风电是构建新型电力系统的主体能源，海上风电的重要性也日益凸显，但在业界看来，海上风电面临的降本挑战也不容小觑。今年以来，大兆瓦、半直驱等技术创新不断推动国内海上风电项目整机投标价格下降，与之配套的接网输电系统又将如何降本？

 

系统降本压力大

 

10月，118个城市与600多家风电企业共同发起“风电伙伴行动”计划，提出大力开发平价海上风电，以技术进步为核心，在地方积极的规划政策、并网政策和金融政策支持下，力争在 2024 年全面实现海上风电平价。

 

距离海上风电平价“时限”还有三年，海上风电项目的降本压力也逐步来袭。经过了2020年如火如荼的“抢装潮”，今年下半年终于迎来了少有的两个海上风电项目整机招标，随后的中标结果显示，中广核象山涂茨海上风电场项目和华润电力苍南1号海上风电项目整机采购的整机中标价屡破纪录，测算显示，投标企业给出的平均单价（含塔筒）分别为4352 元/千瓦、4563 元/千瓦，较去年降幅达到了40%左右。

 

“海上风电主要成本构成可以分成两部分，一个部分是风机，另一个就是输变电接入电网部分，这一方面包括了海上平台、输电海缆、变压器、换流装置等。”特变电工西安柔性输配电有限公司总工程师盛俊毅在接受记者采访时表示，“除海上风机和施工安装等方面外，输变电接入系统总体成本占整体海上风电成本的30%左右，如果海上风电要实现平价的话，需要从输电设备接入系统一起降本。”

 

盛俊毅算了一笔账。“现在国内发展较为成熟的海上风电开发市场成本大概在0.6元/千瓦时，要达到0.4元/千瓦时的目标，降本幅度大概在30%左右，这也是目前的发展目标。”

 

柔直技术带来更高经济性

 

“实际上，从技术上来说，目前国内海上风电输变电系统具备在2-3年内降本30%的能力。”在盛俊毅看来，为实现海上风电的大规模接入，柔性直流输电将成为未来中、远海海上风电接入的关键技术。

 

据记者了解，目前我国海上风电开发仍是以近海、浅海为主，离岸距离大多在50公里以内，但随着各沿海省份发布海上风电发展规划，业界普遍认为，深远海已成为了我国未来海上风电发展的必然趋势。柔性直流输电技术是以全控型电力电子器件、电压源换流器和新型调制技术为突出标志的新一代直流输电技术，能够将多个大型新能源基地接入直流系统，也能够接入常规直流系统，通过改造完成新能源接入，以利用传统的直流系统资产，提升系统效益。

 

“在海上风电这一领域，尤其是深远海、距离海岸70公里开外的海上风电场，柔性直流输电技术有较大的优势。”盛俊毅说，“一旦海上风电进入深海、远海，如果使用传统电压、交流电输送，海缆输电这一领域的投资占比将快速提升，系统传输效率也会降低。从经济性的角度来看，70公里开外的海上风电项目利用直流输电将更加具有优势。”

 

在业内人士看来，对于长距离大规模外送新能源来讲，传统的交流和直流输电方式已经不能完全满足要求，而柔性直流输电技术的突破，可有效解决新能源远距离、大规模外送仅能依靠与火电打捆外送或就地近距离消纳的瓶颈问题。

 

亟待标准化设计

 

早在2013年，柔性直流输电技术发展就进入起步阶段，在国家“十四五”柔性直流输电重大专项项目中，特变电工首次提出了无闭锁架空柔直技术，研制了世界首套±800千伏/5000兆瓦特高压柔性直流输电换流阀。2020年12月27日，昆柳龙直流工程±800千伏特高压柔性直流输电工程正式投运。截至目前，设备持续稳定运行。

 

在盛俊毅看来，与海上风电相比，我国陆上风电整体产业链已进入成熟阶段，陆上风电大基地等项目应用柔性直流输电技术将新能源电力大规模外送的同时，也已经具备培育出标准化设备的市场潜力。这也意味着，同等电压等级下的陆上风电配套设备部分也可应用于海上风电，产业链上配套设备的标准化、规模化生产也将有效助力海上风电实现降本。

 

“以前都觉得柔输技术可能不太成熟，经过了多年示范后，现在技术基本上已经成熟了。未来柔性直流输电技术的应用就是要逐步推进国产化、紧凑化、轻量化，降本也都是时间问题，技术上已经没有什么壁垒。”盛俊毅表示。

 

在盛俊毅看来，正是平价压力为企业带来了创新的内驱力。“今年以来，全球原材料价格涨价明显，但在新能源平价的压力下，很多生产制造业厂家的利润已经很薄，但这也是为企业带来了内驱力，推动技术创新。虽然成本压力很大，但现在步子迈得小一些，步子也会稳健一些，走得更加长远。”