“十三五”以来，我国海上风电快速发展，截至2019年底，累计并网容量593万千瓦，提前一年完成规划目标，成为仅次于英国和德国的世界第三大海上风电国家。“十四五”是实现2030年非化石能源占一次能源消费比重20%目标的关键期，在此期间我国海上风电仍将继续保持快速发展，成为新能源发电新的增长极。海上风电装机规模不断提升的同时，还面临着诸多挑战。

　　海上风电发展面临的主要问题

　　去补贴、提高设备可靠性以及提升装备国产化水平是未来我国海上风电发展面临的主要问题。

　　海上风电目前造价偏高，在补贴退出的情况下，大规模发展经济性风险较大。2014年，《关于海上风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2014〕1216号)首次明确了海上风电0.85元/千瓦时的上网电价，在固定上网电价政策的支持下，我国海上风电快速发展;2019年5月，《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号)提出将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准的海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，且不得高于指导价，补贴退坡加速;2020年2月，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建〔2020〕4号)提出新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围。根据彭博新能源财经统计，2019年我国海上风电项目平均度电成本约为0.079~0.118美元/千瓦时，折合人民币约0.521~0.779元/千瓦时，平均度电成本0.093美元/千瓦时，折合人民币约0.614元/千瓦时，整体离平价上网还有较大差距。海上风电是资金、技术密集型的长周期产业，保持政策稳定和收益预期是促进海上风电持续发展的关键，在造价偏高的初期，若没有补贴支持，大规模发展将面临较大的经济性风险。

　　我国海上风电商业运营时间较短，还需时间检验。与陆上风电相比，海上风电运行环境更加恶劣，并且面临台风、腐蚀等新问题。上个世纪90年代，欧洲已经开始了海上风电的研究和实践。1991年，丹麦建成全球首个海上风电项目，共安装11台风电机组，单机容量450千瓦。英国第一座海上风电场于2000年并网，近期即将退役。欧洲海上风电经历了一轮设计周期的实践，在装备制造、建设施工、运行维护乃至退役拆除方面积累了丰富的经验，支撑了近几年海上风电的大规模发展。我国海上风电起步较晚， 2010年首个海上风电项目上海东大桥海上风电开工建设，2014年全部竣工投产，我国并网投入且商业化运营的海上风电场多在2015年以后，在运营初期，质量问题频繁发生。近两年，新型大容量机组密集投运，可靠性仍需时间检验，若大规模快速发展产生质量问题，运维成本高昂，将造成较大损失。

　　关键设备依赖进口，国产化率较低成为制约我国海上风电发展的重要因素。2005年，《关于风电建设管理有关要求的通知》(发改能源〔2005〕1204号)曾规定：风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设。该政策大大促进了我国风电产业链的发展，陆上风电整体国产化率达到95%。根据相关法规要求，2009年《关于取消风电工程项目采购设备国产化率要求的通知》(发改能源〔2009〕2991号)取消了风电设备国产化率70%以上的限制，外资企业和进口设备不断进入我国风电市场。与陆上风电相比，我国海上风电部分设备和大部件仍依赖进口，如国产大兆瓦风机中的关键部件主轴承大多采用国外企业产品，进口一台风电主轴承设备大约需要4000万元左右，成本高昂。目前我国也在加紧海上风电关键技术研发，核心任务是提升海上风电机组的可靠性，实现平均故障间隔时间由1000小时提升至3500小时;提高关键零部件的国产化率达到95%。

　　“十四五”我国海上风电发展的几点思考

　　开展海上风电勘察与资源再评估，充分发挥政府在海上风电开发方面的基础性作用。

　　我国海上风电资源测量的全面性和精细度还难以支撑国家层面的开发布局以及产业指导。宏观层面主要基于中国气象局国家气候中心通过卫星以及测量船开展，其中风能资源已实现离岸一百公里内数据采集，空间分辨率为3公里。微观层面主要由开发商开展，根据《海上风电场风能资源测量及海洋水文观测规范》(NB/T31029-2012)要求，风电场范围内至少有1座测风塔，高度不低于100米，潮间带及潮下带滩涂风电场测风塔的控制半径不超过5公里，其他海上风电场不超过10公里。为节省成本，目前实际测风塔高度达不到100米，通过风廓线模型推导不同层高的风速。除风资源测量外，海上风电资源评估包括海洋水文测量和海洋地质勘察等，需要对台风、海浪、海冰、海雾、海温以及海底地质结构进行全面的勘察。我国目前主要针对近海海域的风电资源评估，50公里以外海域数据还不全面，难以为中远期规划提供数据支撑。

　　与陆上风电相比，海上风电开发涉及的管理部门更多，程序更为复杂，成本也更高。政府在部门协调、资源整合方面具有天然优势，宜牵头做好海上风电勘察和评估的基础性工作，并公开相关数据，为海上风电科学规划提供支撑，为项目环评、论证、决策等前期工作提供依据，实现精准投资和高效开发。欧洲各国政府在海上风电资源勘察和评估方面发挥了重要作用，德国规定2021年开始并网的海上风电项目，由德国联邦海事和水文局完成前期选址和勘察等工作，开发商无需办理繁杂的行政审批手续。丹麦政府牵头负责环评、海洋勘测等主要前期工作，海上升压站建设和海底电缆敷设等并网工程则由电网公司承担。英国海上风电的勘察和微观选址主要由开发商主导，但商业、能源和工业战略部(BEIS)负责编制英国海上能源战略环境评估报告，为规划或海床租赁提供决策依据。我国海上风电规划以省为单位开展，政府在资源勘察、环境评估以及数据公开等方面还需要提升服务水平。

　　科学合理的开发规模是促进海上风电产业健康有序发展的基础。

　　随着全球能源转型速度的加快以及新能源成本的降低，海上风资源丰富的国家纷纷推出了海上风电的规划。英国提出，2030年前海上风电累计装机达到3000万千瓦，为全国提供30%以上的电力。德国计划到2030年，将海上风电装机提高至1500万千瓦，满足全国约13%的电力需求。我国尚未出台海上风电专项规划。国家能源局发布《风电发展“十三五”规划》，指出要积极稳妥推进海上风电建设，到2020年并网装机达到500万千瓦，在建规模达到1000万千瓦，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年开工建设规模均达到百万千瓦以上。国家层面不再出台海上风电专项规划，这意味着各省市在国家总体框架下，需根据自身资源条件开展省级海上风电发展规划，目前仅广东等个别省份出台了专项规划。

　　资源条件、装备产能、施工吊装能力、消纳能力是“十四五”海上风电规划布局的硬约束。资源条件方面，我国5～55米水深、70米高度海上风电开发潜力约5亿千瓦，5～25米水深海上风电开发潜力约1.9亿千瓦。受到海洋军事、航线、港口、养殖等海洋功能区规划的限制以及各种海洋自然保护区等划定的生态红线区限制，实际可开发量将远小于理论开发量。目前我国潮间带和近海区域内的海上风电开发技术较为成熟，成本较低，该部分资源宜优先开发，根据经济性和技术成熟度可探索开发深远海风电。供应链产能方面，目前我国大容量机组叶片产能还难以满足当前的“抢装潮”需求，巴沙木等叶片关键原材料进口价格上涨，大容量风电机组主轴承几乎全部依赖进口，供应能力受制于外资企业。施工与吊装能力方面，根据统计，全国可供利用的海上风电安装船只25艘左右，受施工窗口期以及施工效率的影响，每艘作业船只每年只能完成40台左右风机的吊装，吊装容量能力约400~500万千瓦左右。消纳能力方面，目前海上风电装机容量仍然较小，且分布在负荷密度较高的沿海地区，不存在消纳问题。随着海上风电装机规模的不断提升，本地燃煤机组的加快退役，应叠加本地区陆上风电和光伏发电运行情况，对未来新能源发电的整体消纳能力进行测算，防止无序发展带来大规模弃电风险。