“大跃进”后, 欧洲新能源为何陷入“大危机”? 海上风电的启示
“大跃进”后欧洲的海上风电事业复苏的条件是什么？
文｜Étienne BEEKER
翻译｜慧诺
来源｜IFRI
▲ 图源：互联网
在“狂飙”之后，欧洲的海上风电产业在多重危机下需要做出调整。在外部，疫情和俄乌冲突让供应链紧张、通货膨胀、利率上升等问题继续恶化；在内部，更多技术层面的因素，如政府招标设计、非价格相关标准等，也让转型迫在眉急。对此，本文将概述欧洲风电产业的现状，剖析恶化的原因，并确定产业复苏所需的条件。
1 混乱的夏天：欧美风电遭遇危机
在2023年夏季，海上风电产业遭遇了一系列不利消息。7月19日，瑞典大瀑布电力公司（Vattenfall）宣布暂停英国Norfolk Boreas项目，这是英国最大的海上风电项目之一，装机量为1.4 GW。该公司的解释是，项目成本上升了40%，对其来说无法承受。分析人士指出，这似乎标志着整个英国海上风电行业“真正危机”的开始。
8月底，全球最大的海上风电开发商丹麦沃旭（Orsted）宣布，其美国海上风电资产存在高达23.5亿美元的减值风险，并考虑退出该国的一些项目。这家曾经的天然气和石油巨头，一直依赖通过风电技术来实现更多“绿色”业务，而这一挫折不是好兆头。沃旭并不是唯一遭遇困境的公司，西班牙最大风电开发商伊比德罗拉（Iberdrola）在夏季初同意取消马萨诸塞州海岸一家风电场的电力销售合同，并为此支付了4800万美元。
9月8日，英国的第五轮可再生能源招标没有吸引到任何海上风电开发商，尽管有5GW的项目符合竞标资格。投标价上限设置为44英镑/MWh（2012年价格，按当前价格约为60英镑或70欧元/MWh）。这一结果并不令人意外，开发商们已经警告政府，价格上限应该上调，以反映俄乌冲突、关键原材料如天然气、钢铁、铜、锌等价格上涨，以及由于利率上升导致的融资成本上升等不利影响。
风电行业也不能免责。此前，许多开发商都曾向供应商施压，要求以低价完成项目。现在，供应链上的企业都试图通过提高利润，进而弥补高昂的原材料成本。此外，中国风电设备企业（如金风、远景、明阳、威迪）的价格优势也让欧洲制造商承担了更大压力。此外，中国供应商还能提供分期付款选项，这是经合组织国家企业无法提供的。对此，欧盟对中国风电机组启动反补贴调查，类似于此前的电动车补贴调查，都是欧洲目前“绿色保护主义”的坚决策略之一。
这个夏日危机的最直观后果是多数公司的信用评级下降。然而，由于风电公司大规模借贷来支持其增长，已受到成本上升，再叠加利率上升的冲击，其项目的盈利能力或将持续恶化。
德国的情况似乎相对更优，因为该国采用了不同的招标模式，即竞标方可以根据他们愿意支付的权利来建设风电场。7月中旬，英国石油公司（BP）和法国道达尔（Total Energies）赢得了北海和波罗的海7 GW新装机量的重要招标。为此，两家企业承诺支付126亿欧元以获取建设和运营的权利，并通过与消费者企业签订的长期电力购买合同来出售所产生的电力。
这一巨额投资可能会使每MWh风电的生产成本增加30至40欧元，显示出两家公司对该地区项目的浓厚兴趣，但也引发分析师对项目盈利性的质疑。此外，虽然这两家“财大气粗”的公司能够承担相关成本，但其他传统的海上风电项目开发商可能被挤出市场，并最终导致整体电力价格上涨。
（一）海上风电的高成本现实
如今，风电项目的“平准化度电成本”（Levelized Cost of Energy，LCOE）很可能已超过100欧元/MWh。（译者注：LCOE主要用于风电、光伏、储能、火电、水电等能源项目的发电成本计算。该指标是将项目生命周期内的成本和发电量按照一定折现率进行折现后，计算得到的发电成本，即项目生命周期内的总成本现值/总发电量现值，用于横向比较不同类型，如光伏、风电、火电、水电等发电项目的成本，以作为电价的参考。）
评估单个海上风电项目的经济性相当复杂，因为它取决于项目距离海岸的距离、当地风资源、部署速度、设备成本（资本支出，CAPEX）、维护成本（运营支出，OPEX），以及融资条件。此外在某些情况下，海底租赁条件也是重要的成本来源。另一方面，风电所生产的单位电力价格可基于长期电力购买协议（如私人购买协议，与国家签署的差价合约），或通过大宗市场上转售来确定，因此项目未来收入并不确定性。
欧洲海上风电的LCOE的具体数字并不清晰。英国《金融时报》此前发布了一张图表，显示美国的成本在130至180美元/MWh之间，德国在80至130美元/MWh之间，而英国的数字似乎已经过时（考虑到最新的英国招标未获回应，那么成本很可能已高于75美元）。国际可再生能源署（IRENA）在其2022年年度报告中提到，欧洲的成本大约在60至90美元/MWh之间。这是2023年夏季危机前的评估，如今应该更高。例如，法国风能协的总代表提到，法国的合理生产成本为130至150欧元/MWh。
在美国，纽约州近海项目的开发商，包括挪威Equinor和英国BP，已经将报价从110-118美元/MWh的提高到了140-190美元/MWh。另外，在今年8月初发布的一项研究中，彭博新能源金融估计，尽管获得了40%的税收抵免等有利的财政支持，美国的风电LCOE从2012年的77.30美元/MWh上升到2023年的114.20美元/MWh，增幅为47％。
纵观欧美可再生能源发电市场，与其他发电方式相比，海上风电成本已明显偏高。在欧洲，电力市场价格在100-120欧元/MWh的范围内波动，与疫情前的50-60欧元/MWh相比也属于较高水平。
（二）未计入LCOE的其他成本
上述LCOE还未考虑连接和强化电网的、系统平衡以及备用计划的成本。
连接和强化电网的成本取决于风电场的布局条件。考虑到在海洋环境中进行操作以及使用耐腐蚀设备的困难，这些成本可能非常高。例如，变电站是重要的成本项目（每个约2.5亿欧元），并且有制造瓶颈。所有的转换和连接设备将导致额外成本，介于20到50欧元/MWh。在大多数情况下，这些成本由电网管理者（GRT）承担，因此由电力消费者负担。如今，因为部分GRT的财务能力已经达到极限，一些项目方开始替代GRT。这将有助于实现整个设备只有一个运营商，并减少协调不当的风险。
“系统平衡”指通过灵活的手段（通常是燃气电厂或储能）来维持电网的稳定性。由于海上风电相对稳定，这部分成本较低，为3至6欧元/MWh。备用电源则用于确保在无风时继续发电，其成本估计在每8欧元/MWh左右。
此外，一些人考虑在海上通过风电制氢，以摆脱平衡和备用成本。然而，考虑到如今电价已高达100欧元/MWh，再加上电解器这种复杂设备的安装和运营成本，以及将氢气运往大陆的成本，这种不经济的做法似乎短期难以实现。尽管如此，欧盟委员会已启动了“氢银行”，并将于11月进行首次拍卖，拨款为8亿欧元，为期十年，旨为氢气供需之间的差价提供补贴，最大额度为4.5欧元/kg氢气。这些氢气拍卖可能在北海地区有一定市场。
（三）LCOE飙升的主要原因
资金成本是LCOE上升的主要推手。当前，大多数风电产业企业的借款利率已从2-4%上升到7-9%。我们的独立估算显示，利率上升占总风电LCOE增加的35%，与Bloomberg NEF的33%接近。此前，相比2020年原子能委员会（NEA）与国际能源署（IEA）关于电力生产成本的报告中，LCOE已经上升到平均加权成本的7%，达到87.50欧元/MWh，增加了28%。低利率时期已经结束，这将严重影响高资本的新能源投入项目，而沃旭等头部企业面临的困难可能会进一步侵蚀投资者信心。此外，如果电力仅在短期市场上出售，海上风电产业的资金风险将更为突出。
组件价格是LCOE增加的第二大因素。通货膨胀、原材料供应难度、低利润、生产更大涡轮机而进行的研发竞赛，以及缺乏明确定义的项目，这都让欧美设备生产商的面临巨大的转型压力，难以继续扩大产能或重新定位。此外，与非欧美制造商的激烈竞争，也在重塑整个供应链。
如今，各国的头部企业似乎都在追求更大的风力涡轮机，但这种竞争可能更多是困扰而非好处，因为供应链难以及时跟进。当前，在一些关键环节上，供应链风险已经凸显。
转子叶片由玻璃纤维制成，使用复合材料组装，如今相关原材料价格的大幅上涨。根据咨询公司Rystad Energy的数据，目前叶片是欧洲风力涡轮机供应的瓶颈，中国拥有全球60%的生产能力，而欧洲（包括陆地风电）只有15%。法国和丹麦是主要的制造厂所在国，但只有丹麦的工厂能够设计用于制造12 MW的涡轮机。
机舱生产非常集中，99%的设施位于欧洲和亚太地区。中国的产能为16 GW，而而整个欧洲的产能只有9.5 GW，预计到2023年将增加到11.5 GW。目前美国尚未建立机舱生产基地。全球风能理事会（GWEC）认为，在短期内不会出现供应问题，但欧洲需要在2026年将生产能力翻倍，以满足2030年的目标。
海上风电还需要各种尺寸的运输和工程船。德国船舶建设协会（VSM）主席估计，为了实现德国2030年达到30 GW风电的目标，大约还需要1000艘船，用于运送人员、海底勘探，以及安装海上风电设备的电缆和锚固系统。当前的船队只能运送不超过10MW的涡轮机组件，如果风电设备尺寸增加，这些船将过时。对此，用于海上钻井的船只可以被改建。
此外，海上风电的制造、组装、维护和储存活动需要大量的配套港口基础设施。在欧洲，可用的区域容易受到限制，并且增加组件变大会进一步增加所需的空间和吃水深度。德国北部的不伦瑞克市于9月中旬举行了一次重要的“国家海事会议”，沿海地区的政府表达了他们的不满，并要求联邦政府拨款4亿欧元用于发展港口，而相比建设需求，这一数额依然远远不足。
在2030年之前，连接风电机组及陆地的电缆产能需增加20倍。这些电缆必须适应海底，并且必须按照非常精确的协议制造。此外，这些电缆的敷设也需要通过专门船只。海上风电不是唯一需要高压电缆的能源转型领域，根据电缆制造商Prysmian的说法，电缆市场从2015年到2022年增长了从30亿美元到110亿美元，并预计在2023年将超过200亿美元，然后趋于稳定。咨询公司4C Offshore甚至估计出，电缆产能建设或许难以跟上新能源项目的建设速度，而未来十年可能只有中国不会出现高压电缆短缺。不过，该领域的大量头部生产商仍然是欧洲公司，并且正在投资以增强其生产能力（ABB、Nexans、NKT、Prysmian、Brugg Cables）。
最后，尽管风电产业各环节大多是资本密集型的，但整个绿色能源转型都面临一个普遍挑战，即缺乏有资格的工人来安装、运营和维护相关能源基础设施。根据各大研究机构数据，德国在风能和太阳能领域的人才短缺超过20万人，英国到2030年需要新增约7万个海上风电工作岗位，全球人才缺口将达到7百万。因此，培训需求对于增长迅速的海上风电行业至关重要，相比其他绿色转型领域（如屋顶太阳能部署），该领域需要更特定的人才（在船上工作，适应各种天气条件等等）。
（一）制造商的“乱战”
除了中国外，全球海上风电行业似乎都面临着增长过快的危机。上世纪90年代功率不到1MW的早期设备，如今已被功率高达15MW（甚至更高）、风叶比足球场还长的涡轮机所取代，一台设备高度可以接近埃菲尔铁塔。新型号层出不穷，一个模型还未完全铺开，另一款设备又开始进入市场。根据国际可再生能源总署的数据，风力发电成本在过去十年内降低了60%；风电设备每增加十米高度，其单位价格将降低3至5欧元/MWh。
由于型号迭代过快，成本估算和控制严重滞后，整个产业链配套也受到了严重影响。安装涡轮机的船只制造商受到的冲击最为明显，因为他们必须适应风力发电塔的核心部分，即位于塔顶的机舱，其重量在800至1000吨之间，远远超过了此前设计的规格。根据咨询公司伍Wood Mackenzie的报告，全球近一半的安装船只将被退役，因为它们不适用于新型号的涡轮机。港口设施也必须加强，这需要国家层面的最低规划。
法国政府、企业和科研机构对风电涡轮机大小的技术经济性进行了评估，却发现LCOE曲线中没有出现渐近线，最佳值并未出现。因此，在可预见的未来，没有理由认为这种大型号竞争会自然停止。
不过一些制造商已经遇到了技术问题，如西门子歌美飒（Siemens Gamesa），他们承认难以增加海上风力涡轮机的成产。例如，如果容量超过15兆瓦，设备将难以在海底扎根。在这种情况下，行业内也有意见表示，应共同设定涡轮机大小的上限，通过更精简的规范以防止市场的无需竞争，并且提振供应商和投资者的信心。
不过，对现有模型进行标准化，必然会引发各国头部制造商的新一轮争夺，如通用电气、西门子歌美飒和丹麦维斯塔斯（Vestas）等。每个制造商都有诱惑要推出更大型号的模型，而竞争对手则会立即反对。与此同时，中国的海上风力涡轮机制造商也在加入追求规模的竞赛，让市场格局更加复杂。
（二）各界的批评声音
相比风电技术的快速发展，相关的许可证制度显得过于迟缓。通常情况下，获得海上风电项目的许可证可能需要长达10年的时间，而开发者在项目初期选择的技术多半已发生变化，项目成本也因此上升。
定价招标上限也存在问题，当前许多项目开发者要求招标上限应与通货膨胀挂钩，以应对利率和通货膨胀变化。然而，各国政府政府目前仍犹豫不决，他们必须在国家能源转型、消费者单位电价和政府财政补贴之间维持住微妙平衡。
一些声音也指出，“非价格”标准也应该在项目招标中发挥更大的影响，例如加强对环境评价（对海洋动植物的影响）、各种风险的适应能力、本地产业增值、网络安全等方面的要求。当前，欧盟《净零工业法案》（Net-Zero Industry Act）已提议要规定这些“非价格”标准的权重在15%至30%之间，但在各国执行上要进一步细化具体。
如果欧洲要继续将海上风电作为其能源转型的重要组成部分，就必须寻找新的发展途径。当前欧洲各国的“生产者竞标”系统犯了一个错误，即忽略了产业层面的真实情况：此前低利率、低原材料价格的“低成本”时期已结束，无序竞争或许不会有尽头。
重启海上风电行业的一个必要条件在于，各国政府必须牵头采取控制措施，确定风力涡轮机的最大尺寸。这将涉及多个具体领域：
产业政策：需要根据技术经济标准、资源可用性（铜、钢材、稀土等）、有竞争力的人力资源、融资能力等因素决定最佳尺寸（例如，10MW、12MW、15MW等），这也需要与制造商进行建设性对话；
培训政策：提供行业内及周边配套环节的专业人才；
港口基础设施的发展：使之与船只大小和码头承载能力的标准化相配套；
电网和发电设施的发展：海上风电依然一种间歇性能源，需要备用能源来保证在无风的日子里继续发电。
在某种程度上，海上风电的产业政策将与1970年代的法国核电规划存在相似之处。上世纪50年代和60年代期间，不同的核电技术相互竞争（例如，石墨-气体、重水、压水或沸水等），法国的核电站选择了经过验证的技术后，进行一系列标准化工作。虽然不太可能只采用一种技术和一个运营商来开发海上风电，但政府必须促进工业界和运营商之间的协同合作。此外，政府的积极参与有助于以有利的财务条件筹集所需的巨额资金，从而确保能控制项目成本。
在欧亚大陆另一头，一切迹象都表明，中国作为新兴的风电大国，正在建立一个覆盖整个环节的完整产业链。中国不仅拥有技术和组织能力，还可以交付“即插即用”甚至“一站式”的产品和解决方案，这些都将在标准化的背景下得以进行。
因此，欧盟必须承担起“战略家”的角色，担任产业架构师并采取行动。德国莱茵集团（RWE）在海上风电领域的规划实践已经做好示范，其设定了未来产能的明确目标，并在这些日期之前进行了拍卖。该国将来的项目进展值得关注，以便随时提供改革的灵感。协调各国在设备标准化方面至关重要，同时还需要确定适当的电力互联程度，以避免在灵活产能方面过度投资。整个过程还要包括英国和挪威等非欧盟成员。
当然，为了帮助陷入困境的风电产业，欧盟委员会提出了一套“风电行动计划”，其中就涉及加速风电项目的许可进度。与其提出新的法规，该计划只对现行法规进行修改，并侧重于技能需求、许可程序的加速、现行拍卖规则的改进、融资的便利性以及供应链的稳定。整个计划的执行效果如何，让我们拭目以待。
*文章转自法国国际关系研究所，文章有删节，小标题为欧亚系统科学研究会自拟。
Étienne BEEKER作者：艾蒂安·比克
法国总理办公室顾问团“法国战略”（France Stratégie）科学顾问，曾在法国电力集团（EDF）担任高管，负责能源信息系统的研发工作。
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