海上风电发展展望分析

我来简单介绍一下海上风电发展展望。

一、 逐步向大型化、深远海、融合型发展

(一) 大兆瓦级机组

在过去二十年中，海上风电得到快速发展，单机容量也在不断增 大。虽然大型风机成本更高，但风电机组功率、叶轮直径、塔架高度、 容量系数的提高意味着年发电量的提高，并且由于同等规模风场，在 使用大型机组后，机组数量减少，在基础、电缆、安装及运营上的投 入都会降低，从而整体降低了风电度电成本。

2018 年，三菱重工-维斯塔斯发布全球风电史上首个 10 MW 风电 机组，标志着风电行业由此迈入 10 MW 时代。随后，各大风机制造商 陆续推出大兆瓦级机组。其中，GE 可再生能源推出 Haliade X 直驱 风电机组，该系列风电机组有 12MW、13MW 及 14MW 三种功率。西门子 歌美飒在 2020 年发布了 SG14-222 型直驱风电机组，最大功率可达 15 MW，将于 2024 年投入商业运营。2021 年维斯塔斯推出 V236-15MW 风电机组，计划于 2024 年实现批量生产，未来功率可以提升到 17 MW。 中国国内海上风机最大单机容量已达到 16MW。

未来海上风电机组能达到的尺寸上限与多个因素有关，包括风电 机组技术的创新、传动链的优化、新材料和新技术的应用、监管以及 运输和安装的限制。全球海上风电的先行者 Henrik Stiesdal 预测下 一代风电机组将在 2030 年之前出现，功率在 20 MW 左右，叶轮直径 达到 275 米。

海上风电机型的大型化，也给运输、安装以及运维带来了新的挑 战。机舱和叶片等部件会变得越来越大，海上风电项目会离岸越来越 远，海水深度也在逐步增大，这对港口、船只、设备都提出了新的要 求。同时，安装船依然处于供不应求的状态，除了投资建造新的安装 船之外，不同开发企业之间共享安装船也成为缓解安装船瓶颈的一个 方法。

(二) 漂浮式海上风电

世界上 80%的海上风力资源位于水深超过 60 米的海域，为了充 分发掘海上风能资源，加快能源转型的步伐，海上风电项目将向深远 持续海发展，漂浮式海上风电被视为深远海风能开发的主要技术，在 技术研发、试验和商业化方面得到不断探索。

漂浮式技术主要有三种：单柱式（Spar）、半潜式（Semi-sub）和 张力腿式（TLP）。单柱式曾经是漂浮式项目的主要技术方案，但半潜 式在过去几年发展很快，逐渐成为主流。张力腿式技术在灵活性上有 一定优势，但其安装过程复杂，锚链成本高，暂时市场份额较低。

不同的漂浮式技术多处于示范阶段，由于设备和施工等关键环节 的特殊性，漂浮式海上风电平均度电成本相较传统固定式海上风电会 高出三倍左右，仍处于商业化的前期，尚未进入产业化阶段。

根据 GWEC 全球漂浮式风电项目数据库的信息，漂浮式海上风电 在 2025 年将会有大的发展，届时将有四个 150-200 MW 规模的项目并 网，在 2030 年之前将全面实现商业化，届时，全球累计漂浮式海上 风电装机可达到 18.9GW，其中欧洲为最大市场，占比约 58%，随后为 亚洲和北美洲，占比分别为 29%和 13%。

不同的漂浮式技术多处于示范阶段，由于设备和施工等关键环节 的特殊性，漂浮式海上风电平均度电成本相较传统固定式海上风电会 高出三倍左右，仍处于商业化的前期，尚未进入产业化阶段。 根据 GWEC 全球漂浮式风电项目数据库的信息，漂浮式海上风电 在 2025 年将会有大的发展，届时将有四个 150-200 MW 规模的项目并 网，在 2030 年之前将全面实现商业化，届时，全球累计漂浮式海上 风电装机可达到 18.9GW，其中欧洲为最大市场，占比约 58%，随后为 亚洲和北美洲，占比分别为 29%和 13%。

(三) Power to X（海上风电制氢）

未来的能源系统需要高比例的可再生能源，也需要能够提供能量 存储和灵活响应的技术方案，Power-to-X 将成为具有决定意义的技 术之一。Power-to-X 把绿色电力转化成不同领域所需要的能源，使难 以电气化的产业也能摆脱对化石燃料的依赖。

近年来，多个国家把发展氢能写入经济复苏计划以及应对气候变 化方案。全球已有 30 多个国家已经发布或正在制定国家氢能战略。 使用可再生能源生产绿氢备受关注，其中海上风电凭借其规模大、稳 定性强等优势，更是成为研发重点。

英国、德国、荷兰等国家已经开始纷纷布局海上风电制氢，如英 国 Dolphyn 项目，计划在英国北海 4GW 的漂浮式风电场使用独立装置 生产氢气，计划在 2023 年投运、2026 年前实现在 10 兆瓦机型上制 氢。中国的一些地方也正在加快海上风电制氢布局，并探索新的融合 发展模式，打造海上风电+制氢+储能+海洋牧场+陆上产业基地的开发 利用示范项目。

此外，与通过电缆把电力从海上风电场送到陆地相比，利用海上 天然气管线将氢输送到陆地的成本更有竞争力，对于离岸较远的项目， 这种成本优势将更加明显。预计 GW 级风电场配合制氢装置的方案将 在未来十年内展现出商业可行性。

二、 规模扩大和市场竞争带来成本下降

经过二十多年的发展，海上风电已经成为一种低碳可靠的电力来 源，而且将在全球能源转型的过程中扮演重要角色。根据彭博新能源 财经（BNEF）的分析，全球海上风电的度电成本，在 2012 年的最高 位到 2020 年间下降了约三分之二（由 0.255 美元/千瓦时降到 0.083 美元/千瓦时），预计到 2025 年会降到 0.058 美元/千瓦时，较当前水 平下降 30%。

成本下降的原因主要包括了：海上风电机组大型化、海上风电场 的规模化（GW 级项目出现）、资本成本（cost of capital）的下降、 以及大型油气公司参与下带来的技术进步和更加激烈的市场竞争。

从更长周期来看，未来海上风电成本下降趋势虽有所放缓，但将 继续保持降低。据国际能源署（IEA）发布的《2050 零碳排放-全球能 源系统路线图》报告预测，海上风电的成本在 2050 年大约在 0.025 到 0.04 美元/千瓦时的水平（不同地区成本会有差异）。

三、 转型需求和市场范围扩大创造更大发展空间

随着海上风电 LCOE 的急剧下降、欧美和亚洲主要市场海上风电 发展目标的增加、漂浮式海上风电可预期的商业化和工业化发展，以 及海上风电在促进跨行业合作、加速全球能源由化石燃料向可再生能 源过渡方面发挥的独特作用，全球海上风电发展规模将会迎来更大的 发展空间。

根据 GWEC 分析，预计到 2027 年，全球海上风电新增装机容量将 达到 2022 年的四倍以上，达到 35.5GW。2023-2027 年间全球海上风 电装机容量将接近 130GW，海上风电在未来五年的年复合增长率可达 到 14.5%。而为了实现全球温升控制在 1.5℃的目标，IEA 与 IRENA 也 做出了相应的需求测算，对于海上风电而言，到 2050 年其规模需达 到 2000GW，相当于当前全球海上风电累计装机规模的 31 倍。

分区域看，在亚洲，中国仍将是未来五年中海上风电最大的市场， 其次是中国台湾地区、越南、日本和韩国。在欧洲，受低碳转型和能 源安全的强烈需求影响，海上风电将继续快速增长，东欧国家也将在 2024 年安装新项目。在美国，在拜登政府的支持下， 2023 年将启用 第一批公用事业规模的海上风电项目(超过 800MW)，之后预计将建造 GW 规模的海上风电项目。

四、 重视产业链保障、规避供应环节瓶颈

正如报告前文所述，全球海上风电未来发展极具潜力，而如此巨 大的市场更加需要稳定、充足的产业制造和供给能力作为支撑。各国 也意识到产业链建设的重要性，特别是本地制造能力的提升。如美国 出台的《通胀削减法案》（IRA）、欧盟提出的“REPower EU”计划和 《净零工业法》等，都旨在加强对绿色能源产业供应链的激励，打造 更具韧性的供应链系统，但过于强烈和严格的本地化要求，甚至保护 主义贸易措施的实施将导致成本上升，以及加重清洁能源设备供应短 缺的风险，势必影响包括海上风电在内的新能源的发展和本已较为严 峻的能源转型进度。

根据 GWEC 的研究显示，虽然在短期内，欧美并不会出现海上风 机设备短缺问题，但随着各国发展规模的不断提速，预计 2025 年起， 北美地区和欧洲地区海上风机的制造组装能力将陆续不能应对预期 的增长需求。此种情况也将随后发生在除中国外的亚洲其他地区，甚 至拉美国家。

为了应对可以预见的供应链危机，一方面需要从现在开始加大在 全球范围内对海上风电等新能源产业供应链的投资，以满足需求的快 速增长；另一方面，要不断完善产业生产转移和贸易政策，避免由此 造成的产业发展困境，影响各国及全球应对气候变化目标的实现。