2025 输电行业海岛输电解决方案研究

2025输电行业海岛输电解决方案研究引言海岛输电——能源革命与海洋强国战略的关键拼图研究背景与意义海岛是海洋国土的重要组成部分，我国拥有面积500平方米以上的海岛7300余个，其中有常住人口的海岛约1000余个，无居民海岛6000余个这些海岛大多地处偏远、生态脆弱，却蕴含着丰富的海洋资源（如风能、太阳能、潮汐能）和独特的战略价值（如国防、海洋权益）随着“双碳”目标推进、乡村振兴战略实施及海洋强国建设提速，海岛作为“海洋经济发展的前沿阵地”，对稳定、清洁、高效的电力供应需求日益迫切传统海岛供电模式以柴油发电机为主，存在成本高（燃油价格波动大）、污染重（碳排放、噪音）、可靠性差（供电中断率高达30%）等问题2025年作为“十四五”规划收官、“十五五”规划谋划的关键节点，国家对能源结构转型、区域协调发展提出更高要求，海岛输电作为“最后一公里”问题，其解决方案的成熟度直接关系到“电力普遍服务”目标实现、海岛民生改善及海洋经济高质量发展因此，系统研究海岛输电解决方案，对填补行业空白、推动技术创新、保障能源安全具有重要现实意义国内外研究现状简述国际上，海岛输电技术起步较早，欧美、日韩等国家已形成成熟经验日本通过“海底电缆+智能电网”实现冲绳群岛稳定供电，设得兰群岛（英国）采用“风电+储能+微电网”模式降低对主网依赖，挪威则在北海油田开发中应用高电压海底电缆技术国内方面，舟山群岛、海南三沙等地区已开展试点，但整体仍处于技术探索阶段，存在第1页共10页“标准缺失、成本高企、运维困难”等问题现有研究多聚焦单一技术（如海底电缆选型）或政策建议，缺乏“技术-政策-生态”协同的系统性方案，难以满足2025年行业规模化发展需求海岛输电行业发展现状与核心挑战

一、海岛电力供需特征“小而散、新而杂”的双重属性海岛电力系统呈现显著的“供需错配”特征需求端以民生用电（照明、空调）为主，占比约60%；特色产业用电（海水养殖、海洋旅游、海洋科研）占比30%，且具有“季节性波动大”（如旅游旺季用电激增50%）、“高可靠性要求”（科研设施需24小时不间断供电）等特点；2023年数据显示，海岛居民年均用电成本约为大陆居民的

2.3倍，主要源于供电半径长、输变电设备效率低供给端新能源资源富集但分布不均——风能（沿海海岛年平均风速6-8m/s）、太阳能（年日照时数2000-2500小时）可开发量占全国海岛能源资源的70%，但潮汐能、波浪能等储能资源分散，且受自然条件限制大2023年，海岛新能源装机占比仅为25%，远低于大陆地区的48%，“弃风弃光”现象在部分低负荷海岛依然存在

二、现有输电技术瓶颈“高成本、低可靠、难维护”的三重制约当前海岛输电主要依赖三类技术，但均存在明显短板海底电缆输电作为远距离联网的核心技术，其优势在于无占地、受气象影响小，但成本高昂（220kV电缆每公里造价超2000万元，是陆上同等级的3-5倍），且故障后修复难度大（需潜水作业，平均修复时间长达72小时）2023年，我国海底电缆输电占比仅15%，且多集中在舟山、厦门等经济发达海岛第2页共10页离网型微电网适用于偏远无居民海岛，通过“分布式电源+储能”供电，但存在“容量小、波动性大”问题——如海南某无居民海岛微电网，因储能电池容量不足（仅满足2小时供电需求），台风天气下平均每日停电2-3次跨海高塔输电在近岸海岛（距离主网5公里以内）应用较多，成本仅为海底电缆的60%，但抗台风能力弱（12级台风下故障率达10%），且对海岛生态（如鸟类迁徙、植被破坏）影响显著

三、核心挑战分析技术、经济、生态的协同难题技术挑战海岛电网“弱系统、高非线性”特征突出——新能源出力波动大（风功率10分钟内波动可达30%）、负荷峰谷差大（昼夜差达200%），传统“源-网-荷”协同控制策略适应性不足；同时，海岛环境（高盐雾、强腐蚀）加速设备老化，运维成本是陆上的2-3倍，2023年行业平均运维成本占总投资的15%，远高于陆上的5%经济挑战“小容量、高成本”导致海岛输电投资回报率低（ROI约3%-5%，低于陆上电网的8%-10%），社会资本参与意愿低；据测算，实现全国1000余个偏远海岛电网全覆盖，需总投资超3000亿元，仅靠财政补贴难以持续生态挑战海岛生态系统脆弱，尤其珊瑚礁、红树林等敏感区，输电线路建设易导致“生态链断裂”——如2022年舟山某海岛输电线路因未避开红树林保护区，导致周边海域渔业资源下降15%，引发环保争议海岛输电解决方案体系构建技术创新、政策保障与生态平衡的协同路径

一、技术创新构建“多元协同、智能高效”的输电网络第3页共10页技术是海岛输电的核心驱动力，需从“输电线路、新能源并网、智能运维”三个维度突破

（一）输电线路选型“因地制宜”的多技术融合方案针对不同类型海岛（近岸/远岸、有居民/无居民），需差异化选择技术路径近岸海岛（距离主网≤5公里）推广“跨海高塔+智能巡检”模式高塔采用高强度防腐钢材（如热浸锌+氟碳涂层），抗台风等级提升至14级，单基塔造价控制在50万元以内（较传统铁塔降低20%）；结合无人机巡检（搭载红外热像仪、激光雷达），实现覆冰、盐雾腐蚀等缺陷实时监测，巡检效率提升3倍远岸海岛（距离主网5-50公里）以“220kV交联聚乙烯（XLPE）海底电缆”为主，辅以“柔性直流（VSC-HVDC）技术”XLPE电缆具有低损耗（传输损耗≤

0.5%/公里）、高可靠性（设计寿命40年）等优势，220kV电压等级可满足海岛新能源并网需求；柔直技术可实现潮流反转、故障自清除，适应海岛弱系统特性，较传统直流输电减少换流站占地60%，投资降低15%无居民海岛试点“分布式微电网+储能”系统采用“光伏+小型风机+锂电池储能”组合，储能容量按“24小时供电需求”配置（如海南某无居民海岛储能容量达5MWh），并引入“虚拟电厂”技术，实现多微电网协同调度，新能源利用率提升至90%以上

（二）新能源并网与储能协同破解“波动性”难题海岛新能源高比例并网需解决“出力不可预测、负荷不匹配”问题，需构建“源-储-荷”协同体系风光储一体化在有居民海岛，建设“风光储+调峰电源”系统如浙江舟山某海岛，配置200MW光伏、100MW风电、50MWh锂电池储第4页共10页能，结合柴油发电机作为调峰备用，供电可靠性从70%提升至

99.9%，年减少柴油消耗

1.2万吨储能技术创新针对海岛环境，优先选用“长寿命、高安全”储能技术锂电池储能（磷酸铁锂）循环寿命达6000次以上，适配海岛“多日充放”需求；在潮汐能丰富的海岛，试点“飞轮储能”（响应速度快至毫秒级），平抑潮汐出力波动，提升电网稳定性需求侧响应通过“智能电表+峰谷电价”引导用户错峰用电，如福建平潭某海岛夏季通过电价补贴（峰时电价上浮50%），降低空调负荷峰谷差25%，减少储能配置容量10%

（三）智能运维“无人化、数字化”提升可靠性海岛运维人员稀缺（平均每岛不足2人），需通过数字化技术降低人工依赖状态监测全覆盖在输电线路安装“物联网（IoT）终端”，实时采集温度、振动、盐密等数据，通过5G/卫星通信传输至云端平台，实现“故障预警-状态评估-寿命预测”全流程管理如舟山某220kV海底电缆，通过光纤传感监测实现局部放电定位精度达

0.1米，故障发现时间从24小时缩短至1小时无人机+机器人协同巡检固定翼无人机用于大范围巡检（覆盖半径5公里），搭载多光谱相机识别植被破坏、电缆老化；地面巡检机器人（防水、防尘等级IP68）在高塔线路进行绝缘子检测，替代人工爬塔，巡检效率提升5倍，人力成本降低70%数字孪生电网构建海岛电网三维模型，融合实时数据与历史数据，模拟极端天气（台风、暴雨）下的电网响应，优化线路路径与设备配置如海南三沙电网数字孪生系统，可提前72小时预测台风对电缆的影响，指导运维人员提前加固设备，减少停电损失第5页共10页

二、政策与机制保障完善“多元投入、长效运营”的支持体系技术落地需政策引导与机制创新，重点解决“投资回报、标准缺失、跨部门协同”问题

（一）政策法规体系建设专项规划出台《海岛输电专项发展规划（2025-2030年）》，明确分阶段目标（2025年实现85%偏远海岛稳定供电，2030年新能源利用率达95%），并将海岛输电纳入地方政府考核指标价格机制建立“海岛电力专项补贴+市场化电价”双轨制，对偏远无居民海岛，由中央财政承担70%的建设成本；对有居民海岛，允许地方政府通过“特许经营”自主制定电价，保障投资回报标准规范制定《海岛输电工程技术导则》《海底电缆运行维护规程》等标准，统一设计、施工、运维要求，如2024年发布的《海岛微电网技术规范》，明确储能容量配置、通信协议等关键参数

（二）市场化投资模式创新破解“投资意愿低、回报周期长”难题，需引入多元资本参与PPP模式推广采用“政府授权+企业建设+特许经营”模式，如浙江舟山将金塘岛-册子岛联网工程（投资

5.8亿元）交由电网企业与社会资本组建合资公司，政府负责协调审批，企业负责建设运营，特许经营期20年，保障合理收益绿色金融支持发行“海岛输电专项债券”，利率下浮10%-20%；对新能源并网项目给予税收优惠（如所得税“三免三减半”），降低企业初期投入“以电养电”机制鼓励海岛发展特色产业（如深海养殖、海洋旅游），通过电力供应促进产业增收，形成“产业-电力”良性循环第6页共10页如山东长岛通过“光伏+海洋牧场”项目，年增收超2000万元，反哺电网建设

三、生态保护与可持续发展平衡“开发”与“保护”的底线要求海岛生态脆弱，输电建设需坚守“生态优先”原则，实现“零破坏、低影响”

（一）生态敏感区线路设计优化选线避让采用卫星遥感、无人机航拍等技术，避开红树林、珊瑚礁、自然保护区等敏感区，如福建平潭某海岛输电线路原规划经过红树林区，通过路径优化绕行3公里，保护了约500亩红树林生态系统生态友好型施工在山区海岛，采用“直升机吊装+无人机架线”减少地面植被破坏；在海底电缆敷设中，使用“非开挖技术”（定向钻）减少海底土壤扰动，保护海洋生物栖息地

（二）全生命周期环境影响评估施工期监测在输电线路沿线设置生态监测点，实时监测土壤流失、水质变化、鸟类活动等指标，如舟山某海岛输电工程施工期安装30个水质传感器，确保海水达标排放运维期生态修复对施工临时占地，采用“植被恢复+土壤改良”措施，如海南三沙某输电线路施工后，恢复植被面积达

1.2万平方米，成活率超90%国内外典型案例借鉴经验总结与启示

一、国内案例舟山群岛输电实践——“技术创新+政策支持”的标杆第7页共10页舟山是我国海岛数量最多、输电任务最重的地区，现有海岛输电工程（如舟山本岛-六横岛220kV联网工程）为行业提供了宝贵经验技术路径采用“高塔+海底电缆”混合模式，在近岸（本岛-金塘岛）建设500kV跨海高塔，在远岸（金塘岛-东极岛）敷设220kV海底电缆，结合柔直技术实现潮流灵活控制政策保障浙江省政府出台《海岛电网建设三年行动计划》，对海岛输电项目给予30%的投资补贴，并将其纳入“共同富裕示范区”建设重点工程成效2023年，舟山无电海岛全部实现联网，供电可靠性从65%提升至

99.5%，新能源利用率达88%，年减少碳排放约5万吨

二、国际案例日本冲绳与英国设得兰群岛经验——“市场化运营+生态保护”的参考日本冲绳“新能源+储能+智能电网”模式针对多台风、高湿度环境，冲绳电网采用“100kV XLPE海底电缆”连接主岛与离岛，配置200MWh锂电池储能，结合“需求响应平台”引导用户错峰用电其经验在于通过“特许经营”吸引社会资本（如东京电力）参与，政府给予税收减免，2023年新能源占比达45%，供电成本较柴油供电降低40%英国设得兰群岛“微电网+社区参与”模式设得兰群岛为高纬度偏远海岛，通过“风光储+柴油调峰”微电网供电，社区参与储能系统建设（居民持股30%），共享收益其特点是注重本地资源利用（潮汐能、波浪能），建立“海岛电网联盟”协调跨区域调度，2023年实现100%可再生能源供电，成为“零碳海岛”典范案例启示第8页共10页国内外案例表明，海岛输电解决方案需“因地制宜”技术上，需根据海岛距离、资源禀赋选择合适技术，避免“一刀切”；政策上，需平衡“投资回报”与“公共利益”，通过特许经营、专项补贴等机制吸引社会资本；生态上，需将保护融入全生命周期，避免以牺牲环境为代价换取短期利益2025年海岛输电发展展望与建议

一、技术发展趋势智能化、低碳化、模块化智能化5G+AI深度应用，实现“无人巡检、智能决策”，如AI故障诊断准确率提升至95%以上，运维成本降低50%；低碳化2025年海上风电与海底电缆成本将下降20%，新能源占比有望突破40%，形成“零碳海岛”供电网络；模块化输电设备向“标准化、模块化”发展，缩短建设周期（单条220kV海底电缆建设周期从18个月缩短至12个月）

二、实施路径建议分阶段推进，重点突破2025年前（试点期）在舟山、三沙、厦门等典型区域开展“技术+政策+生态”协同试点，形成可复制的解决方案；2025-2030年（推广期）在全国85%偏远海岛实现稳定供电，新能源利用率达90%以上，建成“交直流混联、智能高效”的海岛电网；2030年后（深化期）全面实现海岛电网与主网协同，新能源占比超95%，打造“零碳海岛”示范工程

三、风险应对策略强化“安全、成本、生态”风险防控第9页共10页安全风险建立“台风、地震”应急预案，配备应急柴油发电机与储能系统，确保极端天气下供电不中断；成本风险通过规模效应降低海底电缆、储能设备成本，预计2025年单位投资可降至

1.5万元/千瓦以下；生态风险建立“生态影响后评估”机制，对已投运项目开展生态修复，确保生态指标达标结论与展望海岛输电是我国能源革命与海洋强国战略的关键环节，2025年作为行业发展的“攻坚期”，需以技术创新为核心、政策保障为支撑、生态保护为底线，构建“多元协同、智能高效”的解决方案体系从舟山的实践到冲绳的经验，海岛输电的成熟不仅能改善海岛民生、促进海洋经济发展，更能为全球海岛能源转型提供“中国方案”未来，随着技术进步、政策完善与生态理念深化，海岛将不再是电力供应的“短板”，而是“绿色能源的试验田”与“共同富裕的新引擎”让我们以负责任的态度推动海岛输电事业发展，为实现“双碳”目标与海洋强国梦想贡献力量（全文约4800字）第10页共10页。