海上风电为中国带来的远不止减碳

中国约占全球海上风电装机容量的一半，而且这一比例仍在上升。

今年7月，中国提出了一个很有雄心的目标：到2030年前，海上风电装机容量要达到100吉瓦。目前，这个数字是47吉瓦。

有关海上风电的讨论，往往会回到一个简单的质疑：海上风电的度电成本高于太阳能和陆上风电。但这种比较并未充分体现海上风电的价值。

中国成本最低的风能和太阳能资源，大多分布在西部和北部内陆，而最大的电力需求中心则集中在东部沿海地区。单看发电成本，无法体现沿海省份增加本地发电量可能获得的收益。

我们发表于《地球与环境通讯》（Communications Earth & Environment）的一项研究发现，如果到2050年海上风电装机容量达到1000吉瓦，中国沿海地区可能从电力净输入地区转变为输出地区。与此同时，沿海省份电力行业的就业机会也可能增加，对新建长距离输电线路的需求则会减少。

中国尚未设定2030年后的国家级海上风电发展目标。我们认为，将地方发展重点与国家减碳目标相衔接，能够推动政策制定者提出更具雄心的海上风电目标，并在规模化发展过程中更好地吸纳地方利益相关方参与。

模型的测试内容

我们采用开源电力系统模拟器GridPath，将中国电力系统建模为32个省级节点，各节点通过184条输电通道相连。

在采用彭博新能源财经（Bloomberg New Energy Finance，简称BloombergNEF）技术成本趋势的基准情景下，到2050年，海上风电装机容量将达到约214吉瓦。

在中等情景下，假设到2050年海上风电成本下降43%，装机容量将增至250吉瓦。（这一降幅与位于美国科罗拉多州的国家可再生能源实验室（National Renewable Energy Laboratory）在2022年《年度技术基准》数据库中设定的高阶情景一致。）

在高目标情景下，海上风电装机容量将达到1000吉瓦。该情景同样假设成本下降43%，中国将先实现2030年装机容量达到100吉瓦的宏伟目标，随后将进一步加快发展。

这一最高数值并非预测，而是对未来发展空间的推演。其设定参考了其他大型经济体的目标，同时也未超出已有公开研究对中国技术潜力的估算范围。

沿海省份可提高电力自给能力

中国最优质的可再生能源资源与用电需求中心相距甚远，由此形成了大规模的跨省电力输送，并推动长距离输电设施投资持续增加。

2021年至2023年，多个沿海省份不得不实施限电。自2022年初以来，中国已批准新增煤电装机超过150吉瓦，其中很大一部分正是出于对供电可靠性的担忧。

海上风电可以在靠近沿海用电需求中心的地区提供大规模清洁能源。在基准情景下，2050年十个沿海省份的净输入电量为813太瓦时（TWh）；而在高目标情景下，这些省份将整体转为电力净输出地区，净输出电量达到88太瓦时。相较于基准情景，沿海地区平均能源自给率将提高26个百分点。

在高目标情景下，各省情况不尽相同。浙江的电力输出量为409太瓦时，相当于本省用电需求的44%；江苏为228太瓦时，山东为123太瓦时，福建为92太瓦时，广东为77太瓦时。其他沿海省份仍需输入电力，因此整个沿海地区的净输出总量远低于上述五省的输出量之和。

海上风电占沿海地区总发电量的比例将从2030年的20%升至2050年的45%。在江苏和广东，海上风电将超过核电，成为最大的电力来源。这些结果表明，除减碳气候效益外，能源安全同样是发展海上风电的重要理由。

投资与就业向沿海地区转移

在高目标情景下，2025年至2050年，沿海地区发电领域的累计投资将达到约2.6万亿美元，较基准情景增加约15%。

十个沿海省份的累计就业规模将从4170万“工作年”增至4830万。一个“工作年”是指一个全职岗位工作一整年。该模型计入了设备制造、施工与安装以及运营与维护等领域的就业岗位。

浙江省舟山市一处海上风电项目施工现场。图片来源：Imaginechina / Alamy

但这种格局转变也有其代价——如内陆地区的发电投资将下降6%。作为目前中国最大的电力输出地区，内蒙古向其他省份输送的电量相比基准情景将减少318太瓦时。因此，那些围绕向东部供电发展相关产业的省份，可能面临投资减少和电力输出下降的局面。国家的规划需充分考虑这些区域性影响。

缓解输电和储能压力

将发电设施建在靠近用电需求中心的地区，则会改变整个电网的运行模式。

在高目标情景下，2050年全国跨省输电总容量将比基准情景下低13%。华东和华南地区将逐步增加电力输出，而西北地区作为电力供应方的作用则会减弱。

与太阳能相比，海上风电拥有截然不同的日出力和季节出力特性。在高目标情景下，这种差异减少了维持电力系统平衡所需的储能使用量。全国电池储能系统的放电量将减少54太瓦时，抽水蓄能放电量将减少29太瓦时。浙江年均储能放电量将下降81%，江苏下降43%，广东下降19%。

这些效应所体现的系统价值，是单纯比较发电成本无法体现的。这并不意味着发展海上风电后便不再需要储能或输电设施，而是表明，当更多电力在沿海用电需求中心附近生产时，模型所选择的基础设施组合也会随之改变。

如何实现高目标发展路径？

研究结果提出了三个政策层面的问题。

第一，中国2030年后的规划将至关重要。在全部测试的情景当中，2050年海上风电将占中国电力供应的3%至18%。明确而积极的长期政策目标将对海上风电的部署规模产生重大影响。

第二，输电规划也可能需要相应调整。长期以来，中国电网的设计思路是实现大规模西电东送。如果沿海省份大幅增加海上风电发电量，部分规划中的长距离输电容量可能不再有必要。统筹海上风电开发与输电投资，可以降低过度建设的风险。

第三，深化电力市场改革，可以让沿海地区的富余电力更容易进入市场交易。目前，跨省电力交易仍高度依赖政府间的协议，现货市场的跨省交易依然有限。如果拥有稳定可靠的售电渠道，各省就更有可能建设超出自身需求的发电产能。

电力需求是另一个主要的不确定因素。在我们的分析中，高需求情景下的海上风电装机容量比低需求情景高86%。因此，尽管未来的电力需求仍存在不确定性，但持续推进电气化以及新增工业用电负荷，会进一步凸显在东部沿海附近发展海上风电的价值。

关于中国海上风电的讨论，通常围绕减碳和发电成本展开。但我们的模型研究表明，省级能源安全、区域投资、就业和电网规划等因素同样重要。