随着海上风电开发逐渐由近海走向深远海，整机厂商和开发企业正在发力漂浮式海上风电。但现阶段，实现漂浮式海上风电规模化、商业化发展，高成本仍是主要制约因素。
漂浮式海上风电的机遇
在7月8日召开的中欧漂浮式海上风电合作论坛上，国家能源局国际合作司副司长潘慧敏表示，从国际经验看，由近海走向远海是海上风电规模化发展的必然趋势，漂浮式海上风电是深远海风电开发的主要形式之一。
截至2022年一季度末，全国海上风电总装机达到2665万千瓦，主要集中在近海海域。但随着近海场址资源趋紧，未来海上风电布局由近海向深远海发展将成为重要趋势。
水规总院新能源部主任胡小峰在论坛中表示，近海核准待建场址总规模不足千万千瓦。受生态约束趋紧、其他经济活动新增用海需求大的影响，“十四五”期间，可实施的近海海上风电规模约3000万千瓦—4000万千瓦。而深远海海域风能资源优异、海事环保等限制性因素较少，适宜规模化集约化开发。海南东部、福建北部、浙江南部海域具备优先发展漂浮式海上风电的水深条件，开发潜力在1亿千瓦规模以上。
据胡小峰介绍，目前，全国沿海8省2市的海上风电规划编制和审查工作已经完成，其中广西、山东、海南、福建的海上风电规划已经取得复函。在统筹各省海上风电场址的基础上，对全国深远海海上规划进行专项研究，主要针对离岸150公里以内的国管海域，形成以山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾五大基地为主的深远海海上风电发展布局。
截至目前，全国已经有2个漂浮式风电样机建设工程。2021年12月，三峡集团的“三峡引领号”海上漂浮式风电样机正式并网发电，该项目部署在广东阳江阳西沙扒海域，采用的是明阳MySE5.5-155浮式风机，单机容量5.5MW，叶轮直径158米。
2022年6月，中国海装牵头研制的“扶摇号”完成安装工作，将于7月并网发电。“扶摇号”部署在广东徐闻罗斗沙海域，搭载中国海装H152-6.2MW抗台型I类风机，叶轮直径152米。
在第一台漂浮式样机并网发电后，明阳正尝试建设小批量漂浮式海上风电项目。7月4日，广东省生态环境厅批准通过《明阳阳江青洲四海上风电场项目环境影响报告书》，根据《报告书》，阳江青洲四项目的投资主体为明阳集团，项目位于阳江市阳西县沙扒镇附近海域，装机总容量为500MW，拟布置57台风电机组，其中单机容量为12.5MW漂浮式风电机组10台，单机容量为8MW固定式风电机组47台。
在上述论坛中，中国电建副总经理王小军表示，中国电建将于近期在海南万宁海域投资建设装机规模为100万千瓦的全球首个规模化漂浮式海上风电项目，借此推动中国漂浮式海上风电技术进步与产业发展。
万宁漂浮式海上风电项目场址离岸距离33公里左右，平均水深90米，风速在8.5米每秒以上。项目分两期建设，一期工程装机容量20万千瓦，总投资50亿元，计划2022年10月动工建设，2025年10月建成并网。二期工程装机容量80万千瓦，总投资175亿元，计划于2027年建成并网。
降本增效是商业化关键
2021年以后，中央财政不再对新增海上风电进行补贴，广东、浙江、山东的省补方案补贴力度有限，且只针对2022年—2024年并网的项目。在平价阶段，深远海海上风电规模化开发面临巨大的降本增效压力。
水规总院水电工程部主任王富强在论坛中表示，“三峡引领号”和中国海装“扶摇号”均处于样机试验阶段，示范项目水深较浅、型式单一、成本较高，两个样机的总投资都在3亿元左右。同时，国内漂浮式海上风电产业基础较为薄弱，研发制造厂家相对较少。
胡小峰表示，深远海场址单位投资成本超过15000元/千瓦，年利用小时数超过3000小时，项目资本金收益率多数低于4%，“十四五”前中期降本压力大。
经过多年发展，中国海上风电已经建立了相对完善的产业链，这有利于推动漂浮式海上风电成本下降。华能集团清洁能源技术研究院院长助理郭辰表示，中国漂浮式海上风电具有广阔的应用前景，并且具备实现平价的基础。国内深远海海域面积大，适合规模化开发，能够应用大机组、柔直输电等降本手段，同时具备先进的造船水平和丰富的施工经验，完整的产业链能够支撑海上风电集群开发。
中国电建中南院钟耀介绍，漂浮式风电成本构成主要包括风电机组、动态海缆、基础建造、系泊系统和施工安装，其中基础浮体、系泊系统和施工造价占到总造价的80%以上。
对于漂浮式海上风电降本增效实现路径，钟耀认为，漂浮式海上风电应首先着眼于整体系统设计，同时优化定制大容量高效的风电机组，优化浮体、系泊系统单元并对整机系统进行一体化设计，改进运输和安装装备，实现施工技术的突破，优化动态海缆结构，最后培育相关产业链，促进形成市场竞争机制。
王富强认为，要实现漂浮式风电规模化、商业化开发，需要针对存在的关键问题，开展技术创新，推进项目实践。
