英国海上风电40 GW目标的困境与破局

大规模海上风电送出是一个系统性问题，不仅依靠电力交易市场化机制，更重要的是配套适应性的输电网络，使规划、投资、接入、传输、交易各环节联通互动。

1 阻碍英国实现2030年海上风电目标的7个问题

在英国，自首相鲍里斯承诺“到2030年将海上风电装机容量提升至40 GW”的目标后，几家风电开发商与地方议员对现有英国输电系统应对能力表示担忧，称其“绿色工业革命”计划脱离现实，一切都不乐观。

他们从能源政策、监管漏洞，到天然气和电网应对等细节，提出了一系列悬而未决的问题，总结如下：英国政府仍未发布期待已久的《能源白皮书》，未在更实质性的能源政策和立法意图声明中概述优先事项的细节；将氢气引入燃气网络、将气网与电网结合、如何协同发展，是关注的焦点也是实现的难点；鉴于目前电网现状，英格兰、威尔士与苏格兰的电网需要进行极为复杂的数字化升级；目前的海上输电网络架构支撑不了大规模海上风电的传输，需要电网规划和体系的改革；需要采取更具战略性和协调性的方法，重新规划、设计和交付输配电网络系统；最迟在2023年之前建立新的离岸监管制度，且与所需的在岸投资进行协调，允许对陆上电网进行“预期投资”，与规划建设的海上风电场和电缆登陆位置对应；海上风电基础设施集群中心，如东英吉利亚的诺福克郡，应高度关注其并网电能质量，发展多种方案，以减小对国家电网的危险，避免类似2019年伦敦大停电的破坏性案例。

2 输电网络是核心，是关键

众多问题的核心仍是离岸电力网络，包括海上升压站、换流站、海缆传输和能源岛等。欧洲海上风电经过30年的发展，在北海区域已形成了多个集群离岸电力网络，“点对点”连接陆上环网系统。而陆上电网系统是高压输送线路和设备不足、网络运营商多样化的输电网络，未来十年能否承受大规模并网的能源，是个系统性难题。

RWE、Iberdrola两家海上风电投资企业曾对过时的行业法规表示不安，输电网可能成为阻碍英国快速发展海上风电的最大投资风险。解决如何将40 GW的海上风电引入现有未能匹配的电网系统，正考验着当局和监管者。

3 多方案齐头并进

英国能源部长Kwasi Kwarteng亲自带队开展了海上输电系统的研究，表明了鲍里斯政府对离岸电力一体化环网的支持和重视。该研究内容包括当前的点对点连接规划、海上输电设施OFTO制度、现有海上输电制度中需要变更的法规、能够支持共享连接的全新HVDC方案、与周边国家实现更多功能的电力市场互联，最终在年底前提出处理海上输电问题的新方法。其中，最受人关注的是支持共享连接的全新HVDC方案。

英国最大的电力系统运营商National Grid ESO的一份研究表明，到2050年，通过使用共享的输电基础设施将海上风电场连接到英国陆上电网，可以节省约60亿英镑。

这种共享接入方案通过建立集中式的大型海上换流平台，同时连接多个风电场，使用HVDC系统将电力传输到岸上，可减少50%基础设施投入。这种海上风电共享接入方案在国际上比较少见，英国仍需投入资金进行开发。而对于风电开发商，其投资的关键因素则是到2023年能否建立新的输电网规划制度，这将影响未来投产项目的规划批准。

4 借海上风电之东风，HVDC或迎来黄金时代

为解决陆上高压直流输电的 困 局，SSE、ScottishPower和NationalGrid UK于去年底达成”苏电英送”计划，规划了一条HVDC海底输电线路。总投资高达数十亿英镑，起点位于苏格兰的Peterhead和Torness，终点在英格兰东北部的Selby和HawthornPoint。输送容量4 GW，最远输送距离达到440 km。

目前英国国家电网系统包含约7 200公里的架空线、1 400公里的地下电缆和约330个变电站。在英格兰和威尔士有高压输电系统，系统电压为275 kV和400 kV。拥有 2 000 MW英 法 输 电 系 统、 1 000 MW BritNed英荷输电系统两条典型HVDC线路。

高压直流输电HVDC（High Voltage Direct Current）即整流侧将高压的交流电变成高压的直流电，通过高压直流线路传输，逆变侧将高压的直流再变成高压的交流电。

尽管HVDC有一些缺点，但在远距离输电时，成本上较交流方案有一定优势，还具备以下能力：互连异步或以不同频率运行的网络的能力；不受技术限制的长距离传输功率的能力；在所有系统背景下控制HVDC连接上的潮流的能力；根据网络运营商的要求，具备双向传输功率的能力；在某些情况下，提高交流系统稳定性的能力。