2.   歐洲海上風電市場展望
　　
　　雖然2016年歐洲海上風電的并網容量遠低于2015年，但大量項目的開工建設意味著，在未來兩年，并網容量將會顯著增加。
　　
　　由于第三輪拍賣被延期，在2016年增長出現放緩后，英國海上風電發展速度將明顯加快。德國市場將持續增長。比利時也將有新增裝機，這主要來自于Nobelwind風電場和兩個于2016年8月被核準的項目。未來兩年，丹麥和荷蘭于2015年和2016年獲得特許權的項目也將開始動工。
　　
　　到2019年，歐洲開工建設的海上風電項目數量將減少，因為彼時歐盟各個成員國此前依據可再生能源指令（Renewable Energy Directive）制定的國家可再生能源行動計劃（NationalRenewableEnergy Action Plans，NREAPs）將到期。與2016年相似，到2020年，雖然有大量項目處于建設中，但歐洲海上風電裝機規模的增長速度將趨緩。屆時，歐洲海上風電的總裝機將達到24.6GW。
　　
　　目前正處于建設中的項目將會新增裝機容量4.8GW。經WindEurope確認，有24.2GW的項目已經獲得核準，即將開工建設。還有7GW的項目正處于核準中。此外，還有總計65.5GW的項目正在規劃中。
　　
　　德國將在2017年和2018年通過過渡招標（TransitionalTenders）的方式競拍3.1GW的海上風電裝機容量，涉及23個項目。這些項目預計將在2025年交付。
　　
　　從獲得核準建設的裝機規模來看，英國的占比是最高的，達到48.1%，總裝機容量為11,957MW。緊隨其后的則是德國（6107MW，24.6%）、瑞典（1981MW，8%）、荷蘭（1380MW，5.6%）、丹麥（1151MW，4.6%）、愛爾蘭（1000MW，4%）和比利時（914MW，3.7%）。其他國家和地區則有348MW的裝機獲得核準，占比1.4%。
　　
　　在荷蘭，項目一旦招標結束，將很快獲得核準。2017年，該國Hollandse Kust Zuid項目完成招標后，將會新增700MW的裝機規模。
　　
　　在愛爾蘭和瑞典，短期內預計將沒有項目進入建設階段。
　　
　　通過對獲核準建設的風電項目進行分析可以得出，從中期來看，北海依然是海上風電開發的主要海域，占核準規模的78%，達到19,393MW。波羅的海則是另一個主要開發區域，占比14.1%（3490MW）。
　　
　　大西洋海域占4.1%（1025MW），而一旦法國的海上風電項目被核準，還將新增3GW裝機。
　　
　　愛爾蘭海占比2.6%（657MW），主要來自于WalneyExtension項目。地中海也有一些項目獲得了核準，裝機容量為272MW，占比1.1%。但在2020年之前，該海域的裝機規模不會大幅增加。
　　
　　2017年，有望完成最終投資決策的海上風電項目總裝機規模預計將達到2.8GW，包括Borssele風電場1期和2期（700MW）、Borssele風電場3期和4期（700 MW）、Global Tech風電場2期（553MW）、KriegersFlak風電場（600 MW），以及DeutscheBucht風電場（252MW）的融資關閉。Butendiek風電場（288 MW）的再融資以及London Array風電場（630MW）的少數股權也計劃將在2017年進入融資關閉階段。取決于公開交易的成本情況，2017年的融資需求最高可能達到70億歐元。
　　
　　3.   中國海上風電現狀與挑戰
　　
　　我國擁有發展海上風電的天然優勢，海岸線長達1.8萬公里，可利用海域面積300多萬平方公里，海上風能資源豐富。根據中國氣象局風能資源詳查初步成果，我國5至25米水深線以內近海區域、海平面以上50米高度范圍內，風電可裝機容量約2億千瓦時。可以看出，海上風電是我國發電行業的未來發展方向。
　　
　　2016年，我國陸上風電新增裝機容量有所回落，而海上風電裝機實現大幅度增長。根據中國風能協會的統計，2016年，我國海上風電新增裝機(吊裝量)154臺，容量達到59萬千瓦，比上年增長64%，累計裝機量達到163萬千瓦，排在全球海上風電裝機榜單第三位。而我國陸地風電主要位于我國西北部，當地消納能力有限，對外輸送有賴于特高壓輸電線路建設的現狀。海上風電可發展區域主要集中在我國東部沿海地區，大力發展海上風電，不僅可以滿足東部用電需求，陸、海風電相結合，更會加快我國綠色發電的步伐。
　　
　　更重要的是，海上風電是我國“一帶一路”倡議及“十三五”新能源規劃的重點產業，是推動沿海經濟發達地區能源轉型的重要手段。
　　
　　早在2016年11月，國家能源局印發的《風電發展“十三五”規劃》就提出，到2020年，風電累計并網裝機容量確保達到2.1億千瓦以上，其中海上風電并網裝機容量達到500萬千瓦以上。今年5月3日，山東發改委響應國家能源局號召，發布《山東電力發展“十三五”規劃》。規劃指出，到2020年，山東省建成風電裝機1400萬千瓦。規劃魯北、萊州灣、渤中等6個百萬千瓦級海上風電場，總裝機規模1275萬千瓦。今年5月4日，國家發改委聯合國家能源局印發《全國海洋經濟發展“十三五”規劃(公開版)》，提出應因地制宜、合理布局海上風電產業，鼓勵在深遠海建設離岸式海上風電場，調整風電并網政策，健全海上風電產業技術標準體系和用海標準。隨著系列政策的出臺落地、經驗的積累和經濟性的凸顯，我國海上風電持續推進，有望在“十三五”期間迎來黃金時代。
　　
　　根據2017年最近的統計數據，中國在建與已投產的風電累計發電功率已達到4.44GW，占到全球總量的17.95%，穩居世界第三位，同時，從中國的新增海上風電發電功率趨勢來看，其增長勢頭強勁，與世界第二位丹麥的差距也在不斷縮小。
　　
　　不過，盡管迎來了較好的政策環境和市場機遇，我國海上風電發展仍面臨諸多挑戰。
　　
　　其一，面臨成本較高的問題。據國網能源研究院統計，海上風電的平均投資成本約為陸上風電的2.8倍。2015年，中國海上風電的平均投資成本約為2400美元/千瓦(折合人民幣14743元/千瓦)。另據彭博財經數據統計，中國現有大部分海上風電項目的成本約為0.16美元/千瓦時至0.23美元/千瓦時(折合人民幣0.98元/千瓦時至1.41元/千瓦時)，遠高于煤電、氣電和陸上風電的成本，也高于國家發改委規定的海上風電上網電價。
　　
　　其二，面臨技術風險。海上風電機組的單機容量更大，對風電機組防腐蝕等要求更為嚴格，質量問題尤為重要。又比如建設階段需要更大噸位的船舶、具備建設能力的參與方數量有限、市場容量有限、設計過程復雜而漫長、行業標準缺失等。
　　
　　為了迎接挑戰，推動海上風電行業發展，可以從以下措施入手：
　　
　　進一步完善支持海上風電發展的各項政策措施，確保對海上風電的支持力度，同時積極為企業開展項目建設提供便利條件。
　　
　　進一步加大海上風電相關的投入，扎扎實實地做好技術研發，積極開展國際合作，通過工程實踐進一步完善相關的技術方案和標準規范體系，克服技術難題。
　　
　　扎實基礎工作，包括整機制造、施工技術研發等領域，避免或降低因后期出現問題導致的高額維護成本。
　　
　　政策力度不斷加大，研發投入的不斷增加，實踐經驗的不斷積累，都將推動海上風電全產業鏈技術水平的進步和成本下降。我國海上風電競爭力將不斷增強，發展前景廣闊。
　　
　　二、各國海上風電政策簡析
　　
　　海上風電，作為一種較陸上風電和光伏發電更稚嫩的新能源發電技術，是扶持政策的重點對象，中國海上風電的直接激勵政策歷經了特許經營權拍賣到上網電價補貼，往后是否會走到配額制加綠證還不得而知，而歐洲的直接激勵政策則略有不同，近些年的大體趨勢卻是從固定補貼轉向了特許經營權拍賣。
　　
　　對于一項新技術的扶持往往是一整套體系，以海上風電為例，政策扶持涉及到較多方面，如整個裝機目標的確定、選址方式、電網連接、供應鏈發展、研發支持等，在此僅對歐洲幾個海上風電發展大國的直接激勵政策（補貼機制）稍作整理。
　　
　　2016年，全球海上風電裝機達到14.4GW，其中歐洲占據了其中的87%，尤以英國、德國、丹麥、荷蘭、比利時五國為主。 　　
　　※ 固定電價補貼／綠證不受歡迎
　　
　　由于電力市場較為完善，歐洲大部分國家對可再生能源發電的補貼政策已經從FIT轉向了FIP，即更多考慮市場電價。其中固定電價補貼（fixed-FIP）即上網電價由市場電價和補貼兩部分決定，補貼多為固定額度，丹麥針對陸上風電的補貼就采取此類模式。而國內現在比較火的綠證其實與此類似，綠證可以理解為另一種補貼，其價格由不同的市場機制形成，其中英國的ROC和美國各州的RPS體系也不盡相同。對于海上風電，這種補貼模式在歐洲并不盛行。這種補貼模式下的上網電價并不固定，其中固定補貼模式下，上網電價相當于市場電價平行上抬，而綠證模式下，由于綠證價格的形成機制不同，價格靈活，上網電價更加多變。
　　
　　※ 浮動電價補貼是主流
　　
　　由于固定電價補貼下的上網電價不可預期，開發商收益受市場波動影響，風險較大，并不利于海上風電這種新興技術的初期發展，丹麥以及歐洲眾多國家采取了浮動式電價補貼方式。即上網電價固定，而補貼額度為上網電價和市場價的差額。成交價即海上風電廠所得上網電價，為固定值，這個價格或為政府制定，或為競拍所得。而成交價與市場價或校準市場價之間的差額構成了補貼。其中校準市場價多為在年平均市場價的基礎上考慮其他一些風險因素，進行調整，各國考慮因素也不一。
　　
　　此外，各國對價格風險控制的態度也有所不同，有些設置了補貼下限，有些設置了補貼上限，有些則完全放開。
　　
　　※ 競價成為新潮流
　　
　　目前，采用競拍的方式決定上網電價正在成為趨勢，英國、德國、荷蘭都開始改成這種形式，與中國最初推行海上風電時實施的特許經營權有些類似。這種模式下產生的價格由競爭產生，更利于海上風電價格下降，但對于企業而言風險較大，更適宜較為成熟的市場，無論是供應鏈還是玩家的風險掌控能力都更強。
　　
　　競拍規則各國有所不同，歐洲各國均采取度電價格投標，以價低者中標，但最后出清價格各異，其中英國以競拍最高價出清，而大多數國家采用中標價出清。而中國的特許經營權綜合考量多方因素，價格只是其中一個要素。美國則采用商業租賃的形式，拍賣土地，價高者獲得。
　　
　　雖然競價模式因競爭可以盡快降低價格，但也增大了企業的風險，存在企業違約即不履行項目或推遲項目的可能，如中國的第一次海上風電的特許經營權競標就出現了類似的尷尬，雖然價低，但項目遲遲無法啟動。
　　
　　為平衡價格與風險，各國各有想法。如通過政府來確定地點而非讓企業自主選擇，從而降低選址失誤的風險與成本，但也會一定程度上限制企業的自主性。再比如通過預選的方式，設置標準，排除一些投標?；蚴侨绾商m增收投標保證金來提高門檻，但英國則選擇免費投標，吸引更多競爭。
　　
　　最后，對于未能按時履約，大多數國家都采取較高處罰措施，降低風險，而德國則選擇了較低的懲罰措施。這也可以部分解釋德國在今年上半年創造的零電價競標，即完全接受市場電價無需補貼。另一方面的原因可能是，項目完成日期設定較晚，為2024年，開發商對于技術進步有較為樂觀的預期。
　　
　　三、海上風電發展趨勢
　　
　　全球海上風電發展迅速，市場廣闊。2016年全球累計海上風電產能增長2,219MW，增幅18%。據全球風能理事會(Global Wind Energy Council)估計，2017年產能有望再增3GW。另外，根據市場研究機構Markets發布的報告，2017年全球海上風電市場投資約270.2億美元，預計到2022年增長到551.1億美元，期間復合年增長率達15.32%。
　　
　　如果全球經濟一直朝著無碳化的方向發展，到2030年，風電必將成為主力電源。國際可再生能源署認為，海上風電的總裝機在2030年將達到100GW，但如果能夠從政策層面使可再生能源在全球能源結構中的占比翻番，那么到2030年海上風電的裝機規模有望進一步擴大——風電總裝機將達到1990GW，其中海上風電占280GW。
　　
　　海上風電產業的發展現在已經不僅僅覆蓋北歐區域，開始向北美洲、東亞、印度和其他地區擴展。美國第一個海上風電場已在去年投產，中國海上風電產業也有了進一步的推動，計劃將在臺灣市場大力開發海上風電；在可預見的未來，盡管歐洲仍將繼續稱霸海上風電市場，但目前的趨勢表明，在未來幾年內全球海上風電將很有可能開始呈現全面騰飛的局面。
　　
　　海上風電的技術發展趨勢：
　　
　?。?）葉片制造技術以及傳動系統性能的持續改善。這使得可以應用更大型的葉片，相應地提高了單機容量。目前主流在役機組的單機容量為6MW，風輪直徑達到150m。運用更大型的機組，可能并不一定會在現有設計的基礎上進一步降低單位兆瓦的資本成本，但卻可以通過提高可靠性以及降低單位兆瓦的基座制造和吊裝成本，來降低度電成本。預計到21世紀20年代，單機容量為10MW的海上風電機組將會投入商業化應用，而到21世紀30年代，單機容量為15MW的機組將可以進入市場。 　　
　?。?）機組吊裝的便捷化。機組吊裝將會不斷趨于簡單。通過在港口組裝和預調試機組，并在海上一次性完成吊裝工作，可以大大簡化原有的環節。另外一種創新則是預先安裝好機組和基座，再通過定制的運輸船或者拖輪將其運到指定的機位點。這些方面的創新有助于降低吊裝成本，并規避健康和安全風險。
　　
　　（3）漂浮式基座的發展。漂浮式機組是另外一個將會對海上風電成本下降產生重要影響的創新環節，并有望在2020年實現商業化。應用該類型的基座，可以使海上風電開發進入到風能資源更好，水深超過50m的海域。在中等水深（30m—50m）的海域，相比于固定式基座，漂浮式基座無疑更具成本優勢，因為其可以使基座設計標準化，并能夠最大限度地減少海上作業。此外，安裝這種基座時還可以使用造價低、現成的安裝船。
　　
　　（4）輸電環節的創新。輸電環節也存在諸多可以創新的方面，其中就包括減少海上高壓交流（HVAC）基礎設施。在輸送離岸較遠的風電場所發電力時，高壓直流（HVDC）方式要優于高壓交流（HVAC）方式，因為前者可以減少線損以及電纜成本。高壓直流輸電基礎設施成本的下降，將可以為其打開新的應用市場，并使高壓直流變電站的互聯成為建設國際或者洲際高壓交流超級電網的第一要素。