項準備工作。2021年10月21日，國家發展改革委、國家能源局、財政部、自然資源部、生態環境部、住房和城鄉建設部、農業農村部、中國氣象局、國家林業和草原局聯合印發的《“十四五”可再生能源發展規劃》，提出“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”，拉開了我國深遠海風電開發的序幕。

除加快推動項目示范外，業內還在期盼政策的進一步明確，包括全國層面的專屬經濟區風電規劃，以及相關海域風電開發的管理制度等。

融合發展產生價值加成

能源供給是經濟社會活動的基礎。當風電開發走向深遠海，一些在此類海域因無法得到電源支持而難以形成規模的產業，將得以破解發展問題；而風電通過與這些產業融合發展，也將在項目開發的基礎上獲得更高的價值加成，獲得更廣泛的支持。

在深遠海風電一系列融合發展的創新場景與模式中，風電制氫是最被看好的領域之一。隨著深遠海風電規模化發展，其技術經濟性有望取得突破，不僅將極大地釋放海上風電價值，還可以催生一系列新產業。

陽光氫能科技有限公司解決方案總監丁時康在第九屆全球海上風電大會上表示，通過使用網電的傳統制氫方式，氫能產量較少，應用場景受限，只能用于火電廠、半導體、浮法玻璃等小型應用場景。而采用海上風電等可再生能源柔性制氫系統，由于電力取之不盡、用之不竭，其應用場景將更加豐富，包括石油化工、鋼鐵水泥、氫能交通等領域。

甚至有專家設想，可以將深遠海風電項目與制氫相結合，為遠洋船舶提供氫能供給服務，從而改變現有的航運業商業模式，并進一步增強海洋經濟活動水平。

目前，海上風電制氫在技術上仍需要破解一些挑戰。丁時康認為，風電存在波動性，可能使制氫設備出現頻繁啟停，這需要通過柔性制氫技術去適應與解決。一方面，不少海上風電制氫項目將離網運行，電網微網支撐能力必不可少；另一方面，電解水制氫設備需要具備快速動態響應能力，并且具有寬負荷調節及頻繁啟停適應能力，在不同的負荷水平下同樣可以運行，從而提升電能的利用率。

深遠海風電與漁業相結合的腳步，似乎要更快一些，因為漁業同樣有向深遠海發展的強烈需求。在今天走向“深藍”的過程中，海上風電并不孤單，海洋牧場正在成為攜手共進的另一方。

“近海污染范圍不斷擴大，高密度養殖帶來了環境、病害及質量安全等問題。國家級海洋牧場示范區建設規劃提出發展、建設和推進現代化海洋牧場。”浙江大學寧波理工學院機電與能源工程學院副院長、教授宋瑞銀談道。

明陽智能海洋能源研究院海工總體工程師劉品進一步表示，深遠海養殖具有非常明顯的優勢，它離岸距離比較遠，水質會更好，網箱內水體交換更快，網箱溶氧量更高，非常有利于魚類的生長。

打造海洋牧場的關鍵是裝備支持，這涉及兩個方面：一是深遠海風浪大，養殖設備能否抗住風浪；二是深遠海養殖需要智能化運維，所需的能量來自哪里。通過與海上風電相結合，這兩項挑戰都可迎刃而解。

一方面，海上風電項目可為海洋牧場提供電能，便于海洋牧場的智能化；另一方面，海上風電項目建有通信系統，它可以為海洋牧場提供遠程監測、自動控制等智能化功能。并且，海上風電機組之間的間距較大，能夠利用這些海域面積與海洋牧場實施綜合立體的養殖。

“海上風電風漁互補有兩種模式：一是共場域，基于風電機組打造海洋牧場，還可與文旅產業相結合；二是共結構，利用海上風電機組設置網箱，包括漂浮式風電與各類網箱養殖相結合。”宋瑞銀談道。

海上風電與海洋牧場在同場開發與同步建設的過程中，還能夠有效分擔建設成本。

目前，我國已有一些風漁互補的成功案例，如明陽智能的“明漁一號”、龍源電力的“國能共享號”，中廣核汕尾“伏羲一號”也于近期投放安裝。

“明漁一號”

不折不扣的新質生產力

“無論是在裝備制造還是工程技術上，海上風電的創新特點均極為明顯，并可拉動產業鏈相關領域的技術進步，是不折不扣的新質生產力。”上述專家表示。尤其是在走向深遠海與平價開發的過程中，風電設備與工程技術水平必須得到相應的提高，以破解各種各樣的挑戰。

例如，深遠海風電項目距離陸地較遠，這將在一定程度上提高送出成本。開發或選擇更合理的送出技術路線，優化送出方式，是應對這項挑戰的重要手段。

深遠海風電后續送出線路是66kV，甚至一些專家提出能否采用110kV。此外，對于直流是采用工頻還是低頻，都需要進行深入研究。多位專家表示，為進一步控制深遠海風電送出成本，各地政府與電網公司應加強協同，盡量采用集中送出方式，分攤開發企業的投資成本。

“海油觀瀾號”

目前，我國在深遠海風電整機技術方面已經獲得了一系列成果，除已有“三峽引領號”、“海油觀瀾號”、中船海裝“扶搖號”、“國能共享號”、“明陽天成號”等漂浮式風電機組平臺實現并網或安裝外，還有不少整機商正在研發或推出16~20MW超大容量漂浮式海上風電機組。

“在漂浮式海上風電機組的建造、運輸和安裝方面，挑戰還是比較大的。”中國電建集團華東勘測設計研究院有限公司新能源工程院總工程師王濱表示，“首先是大兆瓦機組超長柔性葉片設計，在超低頻穩定控制和輕量化降本增效上的難度較大。其次是漂浮式基礎需要的建造場地不小于5萬平方米，國內現有生產基地難以滿足需求。再次是目前漂浮式海上風電機組的生產周期超過6個月，難以滿足后續開發建設需求。此外，漂浮式海上風電機組對下水碼頭的等級要求比較高。目前，國內能夠滿足漂浮式海上風電機組生產和儲運的基地有限，建造場地、碼頭形式、機組吊裝能力等因素，都限制了基礎結構的設計。”

因此，不少專家都提到了專用風電母港的建設問題。運達股份解決方案室主任雷鵬濤表示，經過初步測算，母港能夠使深遠海風電項目的投資下降14%。他還進一步提到，針對深遠海風電整機技術，還需做好機組大型化、支撐結構一體化、漂浮式一體化、導管架一體化設計研究工作，并根據深遠海水深情況選用導管架或漂浮式基礎。

明陽智能風能研究院副總工程師孫啟濤以剛剛完成葉輪吊裝的“明陽天成號”為例，向記者介紹漂浮式風電機組的技術創新方向。他談道：“雙機頭機組的兩個葉輪將朝相反方向轉動，對向旋轉使得葉輪中間區域的風速提升，空氣動能轉化的電能也隨之增加，比同等掃風面積的單個大風輪機組的發電量提升4.29%。單點系泊方案使支撐結構極限載荷降低40%，從而提高了風電機組在臺風天氣中的安全性和穩定性。采用抗壓能力達到115MPa以上的超高性能混凝土材料來進行漂浮式基礎的制造，這種混凝土材料的強度達到普通混凝土的4倍左右，大大增加了漂浮式基礎結構的承載能力。機組上還安裝了超過3000個智能感應器，可實時感知2000多個零部件運行狀態。”

多位專家認為，漂浮式海上風電技術的降本空間較大，通過更先進的技術手段和規模化開發，深遠海風電投資成本將得到不斷優化。

“目前，國內的漂浮式項目，單位千瓦造價在4萬元以上；預計到2025年能達到相對有競爭力的成本水平，投資成本有望降至2.5萬元/千瓦左右；2030年降至與固定式海上風電相當的水平，達到1.5萬元/千瓦左右。”孫啟濤表示。