超越减碳：为中国海上风电扩张建模，我们学到了什么
中国的海上风电建设速度超过世界上任何一个国家。到 2025 年底，其并网海上风电装机达到 47 GW，约占全球总量的一半。但在讨论它的未来时，有一个问题反复出现：如果按度电成本算，海上风电仍然比光伏和陆上风电贵，中国为什么还要建这么多？这个问题正是我们那篇发表在 Communications Earth & Environment 上的研究的出发点。我们没有只盯着发电成本，而是去问：如果同时考虑电在哪里生产、投资和就业发生在哪里、各省需要外购多少电、以及电力系统还要为此配套多少基础设施，海上风电到底值多少。
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结果表明，这些更广泛的系统效应，可以实质性地改变我们对中国海上风电价值的判断。在部署速度大幅加快的情景中，沿海省份的能源自给率显著提高，本地投资和就业增加，对长距离输电和储能的依赖下降。而全国电力系统总成本的增幅并不大：相比没有长期海上风电目标的路径，约为 2%。
对我而言，更重要的启示是：海上风电不应该只被当成又一种低碳发电技术来评估。它的位置本身就是价值。
为什么位置在中国的电力系统里如此关键
中国的电力资源与电力需求在地理上是错配的。最优质的陆上风光资源大多在北方和西北，而最集中的电力需求却在东部和南部沿海。结果是，沿海省份高度依赖数百甚至数千公里之外发出的电。
海上风电的不同之处在于，它把一个大规模的可再生资源直接放在了这些需求中心旁边。
为了理解这在电力系统层面意味着什么，我们使用开源的容量扩展与调度模型 GridPath，把中国刻画为 32 个互联的省级区域，模拟 2025 至 2050 年的电力系统。我们比较了三条海上风电部署路径：到 2050 年达到 214 GW 的基准情景、达到 250 GW 的中等情景，以及达到 1000 GW 的加速情景，并在技术成本、电力需求、碳约束、输电成本和政策目标等大范围假设下检验了结果的稳健性。
1000 GW 情景并不是预测。它的作用是让我们追问：如果海上风电以远大于当前的规模发展，中国的电力系统会变成什么样。
沿海省份可能从买电方变成卖电方
最清晰的结果之一，是电力供应地理格局的变化。在加速情景中，我们研究的十个沿海省份，2050 年从净输入 813 TWh 电力，变为净输出 88 TWh。
这是一个结构性的转变。长期以来主要被视为电力消费者的省份，开始成为重要的电力供应者。沿海地区的平均能源自给率相比基准情景提高了 26 个百分点。
在部分省份，这一效应尤其突出。例如浙江成为电力净输出大省，而在江苏、广东等省，海上风电成长为主导电源之一。
这个结果之所以重要，是因为省级层面的能源安全在中国是一个现实关切。一个沿海省份关心的，不只是电在全国某个地方能便宜到什么程度，还包括自己对远方电源和跨省输电的依赖有多深。
从这个角度看，海上风电提供了内陆风光无法提供的东西：紧邻需求中心的大规模清洁电源。
投资与就业同样向沿海转移
大规模海上风电建设也会重塑电力部门投资的空间分布。在加速情景中，2025 至 2050 年沿海电源累计投资约达 2.6 万亿美元，比基准情景高出约 15%。
十个沿海省份的电力部门就业也增加约 16%，研究期内从 4170 万增至 4830 万人年。这些岗位包括装备制造、施工安装，以及运行维护。
但这并不是所有地区都净得益的事。
一部分经济活动只是发生了空间转移。内陆投资下降约 6%，当前大量向东部送电的地区，输出会相应减少。例如在加速情景下，内蒙古的电力外送减少 318 TWh。
我认为这种再分配必须被明确指出。海上风电能为沿海省份创造可观的经济机会，但这些收益也会改变中国电力系统中既有的区域关系。也就是说，转型不只是建了多少清洁能源的问题，还关乎投资落在哪里、哪些地区从中受益。
最出乎意料的结果之一：输电需求变少了
有一个结果特别让我们意外。在靠近沿海需求的地方多发电，反而降低了长距离输电的需求。2050 年所需的总输电容量，在加速情景下比基准情景低 13%。
原因在于，中国现有电网结构主要是围绕“把西部和北部的电送到东部负荷中心”设计的。如果沿海省份自己多发电，其中一部分长距离输送就变得不必要。
我们还发现，海上风电缓解了对储能的压力。由于海上风电的出力曲线与光伏不同、总体更平稳，电池和抽蓄不需要那么频繁地参与系统平衡。在加速情景中，全国电池放电量减少 54 TWh，抽蓄放电量减少 29 TWh。
这些被省下来的输电和储能需求，本身就是海上风电系统价值的一部分；而只用平准化发电成本做比较时，它们很容易被忽略。
这要花多少钱
一个显而易见的问题是：这些收益是不是要以昂贵得多的电力系统为代价。在我们的模型里，答案是：贵不了多少。
到 2050 年实现 1000 GW 海上风电，相比没有长期海上风电目标的路径，电力系统总成本上升约 1.9%。我们还基于中国、欧洲和美国的实际项目数据，测试了大范围的海上并网成本假设。在这些假设下，系统总成本的增幅在约 1.4% 到 2.5% 之间。
这并不意味着海上风电在任何意义上都便宜，它仍然比许多替代方案更依赖前期资本投入。但一旦评估对象从“发电端的度电成本”换成“整个系统”，比较的结论就相当不一样了。
我认为结果意味着什么
有三点对我而言最突出。
第一，长期政策方向至关重要。在敏感性分析中，海上风电目标的雄心程度，是决定最终建成多少海上风电的最大单一因素。这说明，2030 年之后的政策明确性，可能与短期支持机制同样重要，甚至更重要。
第二，输电规划与电源规划应当放在一起考虑。如果海上风电大幅降低沿海对外来电力的依赖，一些长距离输电投资可能就不再需要以原有的形式或规模推进。
第三，电力市场改革的重要性会不断上升。如果沿海省份最终建成的海上风电超过自身消纳需求，它们必须能够高效地把这些电跨省卖出去。
需求增长同样关键。在敏感性分析中，电力需求是仅次于政策雄心的第二大驱动因素：高需求情景下的海上风电装机，比低需求情景高 86%。随着电气化和新增工业负荷在中国沿海继续扩张，“把大规模可再生资源放在离岸不远处”的价值大概率还会上升。
一种更宽的看待海上风电的方式
这个项目刚开始时，围绕海上风电的讨论似乎总会回到同一个比较：一度海上风电的电，相对光伏或陆上风电贵多少？
我们的结果表明，这个比较是不完整的。对中国沿海省份来说，海上风电还会改变电在哪里生产、降低对远方来电的依赖、转移投资与就业，并减少一部分输电和储能基础设施的需求。
这些效应并不意味着海上风电天然优于所有替代方案。但它们确实说明，它的价值无法只从发电成本来理解。对我来说，这就是这项研究最重要的启示：能源技术的价值，不只在于它发出了什么，还在于它建在哪里，以及它如何重塑更大的能源系统。
本文基于我们发表在 Communications Earth & Environment 的研究，数据与代码见 Zenodo。