从全球范围来看，2021年是漂浮式海上风电从示范性阶段进入商业化前期的一年，这一年，全球实现了57 MW的漂浮式海上风电新增装机，累计装机121.4 MW。在中国，“三峡引领号”和中国海装“扶摇号”两个示范性工程相继建成，拉开我国漂浮式海上风电发展的大幕。
2022年6月，行业又曝一则震撼消息——海南万宁市正在规划建设装机容量100万千瓦的漂浮式风电项目，其中，一期20万千瓦工程将力争于2025年10月建成并网，实现商业化运行。
在海上风电领域，海南省这个“后进生”正锚定深远海风电，弯道超车谋求商业化漂浮式风电上的引领地位。
漂浮式风电商业化的挑战
迄今为止，全球漂浮式尚未建成无补贴的商业化项目。三峡能源和中国海装作为中国漂浮式风电第一批吃螃蟹的企业，其“引领号”和“扶摇号”两个项目的示范意义非凡。但据了解，以上两个项目的造价均普遍高于固定式海上风电项目，按照当前的造价水平来看，在“十四五”末期实现国内漂浮式风电商业化还存在极大的难度。
“目前，制约漂浮式风电商业化的主要因素是建设成本，在漂浮式风电的成本构成中，占比最高的就是设备和施工两个环节。”中国电建集团中南勘测设计研究院新能源工程设计院总工程师钟耀在日前于海南省万宁市召开的中欧漂浮式海上风电合作论坛上指出。
据了解，当前我国已投运的两个漂浮式风电示范项目单机容量分别为5.5MW和6.2MW，扫风面积分别为3.43㎡/kW和2.93㎡/kW。
从降低单位千瓦造价、增加发电收益的角度来看，更大的机组设备是漂浮式海上风电未来实现商业化的基础，未来超过5-6MW、扫风面积达到3.8㎡以上的机组将是海南建设漂浮式风电项目更佳的选择。
同时，施工工艺也是漂浮式风电商业化应用的另一大制约因素。国内传统施工工艺一般是在船厂制造浮体——码头吊装——一体化拖航——现场浮吊安装这个流程，施工成本高昂。
“以当前国内建成的样机工程来看，基础浮体、系泊系统、施工造价的成本占比总造价的80%以上，这是一个非常高的水平，但也预示着这部分环节存在较大的降本空间。”钟耀指对北极星风力发电网说。
预计2027年漂浮式风电实现商业化
漂浮式海上风电被业内寄望为“未来深远海海上风电开发的主要技术”。“十四五”期间，海南省规划漂浮式容量100万千瓦，列入国家深远海开发的漂浮式容量是400万千瓦，再结合海南离岸近、水深深的特有优势，这也成为万宁项目2025年并网的有利条件。
据了解，万宁漂浮式海上风电项目已经由中电建中南院开展了风资源观测、海洋水文观测、地形测量、海洋环境调查以及鸟类观测等前期工作。
“在我们的规划目标中，万宁项目可能分三个阶段开发。样机阶段，我们将通过在浮体、系泊和施工方面的创新优化，将该部分成本占比降低至70%；20万千瓦并网时，上述三个环节的成本降低至60%；项目全容量并网时期，以上三块成本降低至55-50%。”钟耀说。
有目标自然会匹配相应的实施路径。在钟耀看来，万宁漂浮式风电整体的降本思路可以从一下几个路径着手：
在整体设计阶段，对包含浮体、系泊系统单元和整机系统进行整体系统设计和优化。综合考虑系泊系统共享、海缆以及输电系统，采用大容量风电机组，进一步降低浮体、系泊成本以及施工安装成本，以减少单位千瓦投资。并充分考虑项目的综合利用，如海上风电和海洋牧场融合、海上风电制氢的、海上平台及海岛供电等融合发展。
“在风电机组的定制上，我们认为需要设计院和风机厂商共同提出参数，优化定制大容量高效风电机组，单机容量建议不低于15MW。”钟耀说，“通过对机组、浮体、系泊、海缆等进行一体化仿真设计，以及新材料、新的基础型式应用，达到浮体结构的整体降本。”
之后则是通过运输及安装装备的改进、开展新型系统安装设备和工艺研究等方式，降低运输成本，提升施工效率。
动态海缆也是漂浮式风电的重要成本构成，据了解，“扶摇号”动态海缆成本占比达8.6%。在这个环节上，钟耀建议通过降低认证费用和测试费用、降低附件成本、设计新结构新材料、改进安装方式等方法，降低动态海缆成本。
“通过推动以上一系列的创新突破，再加上海南省对充分培育相关产业链的重视，以及未来可能出台的相关电价或投资补贴支持，预测2027年漂浮式风电可以实现商业化开发。”
同时钟耀也指出，2025到2030年期间，降本和增效将是漂浮式海上风电发展的主旋律，实现产业的规模扩大化，为商业化打下坚实的基础。
2021年，我国海上风电新增装机16.9GW，依托强大的本地产业链实现了超过2020年以前海上风电总装机的1.7倍。也正是依靠如此完备的产业链供应，我国风电整机在全球整机价格上涨的的情况下仍逆势降本，与国际92万美元/兆瓦（数据来源：BNEF“2022年上半年风机价格指数”）的水平拉开巨大的差距。未来，国内漂浮式风电也会在连续的政策驱动、持续的技术突破以及完备的产业链支撑之上获取持续降本增效的能力。
