南网政研
海上风电作为清洁能源的重要组成部分，具有出力稳定、发电小时数长、距沿海用电负荷区域近等优势，是国家高度重视和大力发展的战略性新兴产业之一。随着能源结构绿色化、低碳化转型进程加速推进，我国海上风电进入规模化、大型化、深远海化发展阶段，完善海上风电送出工程投资界面划分模式、经济高效地解决大规模海上风电并网送出问题，是推动我国海上风电集约化送出、高水平消纳、可持续发展的核心挑战之一。
一、国内外海上风电送出工程投资建设模式
目前，我国海上风电的运营模式为发电企业负责海上风电场、升压站及输电海缆的投资建设运营，电网企业负责陆上并网点之后的输电工程投资建设。尽管部分省市在推动海上风电场网分离方面进行了探索，如2019年广东省阳江市提出将产权分界点设在海上升压站、重点推进近海深水区海上风电电源集中送出的初步设想，但对于发电企业而言，近海海上风电集中送出需求并不迫切，而海上送出工程的成本回收机制尚不明确，也难以吸引外部企业投资建设。
从我国海上风电相关政策来看，国家支持鼓励深远海海上风电集约送出、集中运维，但未形成具有强约束力的规则。我国现行的《海上风电场可行性研究报告编制规程》（NB/T 31032-2019）指出，对于升压变电站布置在海上的风电场工程，风电场与电网公司产权分界点为陆上集控中心或计量站外的第一根杆。2022年6月，国家发展改革委、国家能源局等九部门联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》提出，完善深远海海上风电开发建设管理，探索集中送出和集中运维模式，积极推进深远海海上风电降本增效。
随着我国海上风电进入规模化、大型化、深远海化发展阶段，成本上升、运营维护难度加大、并网送出通道资源紧张等挑战将日益凸显，迫切需要优化海上风电送出工程投资建设模式，进一步推动我国海上风电产业从快速发展到有序可持续发展。
从国外海上风电发展经验来看，欧洲通过统一规划建设海上风电配套送出工程，支持产业平稳有序发展。欧洲海上风电已步入平价时代，计划在2023—2025年投运的欧洲风电项目电价基本在0.4元/千瓦时以下，其中降低海上风电配套送出工程投资成本是重要手段之一。英国海上风电的输电资产通常采用开发商建设后通过竞标转移给海上输电运营商，或由海上输电运营商直接建设运营的模式；德国将分界点设为场内升压站，由政府对海上风电电力外送设施进行统一规划，并委托TenneT输电公司配套建设海上送出工程和陆上输电系统；丹麦远海大项目的海上升压站建设、海底电缆敷设等并网工程一般由电网公司承担。
二、当前海上送出工程投资建设模式影响海上风电的集约化送出、高水平消纳和可持续发展
一是海上送出工程集约化共享程度不高。我国正大力推动海上风电集约化开发，但在实际建设过程中，由于海上送出工程由发电企业独立投资运营，各个风电场主体分散投资建设，导致海上送出工程存在资源利用效率低、集约化送出程度不高等弊端。我国以往投产的海上风电项目规模一般在30万—50万千瓦，广东省目前在运海上风电场的送出通道中，每条海缆平均输送容量约为20万千瓦，最低仅有10万千瓦，造成海上输电通道效率低、海域资源浪费。新建项目虽然基本遵循大规模连片式的开发原则，但实际送出工程建设大多仍按照开发主体划分，现有模式难以适应多投资主体的海上风电大规模集中送出，如粤电青洲一、二项目共用海上升压站和海缆送出工程，三峡青洲五、七项目共建海上换流站和海缆送出工程，而华电青洲三、明阳青洲四项目分别独立建设海上升压站、海缆送出工程和陆上集控中心，项目送出工程开发效率低、投资成本高。初步估算，2个装机规模100万千瓦的项目汇集后合并送出，海上送出工程成本可降低约25%，并节约近一半的用海面积。
二是送出工程登陆点和陆上输电通道统一规划不足。我国海上风电项目大多位于沿海经济发达、负荷密集省份，海上风电出力的波动性和反调峰特性要求电网必须具有灵活的调度能力和充足的调峰措施，但目前多数发电企业在规划建设海上送出工程时，更重视自身建设成本和接入电网的便利程度，对电网格局和电力流向的影响缺乏充分考虑。
三是送出工程的高投入影响海上风电平价发展。我国光伏及陆上风电已进入平价时代，而海上风电涉及海缆、基础桩、海上送出工程等环节，与其他清洁能源相比经济性不足。随着海上风电逐步向离岸远海化、并网柔直化方向发展，相应配套送出工程的建设施工、技术研发、运行维护成本还将进一步增加，影响海上风电平价发展。以闽粤地区为例，目前海上风电项目初期建设成本为13000—14000元/千瓦，LCOE（平准化度电成本）在0.34元/千瓦时左右，海上送出工程部分约占项目建设成本的12%。若将海上升压站及海缆工程建设成本从海上风电项目总成本中剔除，将大幅降低海上风电的度电成本。
三、加强海上风电送出工程整体规划、集约送出
一是加强顶层设计和整体规划，优化海上风电输送通道布局。按照统一规划、连片建设、集约送出的思路，建议统筹自然资源管理部门、能源主管部门、发电企业、电网企业进行海上送出工程输电通道的统一规划，针对海上风电共享送出、交易规则等问题修订细化相关制度规定，推动区域海上风电集约化建设送出，减少重复投资和海域资源浪费，同时结合海洋牧场、海上制氢、海上油气和深海能源岛等实施集中开发，全面优化提升海域综合使用效能。
二是强化海上风电送出环节统一管理，系统研究对电网格局和电力流的影响。建议统筹海上送出通道、登陆点、陆上并网通道等环节的集约管理，充分考虑大规模海上风电接入对电力系统安全稳定运行的影响，结合风电出力特性和区域电力供需形式系统研究制订电力送出方案，提前规划布局配套送出工程和电网侧储能配置，确保新能源高水平消纳、电网更加安全可靠灵活。
三是推动以海上升压站/换流站为分界点的投资运营模式，促进海上风电可持续发展。建议推动将海上风电项目的产权分界点设在海上升压站/换流站，合理布局、统一规划、共建共用海上升压站、送出电缆通道、陆上集控中心等公用基础设施，由电网企业统一出资、代建代维并纳入输配电价疏导，减轻发电企业负担，提升海上风电经济性和上网电价竞争力，推动海上风电可持续发展。
（南方电网公司政策研究部魏俊杰、周杨、吴健颖、高海翔对本文有贡献）
编辑 黄燕华
审核 姜黎
