“双碳”目标提出以来，我们国家发展加速。但我国海上风电发展历史较短，经验积累不够，呈现出“大而不强”的特点，尤其是2022年补贴取消后，海上风电新增规模大幅度地下跌，一系列问题是需要妥善应对。世界上部分国家在海上风电领域已经进行了长期的探索，并积累了丰富的经验，尤其是欧盟国家，已经走在了世界前列。本文对世界海上风电发展状况进行回顾，总结其发展经验，并基于我国海上风电发展现状，提出先进国家海上风电经验对我国的启示。

  （本文刊载于《中国电力企业管理》2023年04期 作者单位：华能能源研究院战略研究部）

  全球海上风电主要分布在欧洲以及中国。近几年，世界海上风电发展速度较快，在单机规模、深远海发展等方面取得了突出的成就，造价也出现了大幅下降。

  全球海上风电发展前途广阔。一方面，《联合国气候平均状态随时间的变化框架公约》第26次缔约方大会（COP26）就《巴黎协定》细则达成共识；另一方面俄乌冲突逐渐弱化欧洲对俄罗斯能源的依赖。为此，包括海上风电在内的可再次生产的能源正加速发展。根据全球风能协会（GWEC）预测，2021～2026年，全球海上风电装机年均增长率为6.3%，2026～2031年可达13.9% ；到2031 年底，全球海上风电装机规模将达到3.70亿千瓦。

  海上风电单机容量大型化慢慢的变成了趋势。随着海上风电逐步走向深远海，海上风电单机容量持续不断的增加。1991年，海上风电单机容量最大仅有0.46兆瓦；2021年10兆瓦风机已经投运。按照目前的研发计划，预计2025年15～17兆瓦的风机即将投产。

  2010年至2021年，全球新投运海上风电容量系数在39%上下波动。2021年，新安装项目的容量系数范围在30%~46%。自2017年（峰值，45%）以来，全球平均容量系数出现了下降，主要是由于我国海上风电所占份额的增加（约占2021年新增产能的80%），其中我国海上风电往往在近岸或潮间带，这一些地方通常风力较差，造成全球平均容量系数有所下降。

  2010~2015年，海上风电从海岸向深水方向发展，此时海上风电造价在5250美元/千瓦附近波动。2015年后，全球平均造价开始下降，并在2021年相对较快地降至2858美元/千瓦。

  海上风电运维成本高于陆上风电。国际可再次生产的能源署（IRENA）分析结果为，运维成本大约在0.017美元/千瓦时到0.030美元/千瓦时之间，其中较低的成本区间在欧洲和中国等成熟市场，较高的成本区间在韩国等运维供应链尚未完全建立的市场。从成本构成看，运维成本约占平准化度电成本（LCOE）的6%～25%。从单位容量成本看，海上风电每年运维成本为70~129美元/千瓦。

  2010~2021年，海上风电的全球平均LCOE下降了60%，从0.188美元/千瓦时降至0.075美元/千瓦时。与2011年的峰值相比，2021年全球平价LCOE下降了62%。

  我国海上风电累计装机持续增加。2015~2022年，我国海上风电累计装机从162万千瓦增至3250万千瓦。其中由于2021年出现了抢装潮，同比增加178%；2022年由于补贴开始取消，海上风电发展减速，同比增加仅23%。我国海上风电累计装机占世界装机的比重一直在增加，从2015年的8.9%增加至2022年的近50%。

  我国各省份规模差异显著。截至2021年底，江苏、广东、福建、浙江、辽宁累计装机规模较大，分别为1184万千瓦、650万千瓦、314万千瓦、220万千瓦及105万千瓦。上述五个省份装机规模占全国的94%。

  国企是海上风电发展的主力。截至2021年底，三峡集团累计装机容量位居第一，达431万千瓦。华能集团公司位居第二，为383万千瓦。国能投、国电投、中广核分别为358万千瓦、313万千瓦及235万千瓦。

  海上风电补贴取消。2020年1月，财政部、国家发改委等部门发布《关于促进非水可再次生产的能源发电健康发展的若干意见》，提出2022年开始，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围。同年9月，财政部、国家发改委等部门发布了《关于有关事项的补充通知》，规定海上风电全生命周期合理规划利用小时数为52000小时，合理规划利用小时内的发电量给予补贴；超过部分的电量不再享受中央财政补贴资金。

  开启竞争性配置模式。2021年，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确自2021年8月1日起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。

  我国海上风电距离平价上网仍有一定差距。我国海上风电造价约1.4~1.8万元/千瓦，部分项目甚至高达2万元/千瓦。按照发电3500小时/年、造价1.8万元/千瓦、上网电价0.4元/千瓦时计算，项目IRR为0%；造价降至1.4万元/千瓦，项目的IRR为2.4%。目前，海上风电实行平价上网为时过早。

  从海上风电分布看，欧洲累计装机份额超过了40%（北美仅为0.1%），而且在海上风电发展方面积累了丰富的经验，尤其在俄乌冲突时期，欧盟更加重视海上风电的发展。以下着重对欧盟近几年发展海上风电的相关经验进行梳理。

  一是能源战略成为欧盟海上风电发展的重要引领。2019年底，欧委会发布了应对气候平均状态随时间的变化新政《欧洲绿色协议》，提出到2050年欧洲在全世界内率先实现净零排放，并将海上风电纳入重要发展领域。2020年，为确保碳中和目标的实现，欧委会发布了《欧盟海上可再次生产的能源战略》，明白准确地提出到2030年，欧盟海上风电装机容量至少达到6000万千瓦，到2050年，海上风电装机容量至少达到3亿千瓦。欧盟各成员国根据欧委会制定的发展的策略，相继制订了本国的具体战略与发展目标。

  二是能源安全成为欧盟海上风电发展的重要动力。俄乌冲突对欧盟的油气供应、电力安全和关键资源供应链造成全面冲击，TTF天然气期货价格从2022年1月的84欧元/兆瓦时（约5.7元/立方米）增至8月的236欧元/兆瓦时（约16元/立方米）；德国、法国电力期货价格突破1000欧元/兆瓦时（67元/立方米），同比涨了近10倍以上。为确保能源安全，摆脱对俄气的依赖，2022年3月，欧盟提出了《重新赋能欧盟计划》（REPowerEU），计划将欧盟2030年可再次生产的能源占比由原来的40%提升到45%。其中海上风电再次受到了欧盟的重视。同年8月，波罗的海沿岸国家丹麦、德国、瑞典等8国国家元首签署了《马林堡宣言》，计划于2030年将这些国家在波罗的海地区的海上风电装机容量从目前的280万千瓦提高至1960万千瓦，逐渐摆脱对俄罗斯化石燃料的依赖。

  三是政府参与是海上风电加快速度进行发展的重要支撑。欧盟各国政府在推动海上风电发展方面发挥着及其重要的作用。一方面，各国政府之间加强合作。2022年5月，欧盟修订了《跨欧洲能源网络条例》，增加了加速发展海上风电规模的许可条款，并支持欧盟国家之间的区域合作。另一方面，部分国家政府热情参加海上风电建设。例如，由丹麦能源署牵头成立 “规划委员会”，发展规划经过议会讨论后便具有法律上的约束力，可以轻松又有效促进部门之间的协调，确保项目前期工作顺利开展。

  四是完善的市场机制是海上风电盈利的保障。目前，欧洲日前市场和日内市场已实现跨国耦合，分别形成了欧盟日前统一耦合市场及日内统一耦合市场，这中间还包括海上风电在内的新能源全部参与现货市场，盈利情况与现货市场运行紧密关联。为确保新能源在现货市场中获得稳定收益，部分国家通过差价合约等机制进行价格保障。由于引入了招标机制，差价合约的电价也在逐步下降。目前，欧洲统一大市场在推动电源之间互济、系统运行安全、资源优化配置等方面发挥了很大作用，在海上风电发展方面起到了重要的推动作用。

  “双碳”目标加速了我国海上风电的发展进程，但我国海上风电发展仍然面临一系列挑战，政策要进一步完善，经济性、技术先进性等方面仍有很大的提升空间，行业竞争秩序也需要进一步规范。

  一是政策仍需加强完善。2020年1月，财政部、国家发改委等部门发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，提出2022年开始，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围。但是部分省份并未及时出台衔接政策，导致海上风电发展缓慢。海上风电是资金、技术密集型的长周期产业，目前我国海上风电发展仍然处在发展初期，资金支持至关重要。

  二是经济性仍需进一步提升。成本是影响海上风电规模化发展的主要因素。从单位投资成本看，目前，我国海上风电的投资成本为1.4～1.85万元/千瓦，是陆上风电的两倍多。从运维成本看，海上风电运维成本占度电成本的25%～30%，是陆上风电运维成本的1.5～2倍。从单位度电成本看，目前海上风电度电成本约在0.5元/千瓦时左右，距离平价上网还有一定差距。为此，目前仍需要从设备造价、项目施工、运行维护等方面进一步提升经济性，尽快实现平价上网，为大规模发展打好基础。

  三是技术创新要进一步加快。我国海上风电起步晚，关键技术创新需要加快步伐。从我国风电产业链来看，大部分设备已经逐步实现国产化。但是关键设备仍需进口，例如大兆瓦机型的主轴轴承和变流器等核心部件较高程度依赖进口，而且我国国产的部分轴承在精度保持性、性能稳定性、寿命及可靠性等方面与国外设备仍有较大差距。另外，从技术人才需求方面看，海上风电涉及到多种行业领域，如海洋工程、船舶、电力、风力监测等，对技术人员综合素质要求高；而且海上风电机组处于复杂的海洋环境中，使运维人员的安全防护工作承受巨大的压力。

  四是企业竞争需要进一步规范。2019年5月，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，提出将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。随后，各省陆续开展了竞争性配置。但是从近几年的实施效果看，部分企业为了抢占资源，报出了极低的价格，对行业的可持续发展产生不利影响。目前竞争性配置的规则需要加强完善，企业竞争行为也需要进一步规范。

  一是充分发挥战略引领作用。完整、准确、全面贯彻新发展理念，贯彻落实能源安全新战略，将海上风电作为实现碳达峰、碳中和的重要实现路径。一方面以碳达峰、碳中和目标为引领，出台海上风电中长期发展战略。我国海上风能资源丰富，对推动东部地区电源结构转型影响深远。为进一步引导市场主体规范、有序发展，应尽快出台海上风电发展战略，对海上风电发展目标、实施路径、技术方案等予以明确，同时出台保障措施，为行业发展树立信心。另一方面以能源安全新战略为根本遵循，统筹好各电源中长期发展之间的关系。海上风电大规模高比例发展，需要妥善处理好电力系统安全性、可靠性及供需平衡之间的关系。统筹火电、储能等灵活性电源发展，结合用户侧负荷管理等措施，从整个电力系统层面进行优化，保障系统稳定运行。

  二是更好地发挥政府协调作用。一方面由政府承担起项目前期工作。相比陆上风电，企业在推进海上风电前期工作方面，需要协调的部门较多，程序复杂，而且成本较高。借鉴国外经验，成立由政府牵头的前期工作部门，做好各项资源勘查、规划及审批等工作，为企业决策提供科学依据。另一方面做好产业链之间的协调工作。海上风电产业链较长，涉及环节较多，政府在保证质量监督的前提下，应鼓励在全国层面进行各环节之间的优化，充分发挥市场决定性作用，实现海上风电成本最小化。

  三是做好中央补贴取消的承接工作。目前海上风电距离平价上网尚需一段时间，不能简单将补贴一削了之。一方面尽快出台地方补贴及税收优惠政策。从度电补贴、投资补贴、税收优惠、用地（海）费用等方面尽快出台具体支持措施，为海上风电平价上网搭好桥梁。另一方面签订差价合约，保障企业收益。在建立现货市场的地区，可与企业提前签订带负荷曲线的差价合约，保障企业电价收益，同时也可通过负荷曲线激励企业提高功率预测准确性。

  四是完善市场机制建设。国外已经将市场机制作为推动海上风电发展的关键措施，欧盟的新能源已经全部参与现货市场。我国应加快建立健全电力市场，充分发挥市场决定性作用。一方面加快电力现货市场建设。充分体现竞争的公平性，将新能源全部纳入现货市场，通过价格信号激励灵活性电源对海上风电进行调节；以现货市场为平台，引导海上风电企业通过应用储能、制氢等方式优化功率输出。另一方面继续健全海上风电招标机制。将招标机制作为未来海上风电市场主体选择的主要方式，分别从技术、成本及时间限制等方面对企业提出要求，加强招标机制规范化管理，推动行业健康可持续发展。

  五是反映海上风电的绿色价值。可再次生产的能源与化石能源最大区别在于“绿色”特性，在竞争的环境中，应保证公平的竞争平台。一方面健全可再生能源配额机制，将配额机制作为承接补贴退坡的重要措施。以非水可再生能源为配额产生主体，以售电公司、大用户为可再生能源配额的承担主体，以绿证为重要的考核方式，推动绿证价格由市场形成，为海上风电等“绿色”能源创造收益。考虑到海上风电成本比较高，可借鉴国外经验，将海上风电单位电量赋予两倍（或更高）绿证数量。另一方面加大绿色电力交易试点推广。为进一步激励海上风电等清洁能源在更大范围内消纳，应定期组织绿电交易，鼓励用户与企业签订中长期合同，以绿证作为绿电消纳的依据，并通过绿证交易实现余缺调剂。

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