“雙碳”目標提出以來，我國海上風電發展加速。但我國海上風電發展歷程較短，經驗積累不夠，呈現出“大而不強”的特點，尤其是2022年補貼取消后，海上風電新增規模大幅下滑，一系列問題需要妥善應對。世界上部分國家在海上風電領域已經進行了長期的探索，并積累了豐富的經驗，尤其是歐盟國家，已經走在了世界前列。本文對世界海上風電發展情況進行回顧，總結其發展經驗，并基于我國海上風電發展現狀，提出先進國家海上風電經驗對我國的啟示。

海上風電發展概況

全球海上風電主要分布在歐洲以及中國。近幾年，世界海上風電發展速度較快，在單機規模、深遠海發展等方面取得了突出的成就，造價也出現了大幅下降。

1.世界海上風電發展概況

全球海上風電發展前景廣闊。一方面，《聯合國氣候變化框架公約》第26次締約方大會(COP26)就《巴黎協定》實施細則達成共識;另一方面俄烏沖突逐漸弱化歐洲對俄羅斯能源的依賴。為此，包括海上風電在內的可再生能源正加速發展。根據全球風能協會(GWEC)預測，2021～2026年，全球海上風電裝機年均增長率為6.3%，2026～2031年可達13.9%;到2031年底，全球海上風電裝機規模將達到3.70億千瓦。

海上風電單機容量大型化已經成為趨勢。隨著海上風電逐步走向深遠海，海上風電單機容量不斷增加。1991年，海上風電單機容量最大僅有0.46兆瓦;2021年10兆瓦風機已經投運。按照目前的研發計劃，預計2025年15～17兆瓦的風機即將投產。

2010年至2021年，全球新投運海上風電容量系數在39%上下波動。2021年，新安裝項目的容量系數范圍在30%~46%。自2017年(峰值，45%)以來，全球平均容量系數出現了下降，主要是由于我國海上風電所占份額的增加(約占2021年新增產能的80%)，其中我國海上風電往往在近岸或潮間帶，這些地方通常風力較差，造成全球平均容量系數有所下降。

2010~2015年，海上風電從海岸向深水方向發展，此時海上風電造價在5250美元/千瓦附近波動。2015年后，全球平均造價開始下降，并在2021年相對較快地降至2858美元/千瓦。

海上風電運維成本高于陸上風電。國際可再生能源署(IRENA)分析結果顯示，運維成本大約在0.017美元/千瓦時到0.030美元/千瓦時之間，其中較低的成本區間在歐洲和中國等成熟市場，較高的成本區間在韓國等運維供應鏈尚未完全建立的市場。從成本構成看，運維成本約占平準化度電成本(LCOE)的6%～25%。從單位容量成本看，海上風電每年運維成本為70~129美元/千瓦。

2010~2021年，海上風電的全球平均LCOE下降了60%，從0.188美元/千瓦時降至0.075美元/千瓦時。與2011年的峰值相比，2021年全球平價LCOE下降了62%。

2.我國海上風電發展概況

我國海上風電累計裝機持續增加。2015~2022年，我國海上風電累計裝機從162萬千瓦增至3250萬千瓦。其中由于2021年出現了搶裝潮，同比增加178%;2022年由于補貼開始取消，海上風電發展減速，同比增加僅23%。我國海上風電累計裝機占世界裝機的比重一直在增加，從2015年的8.9%增加至2022年的近50%。

我國各省份規模差異顯著。截至2021年底，江蘇、廣東、福建、浙江、遼寧累計裝機規模較大，分別為1184萬千瓦、650萬千瓦、314萬千瓦、220萬千瓦及105萬千瓦。上述五個省份裝機規模占全國的94%。

國企是海上風電發展的主力。截至2021年底，三峽集團累計裝機容量位居第一，達431萬千瓦。華能集團公司位居第二，為383萬千瓦。國能投、國電投、中廣核分別為358萬千瓦、313萬千瓦及235萬千瓦。

海上風電補貼取消。2020年1月，財政部、國家發改委等部門發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，提出2022年開始，新增海上風電和光熱項目不再納入中央財政補貼范圍。同年9月，財政部、國家發改委等部門發布了《關于<關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》，規定海上風電全生命周期合理利用小時數為52000小時，合理利用小時內的發電量給予補貼;超過部分的電量不再享受中央財政補貼資金。

開啟競爭性配置模式。2021年，國家發改委發布《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》，明確自2021年8月1日起，新核準(備案)海上風電項目、光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。

我國海上風電距離平價上網仍有一定差距。我國海上風電造價約1.4~1.8萬元/千瓦，部分項目甚至高達2萬元/千瓦。按照發電3500小時/年、造價1.8萬元/千瓦、上網電價0.4元/千瓦時計算，項目IRR為0%;造價降至1.4萬元/千瓦，項目的IRR為2.4%。目前，海上風電實行平價上網為時過早。

國外海上風電經驗借鑒

從海上風電分布看，歐洲累計裝機份額超過了40%(北美僅為0.1%)，而且在海上風電發展方面積累了豐富的經驗，尤其在俄烏沖突時期，歐盟更加重視海上風電的發展。以下著重對歐盟近幾年發展海上風電的相關經驗進行梳理。

一是能源戰略成為歐盟海上風電發展的重要引領。2019年底，歐委會發布了應對氣候變化新政《歐洲綠色協議》，提出到2050年歐洲在全球范圍內率先實現凈零排放，并將海上風電納入重要發展領域。2020年，為確保碳中和目標的實現，歐委會發布了《歐盟海上可再生能源戰略》，明確提出到2030年，歐盟海上風電裝機容量至少達到6000萬千瓦，到2050年，海上風電裝機容量至少達到3億千瓦。歐盟各成員國根據歐委會制定的發展戰略，相繼制訂了本國的具體戰略與發展目標。

二是能源安全成為歐盟海上風電發展的重要動力。俄烏沖突對歐盟的油氣供應、電力安全和關鍵資源供應鏈造成全面沖擊，TTF天然氣期貨價格從2022年1月的84歐元/兆瓦時(約5.7元/立方米)增至8月的236歐元/兆瓦時(約16元/立方米);德國、法國電力期貨價格突破1000歐元/兆瓦時(67元/立方米)，同比漲了近10倍以上。為確保能源安全，擺脫對俄氣的依賴，2022年3月，歐盟提出了《重新賦能歐盟計劃》(REPowerEU)，計劃將歐盟2030年可再生能源占比由原來的40%提升到45%。其中海上風電再次受到了歐盟的重視。同年8月，波羅的海沿岸國家丹麥、德國、瑞典等8國國家元首簽署了《馬林堡宣言》，計劃于2030年將這些國家在波羅的海地區的海上風電裝機容量從目前的280萬千瓦提高至1960萬千瓦，逐漸擺脫對俄羅斯化石燃料的依賴。

三是政府參與是海上風電快速發展的重要支撐。歐盟各國政府在推動海上風電發展方面發揮著重要作用。一方面，各國政府之間加強合作。2022年5月，歐盟修訂了《跨歐洲能源網絡條例》，增加了加速發展海上風電規模的許可條款，并支持歐盟國家之間的區域合作。另一方面，部分國家政府積極參與海上風電建設。例如，由丹麥能源署牽頭成立“規劃委員會”，發展規劃經過議會討論后便具有法律效力，可以有效促進部門之間的協調，確保項目前期工作順利開展。

四是完善的市場機制是海上風電盈利的保障。目前，歐洲日前市場和日內市場已實現跨國耦合，分別形成了歐盟日前統一耦合市場及日內統一耦合市場，其中包括海上風電在內的新能源全部參與現貨市場，盈利情況與現貨市場運行密切相關。為確保新能源在現貨市場中獲得穩定收益，部分國家通過差價合約等機制進行價格保障。由于引入了招標機制，差價合約的電價也在逐步下降。目前，歐洲統一大市場在推動電源之間互濟、系統運行安全、資源優化配置等方面發揮了很大作用，在海上風電發展方面起到了重要的推動作用。

我國海上風電面臨的挑戰

“雙碳”目標加速了我國海上風電的發展進程，但是我國海上風電發展仍然面臨一系列挑戰，政策需要進一步完善，經濟性、技術先進性等方面仍有很大的提升空間，行業競爭秩序也需要進一步規范。

一是政策仍需進一步完善。2020年1月，財政部、國家發改委等部門發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，提出2022年開始，新增海上風電和光熱項目不再納入中央財政補貼范圍。但是部分省份并未及時出臺銜接政策，導致海上風電發展緩慢。海上風電是資金、技術密集型的長周期產業，目前我國海上風電發展仍然處在發展初期，資金支持至關重要。

二是經濟性仍需進一步提升。成本是影響海上風電規?；l展的主要因素。從單位投資成本看，目前，我國海上風電的投資成本為1.4～1.85萬元/千瓦，是陸上風電的兩倍多。從運維成本看，海上風電運維成本占度電成本的25%～30%，是陸上風電運維成本的1.5～2倍。從單位度電成本看，目前海上風電度電成本約在0.5元/千瓦時左右，距離平價上網還有一定差距。為此，目前仍需要從設備造價、項目施工、運行維護等方面進一步提升經濟性，盡快實現平價上網，為大規模發展打好基礎。

三是技術創新需要進一步加快。我國海上風電起步晚，關鍵技術創新需要加快步伐。從我國風電產業鏈來看，大部分設備已經逐步實現國產化。但是關鍵設備仍需進口，例如大兆瓦機型的主軸軸承和變流器等核心部件較高程度依賴進口，而且我國國產的部分軸承在精度保持性、性能穩定性、壽命及可靠性等方面與國外設備仍有較大差距。另外，從技術人才需求方面看，海上風電涉及到多種行業領域，如海洋工程、船舶、電力、風力監測等，對技術人員綜合素質要求高;而且海上風電機組處于復雜的海洋環境中，使運維人員的安全防護工作承受巨大的壓力。

四是企業競爭需要進一步規范。2019年5月，國家發改委印發《關于完善風電上網電價政策的通知》，提出將海上風電標桿上網電價改為指導價，新核準海上風電項目全部通過競爭方式確定上網電價。隨后，各省陸續開展了競爭性配置。但是從近幾年的實施效果看，部分企業為了搶占資源，報出了極低的價格，對行業的可持續發展產生不利影響。目前競爭性配置的規則需要進一步完善，企業競爭行為也需要進一步規范。

對我國海上風電發展的啟示

“他山之石，可以攻玉”，借鑒國外海上風電發展經驗，得出的主要啟示如下：

一是充分發揮戰略引領作用。完整、準確、全面貫徹新發展理念，貫徹落實能源安全新戰略，將海上風電作為實現碳達峰、碳中和的重要實現路徑。一方面以碳達峰、碳中和目標為引領，出臺海上風電中長期發展戰略。我國海上風能資源豐富，對推動東部地區電源結構轉型影響深遠。為進一步引導市場主體規范、有序發展，應盡快出臺海上風電發展戰略，對海上風電發展目標、實施路徑、技術方案等予以明確，同時出臺保障措施，為行業發展樹立信心。另一方面以能源安全新戰略為根本遵循，統籌好各電源中長期發展之間的關系。海上風電大規模高比例發展，需要妥善處理好電力系統安全性、可靠性及供需平衡之間的關系。統籌火電、儲能等靈活性電源發展，結合用戶側負荷管理等措施，從整個電力系統層面進行優化，保障系統穩定運行。

二是更好地發揮政府協調作用。一方面由政府承擔起項目前期工作。相比陸上風電，企業在推進海上風電前期工作方面，需要協調的部門較多，程序復雜，而且成本較高。借鑒國外經驗，成立由政府牽頭的前期工作部門，做好各項資源勘查、規劃及審批等工作，為企業決策提供科學依據。另一方面做好產業鏈之間的協調工作。海上風電產業鏈較長，涉及環節較多，政府在保證質量監督的前提下，應鼓勵在全國層面進行各環節之間的優化，充分發揮市場決定性作用，實現海上風電成本最小化。

三是做好中央補貼取消的承接工作。目前海上風電距離平價上網尚需一段時間，不能簡單將補貼一削了之。一方面盡快出臺地方補貼及稅收優惠政策。從度電補貼、投資補貼、稅收優惠、用地(海)費用等方面盡快出臺具體支持措施，為海上風電平價上網搭好橋梁。另一方面簽訂差價合約，保障企業收益。在建立現貨市場的地區，可與企業提前簽訂帶負荷曲線的差價合約，保障企業電價收益，同時也可通過負荷曲線激勵企業提高功率預測準確性。

四是完善市場機制建設。國外已經將市場機制作為推動海上風電發展的關鍵措施，歐盟的新能源已經全部參與現貨市場。我國應加快建立健全電力市場，充分發揮市場決定性作用。一方面加快電力現貨市場建設。充分體現競爭的公平性，將新能源全部納入現貨市場，通過價格信號激勵靈活性電源對海上風電進行調節;以現貨市場為平臺，引導海上風電企業通過應用儲能、制氫等方式優化功率輸出。另一方面繼續健全海上風電招標機制。將招標機制作為未來海上風電市場主體選擇的主要方式，分別從技術、成本及時間限制等方面對企業提出要求，加強招標機制規范化管理，推動行業健康可持續發展。

五是反映海上風電的綠色價值?？稍偕茉磁c化石能源最大區別在于“綠色”特性，在競爭的環境中，應保證公平的競爭平臺。一方面健全可再生能源配額機制，將配額機制作為承接補貼退坡的重要措施。以非水可再生能源為配額產生主體，以售電公司、大用戶為可再生能源配額的承擔主體，以綠證為重要的考核方式，推動綠證價格由市場形成，為海上風電等“綠色”能源創造收益。考慮到海上風電成本較高，可借鑒國外經驗，將海上風電單位電量賦予兩倍(或更高)綠證數量。另一方面加大綠色電力交易試點推廣。為進一步激勵海上風電等清潔能源在更大范圍內消納，應定期組織綠電交易，鼓勵用戶與企業簽訂中長期合同，以綠證作為綠電消納的依據，并通過綠證交易實現余缺調劑。