張占奎，石文輝，屈姬賢，白宏

（1.新能源與儲能運行控制國家重點實驗室（中國電力科學研究院有限公司），北京 100192；2.上海交通大學電子信息與電氣工程學院，上海 200240）

一、前言

海上風電是世界風電發(fā)展的重要方向。從2010 年到2020年，全球海上風電年均增長速度近30%。到2020年年底，全球已投運的海上風電累計裝機容量達到35.2 GW，其中2020年新增裝機容量為6.07 GW，連續(xù)保持高增長態(tài)勢。根據(jù)國際可再生能源機構(gòu)（IRENA）預(yù)測，未來海上風電有望保持高速發(fā)展態(tài)勢，2050年世界海上風電裝機容量可達1000 GW。

從世界海上風電建設(shè)與規(guī)劃來看，由于離岸距離大于100 km、水深超過50 m 的深遠海域具有更為豐富的海域和風能資源，海上風電未來將呈現(xiàn)規(guī)?；⒓夯?、深遠?；奶攸c。以德國、英國為代表的歐洲海上風電技術(shù)強國已率先布局深遠海風電。相比陸上風電，海上風電的并網(wǎng)送出工程更為復(fù)雜；離岸距離越遠的項目，并網(wǎng)送出工程的成本越高，且不同的并網(wǎng)送出方案也會影響項目的收益。經(jīng)濟高效地解決大規(guī)模海上風電并網(wǎng)送出問題成為海上風電建設(shè)面臨的核心挑戰(zhàn)之一。

我國海上風電正在進入快速發(fā)展階段，2020 年新增裝機容量超過3 GW（占世界新增裝機容量的50%），海上風電累計裝機容量位列世界第二（見圖1、圖2） [1]。隨著碳達峰、碳中和目標的提出，我國新能源發(fā)展面臨重要的歷史性機遇，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)成為迫切要求，海上風電及其并網(wǎng)送出發(fā)展前景可期。結(jié)合近年來海上風電高速發(fā)展態(tài)勢，針對新型電力系統(tǒng)發(fā)展亟需，本文開展我國大規(guī)模海上風電并網(wǎng)送出策略研究。梳理國內(nèi)外海上風電發(fā)展態(tài)勢，總結(jié)海上風電并網(wǎng)送出技術(shù)與應(yīng)用進展，結(jié)合國情特征探討我國海上風電并網(wǎng)送出策略，以期為行業(yè)規(guī)劃、技術(shù)發(fā)展、產(chǎn)業(yè)合作提供基礎(chǔ)參考。

圖1 全球海上風電新增裝機份額（2020年）

圖2 全球海上風電累計裝機份額（2020年）

二、國內(nèi)外海上風電發(fā)展情況

（一）國外海上風電發(fā)展現(xiàn)狀

歐洲的海上風電起步較早，是世界最大的海上風電市場，以英國、德國、丹麥為代表[2~5]。

2020年，英國新增海上風電裝機容量為483 MW，占歐洲新增的16.6%，但增幅降至近5 年的低點。英國目前有4個海上風電場項目開始海上施工，預(yù)計未來3年陸續(xù)并網(wǎng)，新增裝機容量超過3 GW [2]。

2020年，德國新增海上風電裝機容量為219 MW，占歐洲新增的7.5%。EnBW Albatros風電場距離德國北海海岸105 km，成為目前世界離岸距離最遠的海上風電場 [2,3]。

丹麥是世界上發(fā)展海上風電最早的國家，但近幾年增速有所下滑。2019年，丹麥新增海上風電裝機容量為374 MW，占歐洲新增的10%；2020年沒有新增海上風電，數(shù)個大型海上風電場均在建設(shè)當中。預(yù)計在2027年之前，丹麥將建成單場裝機容量達800 MW的海上風電場 [2]。

（二）我國海上風電發(fā)展情況

近年來，我國海上風電保持了快速發(fā)展勢頭。根據(jù)國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2021年4月底，海上風電并網(wǎng)容量達到10.42 GW；根據(jù)風電行業(yè)統(tǒng)計，海上風電年平均利用小時數(shù)約為2500 h，比陸上風電高出約500 h；2021年1—4月，海上風電發(fā)電量為9.94×109kW·h。此外，海上風電累計在建裝機容量超過10 GW，預(yù)計2021年年底海上風電累計裝機容量將超過英國，躍居世界第一位。

具體到代表性項目層面，2021年6月，我國裝機規(guī)模最大的中國華能集團有限公司江蘇如東海上風電項目建成投運，是目前國內(nèi)規(guī)模最大、國產(chǎn)化程度最高的海上風電場，總裝機容量為700 MW。作為國內(nèi)第一個批量化、規(guī)模化應(yīng)用5 MW級國產(chǎn)機組的海上風電場，安裝機組實現(xiàn)了一級部件100%國產(chǎn)、所有元器件級零件國產(chǎn)化率超過95%。項目實施投運對于助力碳達峰、碳中和目標實現(xiàn)，追趕國際高端裝備技術(shù)前沿，實現(xiàn)海上風電全產(chǎn)業(yè)鏈國產(chǎn)化、海上風電平價化具有積極意義。

（三）世界海上風電發(fā)展趨勢

海上風電機組單機額定容量逐步提高，已經(jīng)進入15 MW時代。自2014年以來，歐洲新增裝機的單機平均額定容量每年增長16%，2020年達到8.2 MW。單機額定容量為8~10 MW的海上風電機組已具備批產(chǎn)能力，部分廠家推出了單機額定容量約15 MW的風電機組方案。

單個海上風電場容量越來越高，已投運最大容量超過1 GW，規(guī)?；_發(fā)趨勢凸顯。歐洲海上風電場的平均容量規(guī)模從2010年的313 MW提高到2020年的788 MW，2019年并網(wǎng)的英國Hornsea One海上風電場裝機容量達到1.218 GW。

風電場離岸距離和水深不斷增加，分別超過100 km、100 m，深遠?；厔菝黠@。英國Hornsea One，德國EnBW Hohe See、EnBW Albatros風電場的離岸距離都超過了100 km，建設(shè)中的德國Sandbank、DanTysk海上風電場更是達到160 km。漂浮式風電項目Hywind demo、Hywind Scotland、Windfloat Atlantic的水深均超過100 m。

競價上網(wǎng)成為海上風電發(fā)展新模式，海上風電成本穩(wěn)步下降。近年來，歐洲國家廣泛使用招標模式開發(fā)海上風電項目，相關(guān)補貼水平大幅下降。相比2012年，當前的海上風電成本下降了約25%，預(yù)計到2025年將進一步降低8%~10%。

三、海上風電并網(wǎng)送出技術(shù)及應(yīng)用進展

（一）海上風電場單場典型并網(wǎng)技術(shù)

研究較多的技術(shù)方案有高壓交流輸電（HVAC）系統(tǒng)、基于晶閘管相控變換器的高壓直流輸電（LCC-HVDC）系統(tǒng)、基于電壓源變換器的高壓直流輸電（VSC-HVDC）系統(tǒng)、分頻輸電（FFTS）系統(tǒng)等。LCC-HVDC系統(tǒng)又稱常規(guī)直流輸電系統(tǒng)，VSC-HVDC系統(tǒng)又稱柔性直流輸電系統(tǒng)。

高壓交流輸電系統(tǒng)技術(shù)成熟、經(jīng)濟性好、應(yīng)用廣泛，但高壓交流電纜充電無功問題會制約線路輸送的容量和距離，且需配置無功補償設(shè)備。常規(guī)直流輸電系統(tǒng)需要安裝濾波裝置、無功補償設(shè)備，增大了海上升壓平臺的施工量和復(fù)雜度，至今并無海上風電送出的實際應(yīng)用。柔性直流輸電系統(tǒng)采用全控型器件來避免換相失敗問題，可實現(xiàn)有功和無功功率的解耦控制，提高故障穿越能力，目前德國已有多個實際工程應(yīng)用案例。除了交直流輸電方式外，分頻/低頻輸電技術(shù)、基于不控整流器件的相關(guān)技術(shù)等也是探討方案 [6~17]。

（二）大規(guī)模海上風電集群送出技術(shù)

對現(xiàn)有海上風電單場并網(wǎng)輸電技術(shù)進行綜合利用，形成可用于大規(guī)模海上風電集群并網(wǎng)送出的集成方案，主要有場間交流并聯(lián)集群整體交流送出方案、場間交流并聯(lián)集群整體柔直送出技術(shù)方案、多端柔性直流輸電技術(shù)方案、混合直流輸電方案 [18]。

目前，國內(nèi)外集中送出的風電場群容量通常為1 GW級別。從技術(shù)經(jīng)濟性角度看，近海風電使用交流輸電技術(shù)具有明顯優(yōu)勢；隨著深遠海風電開發(fā)規(guī)模的擴大化，一些工程開始采用直流送出方案 [19]。例如，德國SylWin1工程匯集了3座容量均為288 MW的海上風電場，直流電壓等級為±320 kV，送出線路包括160 km長度的海底電纜、45 km長度的陸上電纜。

隨著海上風電的發(fā)展和直流技術(shù)的進步，多端柔性直流輸電、混合直流輸電方案獲得越來越多的關(guān)注 [20~24]。混合多端直流輸電技術(shù)應(yīng)用仍然面臨挑戰(zhàn)，如快速直流故障清除與恢復(fù)、多端混合直流控制保護策略設(shè)計與優(yōu)化等 [25~28]。

（三）海上風電場并網(wǎng)技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

英國已投運的海上風電場主要采用交流并網(wǎng)方式。如Hornsea One海上風電場，因離岸較遠、輸電損耗大，最終采用3座海上升壓站+1 座海上無功補償站的方案；無功補償站建在離岸約60 km處，是世界首個海上無功補償站；海上風電場發(fā)出的電能經(jīng)場內(nèi)匯集后，接入3個海上升壓站的低壓側(cè)，升壓后經(jīng)3回交流海纜送出（見圖3）。

圖3 英國Hornsea One海上交流并網(wǎng)送出工程示意圖

德國注重對海上風電進行集中開發(fā)，對并網(wǎng)送出工程進行統(tǒng)一規(guī)劃，以此充分利用通道資源，自2012年起在北海投運了9項高壓直流并網(wǎng)工程。2019年，容量為900 MW的BorWin3海上高壓換流平臺投入運行，風電場發(fā)出的電力升壓至155 kV后，經(jīng)交流電纜接入直流換流站，變換為±320 kV的直流，后經(jīng)長度為130 km的海底海纜、長度為30 km的陸上電纜送至陸上電網(wǎng)（見圖4） [4]。

圖4 德國BorWin3海上柔直送出工程示意圖

丹麥投運的海上風電場主要采用交流并網(wǎng)送出方式，場內(nèi)集電系統(tǒng)的電壓一般為33 kV，經(jīng)海上升壓站升壓至155 kV或220 kV后，送出至陸上電網(wǎng)。

在我國，已投運的海上風電場均采用交流匯集、交流送出的并網(wǎng)方式，送出電壓等級以110 kV和220 kV為主。如魯能集團有限公司江蘇東臺海上風電場，場區(qū)中心離岸距離約為36 km，裝機容量為200 MW，以1回220 kV交流海纜送出。多個處于規(guī)劃建設(shè)中的海上風電場，擬采用柔性直流送出技術(shù)方案。

綜上，國內(nèi)外已投運的海上風電場并網(wǎng)工程都是采用高壓交流、柔性直流技術(shù)方案 [5]。長遠來看，多種輸電技術(shù)、多種并網(wǎng)結(jié)構(gòu)共存是未來海上風電并網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)展的主導(dǎo)趨勢。

四、我國海上風電基本特征與并網(wǎng)送出面臨挑戰(zhàn)

（一）我國海上風電基本特征

我國位處西北太平洋，海岸線長、海域面積廣，海上風能資源儲備豐富。我國海上風電具有不同于歐洲市場的特征。

我國海上風能的平均風速為6.5~11 m/s，歐洲北海海上風能的平均風速為9~12 m/s。在平均風速整體明顯偏低的情況下，為達到相近的海上風電發(fā)電量占比，我國需要更高的裝機容量，從而帶來更大的電網(wǎng)平衡難度。

我國海岸線長，沿海地區(qū)的海床結(jié)構(gòu)差異明顯，因海洋/地質(zhì)環(huán)境不佳而導(dǎo)致海上風電開發(fā)難度較高。例如，黃河、長江出口為沖積海床，含泥量高、承載力較低，而歐洲海上風電所在海域基本以砂質(zhì)海床為主，承載力高。風電機組以及并網(wǎng)輸電系統(tǒng)的基礎(chǔ)結(jié)構(gòu)在風、波浪、洋流等多種荷載作用下會承受巨大的水平力和傾覆力，必須伸入到更深層的海床中才能抵抗這些作用力；惡劣且多樣化的地質(zhì)條件加大了技術(shù)難度和工程造價，對并網(wǎng)系統(tǒng)經(jīng)濟性有著明顯影響。

大規(guī)模海上風電接入我國東南沿海負荷中心電網(wǎng)，加之電網(wǎng)特高壓直流落點多、分布式光伏大量接入，電網(wǎng)安全穩(wěn)定問題相對突出。例如，江蘇省、廣東省、山東省、浙江省的最高用電負荷均超過9×107kW，落地華東地區(qū)的特高壓直流線路已經(jīng)超過10條，核電機組也有較多分布并基荷運行。多種新能源、核電、外來電力均不參與電網(wǎng)調(diào)峰，對調(diào)峰資源造成擠兌，交流故障造成大規(guī)模新能源連鎖脫網(wǎng)、多回直流同時閉鎖的風險也在加大，都對海上風電消納帶來挑戰(zhàn)。

（二）我國海上風電并網(wǎng)送出面臨挑戰(zhàn)

我國海上風能資源主要分布在東南沿海經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)。海洋活動頻繁，用海需求多樣，海上風電的用海需求與交通、海事、漁業(yè)、國防、環(huán)境保護等相互交織，可用于海上風電開發(fā)及并網(wǎng)送出的通道資源趨于緊張。

現(xiàn)有海上風電項目集中在近海，密集接入當?shù)仉娋W(wǎng)，對電網(wǎng)的接入、送出能力帶來挑戰(zhàn)。以江蘇省為例，風電項目主要分布在長江以北的沿海地 區(qū)，鹽城、南通、連云港3市的占比超過全省的75%；蘇北電源集中，蘇南負荷集中，接入網(wǎng)架強度、南北過江通道輸電能力均直接影響海上風電的并網(wǎng)送出。

考慮資源潛力、消納能力、近海海域用地緊張等因素，深遠海風電必然是未來海上風電發(fā)展的重要方向。相關(guān)的基礎(chǔ)性、前瞻性研究已陸續(xù)展開，但與近海風電場相比，送出通道、并網(wǎng)方式面臨更為嚴苛的要求。以柔性直流為代表的深遠海大規(guī)模海上風電并網(wǎng)送出技術(shù)在我國尚處于試驗示范階段，符合國情的深遠海風電開發(fā)利用仍有諸多技術(shù)難題有待解決。

受西北太平洋季風影響，我國外海臺風災(zāi)害頻發(fā)。據(jù)統(tǒng)計（1949年以來），我國共有600多次臺風登陸，覆蓋沿海所有省份，平均每年約7個；廣東省、福建省、浙江省是我國臺風重災(zāi)區(qū)。臺風等惡劣天氣，對海上風電并網(wǎng)送出系統(tǒng)的可靠性、安全性構(gòu)成直接挑戰(zhàn)，運營維護難度明顯加大。

五、我國海上風電并網(wǎng)送出策略

（一）整體策略

1.統(tǒng)一規(guī)劃、集中送出

在海上風電并網(wǎng)送出方面，應(yīng)及早對風電場建設(shè)、并網(wǎng)進行規(guī)劃引導(dǎo)，從場址資源分配方面進行源頭把控；統(tǒng)一調(diào)配輸電通道走廊資源，最大限度降低海上風電開發(fā)對自然環(huán)境的影響；優(yōu)化海上風電并網(wǎng)送出成本，避免低效和重復(fù)投資。

2.加強網(wǎng)架、電網(wǎng)互聯(lián)

海上風電規(guī)?；l(fā)展對降低海上風電成本具有重要作用。為實現(xiàn)大容量海上風電的規(guī)模化并網(wǎng)送出，應(yīng)配套建設(shè)更高電壓等級的電網(wǎng)、開展更大范圍的互聯(lián)，加強電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和強度，支撐大規(guī)模海上風電的可靠接入。

3.交直結(jié)合、因地制宜

不同國家海上風電所處的發(fā)展階段、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、經(jīng)濟承受能力不盡相同，對輸電方案的需求各異：有些項目風電規(guī)模小、離岸近，多采用交流方案；有些項目風電規(guī)模大、離岸遠，宜采用柔直方案。我國的海上風電建設(shè)，應(yīng)因地制宜地選用相應(yīng)的并網(wǎng)送出技術(shù)方案，確保海上風電安全可靠、經(jīng)濟高效地并網(wǎng)運行。

4.經(jīng)濟可靠、統(tǒng)籌兼顧

海上風電場采用交流還是直流方式并網(wǎng)，經(jīng)濟性是重要考量因素，但也不是唯一因素。海上風電規(guī)模大、造價高，所在區(qū)域環(huán)境惡劣、可達性差，運維難度大、周期長，必須高度重視并網(wǎng)送出方案的可靠性。在規(guī)劃設(shè)計、方案比選、運行維護等各個階段，采取必要的技術(shù)措施來保障惡劣環(huán)境條件下大規(guī)模并網(wǎng)送出系統(tǒng)的可靠性，減少因可能故障導(dǎo)致的潛在重大損失。

（二）海上風電場單場并網(wǎng)送出情景

從技術(shù)成熟度、方案經(jīng)濟性、工程實用性等方面進行比對分析，我國在“十四五”乃至更長時期內(nèi)，將主要采用高壓交流、柔性直流輸電技術(shù)來實現(xiàn)海上風電并網(wǎng)送出。

在輸送功率相等、可靠性相當?shù)目杀葪l件下，直流輸電的換流站投資高于交流輸電的變電站投資，而直流輸電線路投資低于交流輸電線路投資；隨著輸電距離的增加，交/直流輸電存在等價距離（見圖5）。一般而言，當輸電距離大于等價距離時，采用直流輸電較為經(jīng)濟；反之，采用交流輸電較為經(jīng)濟。不同容量、不同電壓等級輸電系統(tǒng)，交/直流輸電的等價距離不盡相同，通常認為約在50~75 km范圍 [29~31]。隨著電力電子技術(shù)發(fā)展、換流裝置價格下降，交/直流輸電的等價距離還會進一步縮短。

圖5 交/直流輸電的等價距離示意圖

綜合考慮技術(shù)經(jīng)濟和可靠性，建議我國海上風電場單場送出采取如下方案：①風電場裝機容量在200 MW以內(nèi)、離岸距離小于50 km時，采用高壓交流輸電方式；②風電場裝機容量為400~600 MW，處于深遠海區(qū)域，建議采用基于電壓源變換器的高壓直流輸電方式；③風電場裝機容量為200~400 MW，建議根據(jù)離岸距離進行技術(shù)經(jīng)濟對比分析，再選擇適用的并網(wǎng)送出方式。

（三）大規(guī)模海上風電集群送出情景

1.高壓交流方案

對于總裝機容量在1 GW左右的風電場群，如離岸距離較近，建議采用高壓交流并網(wǎng)送出方案?？紤]到35 kV場內(nèi)電纜的送電距離、220 kV海底電纜的送電容量（截面為1600 mm2，核定載流量為1320 A，容量約為500 MW），建議將單個風電場容量控制在300~400 MW；每個風電場設(shè)置1 座海上升壓站，采用多回220 kV海底電纜送入電網(wǎng)。鑒于500 kV海底電纜的輸送容量可達吉瓦級（截面為1800 mm2，核定載流量為1411 A，容量約1.2 GW），在500 kV海底電纜技術(shù)成熟后，也可考慮采用單回500 kV海底電纜送入電網(wǎng)；同時關(guān)注線路無功補償和諧振問題。

正在建設(shè)中的中國三峽新能源（集團）股份有限公司陽西沙扒海上風電項目即采用該種方案。項目總裝機容量為1.7 GW，共分五期建設(shè)，一期項目（300 MW）已并網(wǎng)發(fā)電；二期至五期項目規(guī)劃裝機容量1.4 GW，建設(shè)2座海上升壓站；風電機組發(fā)出的電能通過35 kV集電海底電纜接入海上升壓站，升壓至220 kV后通過2回3×500 mm2海底電纜、3回3×1000 mm2海底電纜接入陸上集控中心，再升壓到500 kV送出。

2.柔性直流方案

如果風電場群離岸距離較遠（大于100 km），建議采用柔性直流并網(wǎng)送出方案。對于總裝機容量在1 GW左右的風電場群，考慮經(jīng)濟性，可以在多個升壓站匯集后接入1座公共海上換流站，采用1 回高壓柔性直流海纜接入陸上主網(wǎng)。

正在建設(shè)中的中國三峽新能源（集團）股份有限公司、中廣核風力發(fā)電有限公司江蘇如東海上風電項目即采用該種方案。3個風電場配套新建3座220 kV海上升壓站，3個風電場的電能匯集于海上換流站后，以1回±400 kV直流電纜送往陸上換流站。項目直流海底電纜的輸電距離超過100 km，建成后將是我國電壓等級最高、輸送距離最長的海上風電柔性直流并網(wǎng)送出工程。

隨著海上風電機組單機額定容量提高、風電場海域面積增加，場內(nèi)匯集距離加大，為了提高輸送容量并降低損耗，66 kV場內(nèi)集電系統(tǒng)已開始示范應(yīng)用，90 kV及更高電壓等級的集電系統(tǒng)也正在技術(shù)研發(fā)。隨著更高等級場內(nèi)匯集電纜的應(yīng)用，可采用（舍棄交流海上升壓站的）“兩站并一站”方案，直接將海上風電機組以66 kV或更高電壓等級的交流海底電纜接入海上換流平臺，然后并網(wǎng)送出。

3.遠期拓展方案

隨著柔性直流輸電技術(shù)在海上風電送出工程中的不斷應(yīng)用，利用海上直流送出系統(tǒng)構(gòu)建高壓直流電網(wǎng)成為可行的技術(shù)途徑；作為含有“網(wǎng)孔”的直流輸電系統(tǒng)，海上直流電網(wǎng)冗余度大、可靠性高，可以實現(xiàn)海上風電基地的大規(guī)模接入并明顯減小功率波動對電網(wǎng)的影響。海上風電綜合能源島的概念也是極具潛力的技術(shù)方向，將海上風電與儲能設(shè)施、制氫系統(tǒng)或其他電氣轉(zhuǎn)換技術(shù)進行有機整合，依托輸電、輸氫、電氫混合傳輸?shù)确绞綄崿F(xiàn)海上風電的電力外送與綜合利用。

按照“應(yīng)用一批、研究一批、儲備一批”的技術(shù)發(fā)展規(guī)律，超前謀劃并前瞻布局，立足海上風電、直流技術(shù)的發(fā)展進步，開展多端柔性直流、混合直流等新型海上風電并網(wǎng)送出技術(shù)方案的設(shè)計、試驗、示范應(yīng)用；積極開展海上風電直流電網(wǎng)、海上風電綜合能源島相關(guān)的前沿技術(shù)探索與實踐。

六、對策建議

（一）摸清資源儲量，確定統(tǒng)一規(guī)劃理念

在未來海上風電大規(guī)模開發(fā)利用之前，應(yīng)準確掌握海上風電的資源儲量、分布特性，資源評估應(yīng)先行。我國海岸線長，各地海洋/地質(zhì)環(huán)境差異大、開發(fā)條件各異；隨著開發(fā)技術(shù)的快速迭代，需要對現(xiàn)有的資源數(shù)據(jù)進行更新，確定最新的技術(shù)經(jīng)濟可開發(fā)量。由近海走向遠海、由淺海走向深海，是海上風電未來發(fā)展的必然趨勢。需要盡早掌握深遠海的風能資源儲量、分布情況，采用統(tǒng)一規(guī)劃的理念來指導(dǎo)海上風電規(guī)模化開發(fā)和利用，從源頭做好各類區(qū)域的整體規(guī)劃、項目布局。

（二）加強自主創(chuàng)新，突破并網(wǎng)關(guān)鍵技術(shù)

我國海上風電經(jīng)過多年的發(fā)展，已經(jīng)從潮間帶、近海逐步轉(zhuǎn)向深遠海，需要在深遠海風電技術(shù)領(lǐng)域提前謀劃、早作儲備。經(jīng)濟高效地解決大規(guī)模海上風電并網(wǎng)問題是核心挑戰(zhàn)之一，需要加強自主創(chuàng)新，在交/直流并網(wǎng)技術(shù)經(jīng)濟分析、并網(wǎng)關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)、運行控制優(yōu)化、新型技術(shù)運用等方面開展深入且系統(tǒng)的研究。構(gòu)建海上風電并網(wǎng)技術(shù)研發(fā)體系，形成兼具引領(lǐng)性和創(chuàng)新性的綜合應(yīng)用示范平臺，突破部分關(guān)鍵技術(shù)裝備“卡脖子”問題。

（三）完善運行機制，支持高質(zhì)量發(fā)展

我國海上風電經(jīng)過近年來的快速建設(shè)，裝機容量已位居世界前列；受補貼退出政策的影響而出現(xiàn)的海上風電搶裝潮，不利于海上風電的健康可持續(xù)發(fā)展。建議開展海上風電集中送出模式研究，探索推動吉瓦級示范項目建設(shè)，統(tǒng)一項目資源、電網(wǎng)規(guī)劃，形成集中連片遠距離送出的新態(tài)勢。建議加快海上風電并網(wǎng)及各環(huán)節(jié)標準、規(guī)范研制，推動國家級海上風電檢測認證基地建設(shè)；加強大功率海上風電機組、關(guān)鍵部件、基礎(chǔ)支撐結(jié)構(gòu)等關(guān)鍵裝備的檢測和認證，提升設(shè)備可靠性和海上風電利用率，保障海上風電高質(zhì)量發(fā)展。

（四）注重對外交流，促進產(chǎn)業(yè)國際合作

歐洲海上風電起步早，以電價政策為中心的全方位、體系化、長期性扶持政策發(fā)揮了關(guān)鍵作用；競價上網(wǎng)已經(jīng)成為海上風電發(fā)展的新模式，加快海上風電技術(shù)提升、成本降低成為社會共識。面對我國海上風電補貼政策即將退出的實際狀況，建議加強對外的行業(yè)性交流，探討并借鑒歐洲海上風電項目的競爭性配置辦法，明晰我國中長期的競爭性發(fā)展思路、技術(shù)發(fā)展路線。英國、德國、丹麥等歐洲國家在海上風電開發(fā)并網(wǎng)方面擁有豐富且有成效的經(jīng)驗，如高效的前期工作、管理機構(gòu)“一站式”服務(wù)、新技術(shù)研發(fā)與應(yīng)用支持等，也是值得我國行業(yè)發(fā)展參考的重要內(nèi)容。借鑒成熟市場發(fā)展經(jīng)驗，探索產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量、可持續(xù)發(fā)展道路，促進海上風電產(chǎn)業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展。