记者 | 席菁华

“大型风机、规模化开发、漂浮式基础、海上智慧运维，以及深远海柔直输电技术，是海上风电发展方向。”

11月16日，在江苏省盐城市举办的中欧海上风电产业合作与技术创新论坛上，中国科学院院士陈十一作出表述。

他解释称，打造百万级或千万级海上风电基地，连片开发，形成集约化发展优势，可以减少同质化工作，促进开发平价，还可以支撑地方政府产业，形成产业链同步发展态势，打造利益共同体。

同时，开发15-20兆瓦等级固定式风机、10兆瓦等级漂浮式风机，可以实现发电能力提升和风电场投资降低的最佳平衡。

多位风电领域专家及企业高管也在上述论坛上表示，风电机组单机容量大型化有利于提高风能转换效率，同时利于降低风电机组全寿命周期的制造与运营成本。

水电水利规划设计总院风电处处长胡小峰表示，今年4月，国家能源局委托水电总院牵头开展全国深远海海上风电规划，目前已形成了初步成果。

据他介绍，规划推进海上风电项目集中连片开发，分为项目、集群、基地三个层次，单体项目规模原则上不小于100万千瓦，由单体项目组成百万千瓦级的海上风电集群，由海上风电集群组成千万千瓦级海上风电基地。

规划总体布局将围绕山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾五个千万千瓦级海上风电基地。

胡小峰还提及，全球范围内正积极推进大型海上风电机组、漂浮式海上风电、远海柔性直流输电等深远海技术研发和创新，“中国也应积极推进技术探索和示范，建立深远海领域的核心技术优势。”

海上风电漂浮式风电适用于水深50米以上的海域，具有成本较低、运输方便的优点。中国华能集团清洁能源技术研究院海上风电部主任刘鑫表示，漂浮式风电深远海发展最经济的选择。

他表示，目前漂浮式风电开发成本约为4万元/千瓦，如果能够充分借鉴欧洲先进技术经验，中国可以走出比欧洲国家更快的漂浮式风电平价之路，“预计2030年左右，漂浮式海上风电能够实现平价。”

据界面新闻了解，随着离岸距离的增大，柔性直流输电在大规模风电场并网方面具有较强的技术优势，可以支撑海上风电远距离大规模输送。

日前，国内10兆瓦级海上风电机组、漂浮式风电机组、柔性直流输电技术项目均已陆续落地应用。

中国华能集团清洁能源技术研究院董事长李卫东表示，华能集团正着手进行超大型海上风电机组研制，联合主机厂商研制直驱、半直驱超大型海上风电机组。

同时，华能集团正联合主机厂商开展10兆瓦以上级别漂浮式风机的系泊系统设计、控制策略优化、载荷适用性评估、部件适应性设计等关键技术研究。

中国是海上风电发展最快的国家。据国家能源局统计数据，截至今年9月，中国海上风电装机已达1319万千瓦，成为全球最大的海上风电市场。

界面新闻在论坛上获悉，“十四五”期间，中国海上风电新增装机容量有望超过40 GW。

但中国海上风电发展仍面临挑战。相比已进入规模化发展阶段的英国、德国等欧洲国家，中国海上风电处于商业化初期。

2022年起，海上风电国家补贴取消，但其投资成本距离平价还有差距。大功率风机研发迭代周期短，可靠性和成熟度有待验证。

此外，深远海海上风电规模化高效开发技术仍不成熟，漂浮式风电商业化运营刚起步，大容量远距离、电网友好性输电技术的储备也尚不足。

同时，深远海的开发还面临自然条件复杂恶劣，风能资源准确评估难度大的问题。

陈十一提出，深远海恶劣的海洋环境条件，对智能装备、智能运维提出很高要求，数字化工程将成为深远海风电技术发展的必然。

远景能源高级副总裁田庆军认为，随着海上风机单机容量的增加，叶片、主轴承等越来越大，但这些技术储备目前尚短缺。他认为，海上风电技术应持续创新，继续推进国产化，实现提质增效。

据界面新闻了解，中国部分海上风电关键设备仍依赖进口，国产化的替代进度仍需提高，主控系统核心部件及超强叶片材料技术尚未完全成熟，且不具备价格优势，下一步是国内企业研发攻关的方向。

上海电气集团风电公司总裁缪骏表示，海上风电高投入、高风险，开发需保持理性。此外，技术投入往往需要时间获得回报，因此希望政策层面应保持延续性。

金风科技集团总工程师翟恩地建议，行业应进行专业化风电集约港口技术研究。“风电运输施工一体化是国际主流方式，国内风机交付码头都是商用码头，不具备安装船插桩接货能力”。

他还表示，应建造具备风电安装船插桩接货能力的码头、风机部件集散基地，以及有足够承载力和吊机的港口，使机组码头具备风机拼装功能，实现机组在码头集中交付，降低海上作业时间，提升海上风机交付效率。

多位参会人士表示，“十四五”期间，应鼓励海上风电与海洋牧场、海上油气、海水淡化、氢能等多种能源或资源的综合利用和融合发展。

此外，推动海上风电综合能源岛工程建设，提升水上、水下能源和资源综合利用效率，降低风电开发成本的同时，能为海上作业平台以及海洋牧场等，提供包括电能、氢能等一系列的能源要素。