多能融合 建设海上新能源高效开发利用体系

■中海油研究总院总工程师（海洋工程） 尹汉军

日前发布的《新型电力系统发展蓝皮书》提到，“加大力度规划建设以大型风电光伏基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。推动新能源集中与分布并举、陆上与海上并举、就地利用与远距离外送并举，构建新能源多元化开发利用新格局。”

中国海洋国土面积为300万平方千米，占全部国土面积的1/4。海洋可再生资源量开发总量超过35亿千瓦，其中风资源开发总量为30亿千瓦，占比超过85%。建设海洋能源高效开发利用体系将充分利用足量可再生能源，大力推动我国能源转型。

深远海风电是建设海上新能源高效开发利用体系的重要抓手

海上新能源从广义上定义为海洋所蕴藏的可再生自然能源，主要包括风能、太阳能、潮汐能、波浪能、潮流能以及海水温盐差能。

国家海洋技术中心数据显示，我国海洋可再生能源虽并行发展，但海上风能无论是从可开发量还是总装机规模都遥遥领先。其中，风能可开发总量超过30亿千瓦，是其余能种总和的6倍。海上风电总装机容量已超3000万千瓦，最大装机功率突破16兆瓦，而相对具有发展潜力的潮汐能与潮流能目前总装机规模分别仅为4100千瓦和1000千瓦，温盐差能利用尚处于实验阶段。

因此，海上风电将是未来海上新能源利用体系中的主力。

尽管国内近海浅水风电装机容量已处于国际领先地位，但是考虑到航道、渔场以及娱乐占地等因素，近海空间重叠区域多，风资源利用日趋饱和。而深远海风场具有不占地、不抢占资源的优势，且蕴藏更丰富的海风资源，可开发量超过2.9万千瓦，是近海风资源总量的3倍之多。《“十四五”可再生能源发展规划》强调，要推动深远海海上风电技术创新和示范应用。未来深远海风电开发是国内海上新能源开发的重要方向。

“海油观澜号”傲然挺立。（中国海油供图）

依托现有海洋工程技术研发深远海风电开发技术，是国内海上新能源利用开发体系发展的必由之路

国内海上资源规模化开发始于20世纪80年代，开发资源类型以油气为主。中国海油作为国内海上资源开发的最大运营商，资源开发水深逐步完成从浅水到中深水的转变。2021年全球首座半潜式储卸油平台投产，开发水深从300米提升到1500米。

2010年以来，随着近海浅水风电场的建设，风资源的开发量逐渐提升，但是受开发技术及经济性限制，采用固定式风电基础开发风资源水深受限。目前国内最深的固定式风电基础项目三峡广东阳江青洲五期（预计2024年12月实现全容量并网）水深46.5—52.5米。

深水油气浮式装置设计具体包括油气开发上部组块、电力系统、浮体、系泊、海上安装、动态电缆、运维等内容，和漂浮式风电的设计内容达到70%以上的重合，仅有风力发电机组部分存在差异。

未来海上资源的开发必然走向深远海，而深远海资源尤其是风资源的开发，必须依托海上现有深水装置设计及运营能力，将传统深水油气浮式装置设计技术与风机机组设计技术进行有机结合，形成适用于中国海域的抗台风漂浮式风电基础技术。

目前，国内企业开展了多个漂浮式风电项目的研究与示范，陆续投产了“三峡引领号”“海装扶摇号”“海油观澜号”漂浮式风电，正在建造“风光渔”一体漂浮式风机“国能共享号”。

上述3个已投产漂浮式风电基础项目，从每兆瓦钢材量来看，“三峡引领号”1029吨、“海装扶摇号”760吨、“海油观澜号”531吨，钢材重量逐步降低，且应用水深也由30米提升到“海油观澜号”的120米。可见，在技术性能与经济指标方面，“海油观澜号”有较大的优势。它也是目前国内首个传统深水油气浮式装置的设计与风机机组设计有机结合的产物。“海油观澜号”投产后，经历多次台风仍保持良好工作状态，证明了设计方案的安全性。但是，目前国内漂浮式风电基础整体投资偏高，尚未达到商业化门槛。

我国风速、流速高，台风频发；国内风资源平均风速9—10米/秒，而欧洲能达到11米/秒以上；港口航道水深低，国内建造总装条件受制约；关键产品无法实现国产化替代；国内上网电价低，仅为欧洲国家的1/4。独特的环境条件、码头、产业链和电价情况，决定了我们不能照搬国际上已投运的商业化项目，必须探索更加适合我国技术发展的本土化路线。

针对风机大功率变化趋势以及目前较高的漂浮式风电造价，国内企业正在开展大功率漂浮式风电基础的研制。中国海油在“海油观澜号”基础上，面向100米水深以上的南海海域，开展2型15兆瓦漂浮式风电基础的研发——半潜式风电基础与张力腿风电基础，其中半潜式风电基础预计2025年完成并网发电，张力腿风电基础也预计在“十五五”期间开展示范应用。

系泊系统、锚等关键产品也占据了重要的投资比例，基于目前漂浮式风电锚基础、海底张紧器、新型纤维缆等关键产品依赖国外进口的现状，中国海油等国内企业正在开展相关产品国产化的研究，以实现漂浮式风电基础的进一步降本。

探索海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式，加快油气勘探开发与新能源融合

国家能源局发布的《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》指出，“海上风电开发为油气平台提供绿色电力，替代分散式燃气或燃油发电，提高能源使用效率、降低碳排放，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。”

根据该方案，中国海油结合海上油气田开发需求，布局海上风电为油气田供电工程。5月20日，“海油观澜号”7.25兆瓦漂浮式风电在南海西部就位，电力并入海南文昌油田群电网，为油气田送去清洁能源。投产后，年平均发电量可达2200万千瓦时，每年可节约近1000万立方米天然气，减少碳排放量2.2万吨。通过油田能源管理系统、风机监控系统以及风功率预测系统之间的相互配合，油田群的4个燃料电站与风电平台融合一体，确保了油田风电微电网的安全稳定，实现了深远海风电能源的就地消纳。

受“风能变化快，风力发电不稳定特点”的限制，目前国内油气田微电网可接入的穿透率仅在30%—40%之间。风电制氢是针对风电波动和间歇性问题很好的解决方案，在风电发电量大的时候，将多余的电能用于制氢，提高风电的利用率，在风电发电量小的时候，氢再次转化为电力。中国海油已有2条长距离大管径的天然气上岸管网，未来实现规模化风电制氢后，还可以借由已有管道输往陆上，用于陆上工业及民生的电气需求。

国内其他企业也在开展多种能源利用的探索。2022年2月，杭州林东新能源科技股份有限公司自主研发的1.6兆瓦潮流能发电机组“奋进号”在舟山岱山秀山岛海域下海；6月，国家能源集团龙源浙江温岭潮光互补型智能光伏电站实现全容量并网发电；11月，明阳集团“海上风电+海洋牧场+海水制氢”立体化海洋能源创新开发示范项目在海南开工建造。2023年5月，中国科学院广州能源研究所主持研发的半潜式波浪能养殖旅游平台“澎湖号”成功下海；9月，中国地质调查局广州海洋地质调查局牵头研发的20千瓦海洋漂浮式温差能发电装置在南海成功完成海试。未来可结合国内其他能源利用技术，共同纳入海上油气产业的融合发展中。

未来海上新能源开发利用体系发展三大趋势

趋势一：形成海上油气装备多能互补的新型消纳模式。当前，国内已经实现海洋风能与油气设施的融合发展，未来随着制氢、波浪能等发电技术的商业化发展，配合储能技术，融合各类能源开发的通用性和差异性技术，还可在资源富集海域逐步构建以风能为主，光伏、波浪能、制氢等多个海洋可再生能源为辅的海上新型电力体系，从而构建更加稳定，甚至100%清洁能源替代的服务于海上油气生产的多能互补和源网荷储新型电力系统。

趋势二：深远海漂浮式风电实现规模化发展。我国东南沿海经济发达省份用电需求量大，海上风电往陆上送电100—200千米即可完成输送路径，与西部输电几千千米相比，深远海风电在输送距离上具有独特优势。加上资源禀赋较好，广东与浙江附近的深远海风电有望得到优先开发。其中，中国海油依托南海海域已建的大量油气设施及研发示范的大兆瓦漂浮式风电船型，具备可直接在邻近深水海域应用、持续优化和降本的深远海风场开发技术，具有较大的技术优势。

陆地电力企业将采用从浅水到深水的海上发电路径；海洋石油企业配合柔性直流输电技术的研发，则采用由深水向浅水、由浅水向陆上的发电路径。两种路径未来将同时存在，利用深远海风电给陆地供电。

趋势三：海上新能源实现运维管理智能化。海上能源开发装置和设备往往远离陆地，其运维难度、运维成本和运维风险等级显著提高。应对新能源低成本运维以及无人化运维要求，海上新能源领域将出现规模化智能化运维厂家，利用深度学习、数字孪生、元宇宙等技术开发智能运维系统，借助智能化手段全面提升海洋能源开发设施的感知、协同、作业决策及自主优化能力，实现对海洋能源的自主获取、自主调配和自主监督，进一步提高整体协同效率。

结语

在“双碳”目标背景下，顺应能源绿色低碳转型之大势，国内能源企业应加速发展新业务新业态，充分依托已有海洋工程领域优势，探索以海上风能为主体的海洋能源多能融合利用方法，建立完善海洋产业体系，将新型能源体系有机整合到全产业链的转型中，培育经济发展新动能，确保国家油气能源供应安全，服务经济社会可持续发展。■