近年來，在能源綠色轉(zhuǎn)型理念指引下，很多國家將海上風電作為加快推進能源轉(zhuǎn)型的重要路徑。本文借鑒歐洲典型國家海上風電平價上網(wǎng)經(jīng)驗，立足我國海上風電發(fā)展的實際情況和發(fā)展階段，探索解決我國海上風電平價上網(wǎng)的路徑，助力海上風電高質(zhì)量發(fā)展，推動能源領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)“雙碳”目標。

一、海上風電裝機容量快速攀升，成本不斷下降

1991年丹麥建成投產(chǎn)的Vineby海上風電項目，是全球首個真正意義上的海上風電場。與陸上風電相比，海上風電具有海上風能資源儲備豐富，風能質(zhì)量高；海上風電利用效率高，同時不占用土地資源、對生產(chǎn)生活負面影響小；靠近負荷中心，送電距離短等優(yōu)勢，發(fā)展?jié)摿薮蟆Ｔ谌颉半p碳”目標的提出和能源轉(zhuǎn)型的推動下，風電技術(shù)不斷突破，海上風電裝機容量快速攀升，成本不斷下降。

（一）裝機容量不斷攀升，我國新增裝機容量位居世界第一

截至2021年底，全球海上風電累計裝機容量為57.2吉瓦，同比增長近60%，占全球總裝機的比重為22.5%，其中中國占48%，英國占22%，德國占13%。從新增裝機容量看，2021年呈爆發(fā)式增長，新增裝機容量21.1吉瓦，其中中國占80%，英國占11%，越南占4%。（見圖1）

圖1  近20年以來全球海上風電裝機容量變化情況

2022-2026年，全球海上風電預計仍保持較快增長趨勢，復合年均增長率（CAGR）為8.3%，累計新增裝機將超過90吉瓦，將主要分布在歐洲、北美和東亞。其中中國、英國、美國將是全球海上風電新增裝機的主要國家，預計分別為39吉瓦、11.6吉瓦和11.5吉瓦。2022年，中國海上風電“搶裝潮”后，新增裝機預計大幅減少，全球海上風電新增裝機預計回落至8.7吉瓦；2026年預計為31.4吉瓦。

（二）海上風電成本持續(xù)下降，歐洲已步入平價上網(wǎng)時代

隨著規(guī)模不斷擴大，海上風電成本持續(xù)下降。2014年全球海上風電平準化度電成本（LCOE）為1.56元，2017年為0.79元，2021年下半年降至0.57元。LCOE最低的國家包括荷蘭、丹麥、英國和中國，分別為0.46、0.49、0.50、0.52元[1]。

未來，海上風電機組投資成本將進一步下降。2021年全球海上風電資本支出基準為每兆瓦1678.75萬元，預計2028年將降至每兆瓦1625.03萬元。預計到2030年，全球海上風電LCOE將大幅下降。中國LCOE將降至0.34元，較2021年下降33.7%；德國LCOE將降至0.38元，較2021年下降18.6%；美國LCOE將降至0.46元，較2021年下降48.5%。

目前，歐洲已步入平價時代，平均每度電低于0.5元，英國海上風電的招標電價已經(jīng)下降至每度電0.35元，德國也實現(xiàn)了零補貼，目前計劃在2023-2025年投運的歐洲項目多數(shù)電價在每度電0.4元以下[2]。

二、采取價格政策支持海上風電平穩(wěn)有序發(fā)展，是歐洲國家的通行做法

歐洲海上風電起步較早，發(fā)展較為成熟。從歐洲典型國家海上風電平價上網(wǎng)的歷程看，海上風電產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期階段都采取了固定電價扶持政策，這是促進產(chǎn)業(yè)平穩(wěn)有序發(fā)展的重要保障。

（一）英國執(zhí)行差價合約固定電價政策，穩(wěn)定海上風電收益

1. 海上風電整體情況。英國是海上風電發(fā)展領(lǐng)軍國家，累計裝機位居世界第一，新增裝機2015年位居世界第二，之前幾年均為世界第一。為滿足《2009歐盟可再生能源法令》要求，英國政府提出2030年可再生能源占比達到30%的計劃。英國海上風能資源較好。根據(jù)近年來海上風電發(fā)電數(shù)據(jù)，英國海上風電年等效利用小時數(shù)為3000-3500，其海上風電投資一直在國際上處于較高水平。

2. 海上風電配套送出情況。英國海上風電場項目接入系統(tǒng)輸電設(shè)施（OFTO）包括海上升壓平臺至陸上并網(wǎng)點之間的全部設(shè)施，有海上升壓平臺、海上送出電纜、陸上送出電纜、陸上升壓站。OFTO分風場開發(fā)商建設(shè)后轉(zhuǎn)讓第三方運營商和運行商建設(shè)并運營兩種開發(fā)模式。不論OFTO選擇任一種開發(fā)模式，其運營都將交付于有資質(zhì)的OFTO運行公司進行運營，以便滿足發(fā)輸電分離的監(jiān)管要求。（見圖2）

圖2 英國某海上風電場接入系統(tǒng)示意圖

3. 海上風電價格機制。英國風電政策主要由可再生能源義務(wù)（RO）和差價合約固定電價（CfD）構(gòu)成。2017年前包括風電在內(nèi)的可再生能源發(fā)電項目可在RO和CfD之間任選其一。RO規(guī)定電力公司供電結(jié)構(gòu)中必須有一定量的可再生能源電力。RO政策適用周期為20年，未來英國消費者的電費單中，將不再包括有RO項目的電費支出。CfD規(guī)定國有結(jié)算公司與發(fā)電企業(yè)簽訂長期合同確定合同價格，在交易過程中如果市場平均電價低于合同價，則向發(fā)電企業(yè)予以補貼至合同價；反之則發(fā)電企業(yè)返還高出的部分。

（二）德國實施差別化初始電價執(zhí)行期政策，確保海上風電合理收益

1. 海上風電整體情況。德國在北海和波羅的海投入運營的400兆瓦海上風電，投資成本占比約四分之三，運行成本占比約四分之一。德國對海上風電的目標是到2025年總裝機容量達到11吉瓦，到2030年達到15吉瓦。

2. 海上風電配套送出情況。德國采用現(xiàn)有陸上電網(wǎng)企業(yè)負責海上輸電線路建設(shè)、運營模式。德國政府對海上風電外送設(shè)施統(tǒng)一進行規(guī)劃，每個風電場集群都由政府委托TenneT公司（輸電公司）配套建設(shè)高壓換流平臺以提供并網(wǎng)服務(wù)，并且從海上到岸上的送出海纜及陸上輸電系統(tǒng)也都由TenneT公司負責，對海上電網(wǎng)的功能、技術(shù)、容量、工期、運營年限等提出具體要求，分界點為場內(nèi)升壓站155KV GIS出口。風電場開發(fā)商只需要安裝建設(shè)風機、基礎(chǔ)、場內(nèi)海纜及場內(nèi)海上升壓平臺等設(shè)施，而無須投資建設(shè)外送電力設(shè)施。（見圖3）

圖3  德國某海上風電場接入系統(tǒng)示意圖

3. 海上風電價格機制。德國依據(jù)可再生能源法（EEG）實行風電固定電價政策。根據(jù)最新EEG法案，2018年前建成投產(chǎn)的海上風電項目，初始電價為每度電1.33元，執(zhí)行期為8年，第9-12年的初始電價為每度電1.05元，其后執(zhí)行基本電價為每度電0.24元。2018年及以后建成投產(chǎn)的海上風電項目，初始電價為每度電1.05元，執(zhí)行期為12年，其后執(zhí)行基本電價為每度電0.24元。2018年后對于新建項目，依據(jù)投運時間，初始電價和基礎(chǔ)電價逐年降低7%。此外，對于不同的離岸距離和水深，采用了延長初始電價執(zhí)行期的方式，對于海岸線超過12海里的，每滿1海里每度電1.05元的初始電價延長半個月；對于水深超過20米的每滿1米水深，每度電1.05元的初始電價延長1.7個月。[3]

三、中央財政補貼取消后，我國海上風電新項目平價上網(wǎng)難

中央財政補貼政策推動了我國海上風電高速發(fā)展，為我國海上風電彎道超車，打造全球海上風電制高點發(fā)揮了重要作用。中央財政補貼取消后，我國海上風電成本高難以平價上網(wǎng)，在地方政府相關(guān)政策不明確的情況下，海上風電發(fā)展前景不明。

（一）中央財政補貼政策推動我國海上風電高速發(fā)展

我國海上風電行業(yè)起步較晚。隨著引進國外先進技術(shù)，疊加政府政策引導扶持，裝機規(guī)模持續(xù)快速增長，逐步縮小了與歐洲成熟市場的差距。截至2020年底，全國海上風電累計裝機達到9吉瓦，占風電裝機的3.2%，主要分布在江蘇、福建、廣東和浙江等沿海省份；2020年新增裝機3.06吉瓦, 占全國海上風電累計裝機的34%；2021年新增裝機量達16.9吉瓦，是2020年全球海上風電新增裝機量的三倍。這種爆炸性增長主要是由于中央財政補貼最后期限推動海上風電項目加快投資形成。

（二）新政策出臺后海上風電平價上網(wǎng)難，發(fā)展前景未明

根據(jù)《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》， 2022年后新增海上風電不再納入中央財政補貼范圍，由地方按照實際情況予以支持。《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》規(guī)定，對海上風電新建項目實施平價上網(wǎng)政策，上網(wǎng)電價自2021年起由當?shù)厥〖墐r格主管部門制定。目前我國海上風電成本高，難以實現(xiàn)平價上網(wǎng)。主要體現(xiàn)在以下3個方面：

1. 建設(shè)成本不斷增加

我國海上風電產(chǎn)業(yè)鏈整體還處于發(fā)展的初級階段，設(shè)備制造企業(yè)多而不強，大容量機組技術(shù)及運行經(jīng)驗不足，海上風機部分關(guān)鍵零部件仍需進口，國產(chǎn)化率較低。且隨著海上風電開發(fā)朝深遠海邁進，對海上風電技術(shù)要求增大，且海上升壓站建設(shè)點離岸距離更遠，相應(yīng)送出線路的成本，如海底電纜等材料成本、施工船運輸成本都將不斷增加。

2. 項目審批環(huán)節(jié)多周期長導致機會成本高

海上風電項目核準前需取得海洋、海事等部門對海洋環(huán)評、海域使用論證、通航安全評估等多項批復，有的還需取得規(guī)劃、國土部門的規(guī)劃選址意見、土地預審意見等。海上風電項目核準涉及部門多、審批流程長、手續(xù)繁瑣復雜、協(xié)調(diào)起來困難，導致機會成本升高。

3. 地方財政補貼政策不明確導致融資成本高

中央財政補貼取消后，目前僅有廣東、浙江等少數(shù)省份已出臺或有意出臺地方補貼政策，其他沿海省市態(tài)度尚不明朗。如果地方不接力補貼，新增項目經(jīng)營收益難以保障，甚至會出現(xiàn)虧損，社會投資意愿受到抑制，企業(yè)融資受影響，在一定程度上會抬高項目融資成本。

四、海上風電上網(wǎng)價格不能“一平了之”，需要統(tǒng)籌規(guī)劃、綜合施策

我國取消中央財政補貼政策后，海上風電面臨的突出問題就是成本過高，短期內(nèi)無法通過自身努力降低成本實現(xiàn)平價上網(wǎng)。從歐洲海上風電平價上網(wǎng)歷程可以看出，無論英國還是德國都采取了一些扶持性政策，確保企業(yè)能夠獲取穩(wěn)定收益。《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》提出，有序推進海上風電基地建設(shè)，鼓勵地方政府出臺支持政策，積極推動近海海上風電規(guī)模化發(fā)展，積極推進深遠海海上風電降本增效，開展深遠海海上風電平價示范。為實現(xiàn)上述目標，從近期看可以分地區(qū)研究制定海上風電補貼政策、統(tǒng)籌規(guī)劃疏導海上風電送出成本，從長期看要聚焦“卡脖子”技術(shù)，加強創(chuàng)新、降低成本。為促進政策的平穩(wěn)實施，進一步推動我國海上風電產(chǎn)業(yè)從健康有序發(fā)展到高質(zhì)量發(fā)展，提出以下建議：

（一）綜合施策，構(gòu)建海上風電政策儲備工具箱

從全球能源發(fā)展趨勢看，很多國家已將海上風電作為未來能源發(fā)展的重要戰(zhàn)略。在我國綠色能源轉(zhuǎn)型中，海上風電將發(fā)揮越來越重要的角色。未來我國也將成為全球海上風電的引領(lǐng)者。針對目前新增項目成本高難以平價上網(wǎng)的問題，建議加強對海上風電的頂層設(shè)計，綜合施策，穩(wěn)定產(chǎn)業(yè)發(fā)展。加強財政補貼、貸款優(yōu)惠、稅收減免及創(chuàng)新扶持、研發(fā)激勵、參與綠色電力證書交易、參與碳排放交易等方面加強研究，構(gòu)建政策工具箱。根據(jù)我國海上風電發(fā)展情況和階段特征，及時公布出臺相關(guān)政策組合，助力企業(yè)平價上網(wǎng)。

（二）因地制宜，分地區(qū)研究制定海上風電補貼政策

海域自然條件是影響海上風電成本的重要因素，我國海上風力資源分布與歐洲國家相比，情況更加復雜，不同省份面臨的風力資源豐富程度不同，而且海底的開發(fā)環(huán)境也存在較大差異。這些自然條件差異一方面影響到海上風電的建造安裝成本，另一方面對日常運維成本也會產(chǎn)生影響。另外，近遠海自然條件、新舊（柔直、常規(guī)）技術(shù)等差異，也會影響海上風電成本，也需要對這些成本疏導的需求和方式方法進一步研究。此外，不同地區(qū)的上網(wǎng)電價水平、財政收入高低、電力消納能力等各有特點，也會對補貼水平和方式等產(chǎn)生影響。

因此，各地政府在出臺相關(guān)補貼政策時，應(yīng)因地制宜、精準施策，充分考慮本地海上風電成本及變化趨勢，結(jié)合當?shù)仉娏肯{、財政等經(jīng)濟社會發(fā)展情況。目前已有少數(shù)省份嘗試性出臺省級補貼政策，建議在此基礎(chǔ)上開展省際間調(diào)查研究分析，根據(jù)不同地區(qū)的綜合情況，提出地方性補貼等相關(guān)政策建議，加快出臺對補貼范圍、補貼規(guī)模、補貼期限等方面的指導意見，推動海上風電向平價平穩(wěn)過渡。

（三）統(tǒng)籌規(guī)劃，合理疏導海上風電配套送出工程成本

為盡快實現(xiàn)并網(wǎng)，目前我國海上風電配套送出工程均由發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)。隨著風電場建設(shè)逐漸走向深遠海，對送出線路的技術(shù)要求將不斷提高，相應(yīng)配套送出工程的成本將不斷增加。從政策上看，《國務(wù)院辦公廳關(guān)于轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)改委國家能源局關(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案的通知》指出，“接網(wǎng)及送出工程原則上由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)”。從國外海上風電和國內(nèi)其他發(fā)電企業(yè)發(fā)展實踐看，配套送出工程多是先期由發(fā)電企業(yè)建設(shè)再售賣或租賃給電網(wǎng)企業(yè)，或者直接由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)，最終納入輸配電成本。

在取消中央財政補貼、實施平價上網(wǎng)后，配套送出工程成本難以通過上網(wǎng)電價疏導。另外，水電、核電等配套送出工程均由電網(wǎng)公司統(tǒng)一建設(shè)，這就導致海上風電無法與其他不含外送線路的能源公平參與市場競爭。因此，建議采取與國外海上風電和國內(nèi)其他類型發(fā)電類似的處理方式，即已建成的配套送出工程由電網(wǎng)企業(yè)收購或租賃的方式承擔建設(shè)成本，考慮到這部分資產(chǎn)存量大，短期內(nèi)建議以租賃方式為主；對新開發(fā)的項目，建議由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一出資建設(shè)。運維可由電網(wǎng)公司或電網(wǎng)公司委托海上風電企業(yè)負責。相應(yīng)外送線路的投資與運營成本均通過納入輸配電價疏導。

（四）加強創(chuàng)新，聚焦解決“卡脖子”核心技術(shù)

關(guān)鍵風電機組是海上風電最為核心的設(shè)備，其性能和可靠性在很大程度上決定了風電場的投資收益。通過加強風電機組關(guān)鍵技術(shù)、核心部件的自主創(chuàng)新能力，聚焦海上風電“卡脖子”問題，加快實施海上風電設(shè)備國產(chǎn)化路線，提高風電機組運行穩(wěn)定性，降低風電機組制造和運維成本。建議利用國家可再生能源基金等支持海上風電研發(fā)，鼓勵擁有完全自主知識產(chǎn)權(quán)的國產(chǎn)整機和零部件開發(fā)并給予一定的財政補貼，減少企業(yè)自主研發(fā)的風險，降低其開發(fā)成本。海上風電屬于國家支持的高新技術(shù)產(chǎn)業(yè)，應(yīng)按照“重大技術(shù)裝備研制和重大產(chǎn)業(yè)技術(shù)開發(fā)規(guī)劃”的總體要求，給予海上風能企業(yè)一定的稅收和信貸優(yōu)惠，增強產(chǎn)業(yè)的整體競爭力。