政策在护航、技术在创新、母港在转型
全球化的产业链条正在形成
全球海上风电行业发展的关键时期
更需创新合作，共赢未来
2018 年，全球海上风电新增装机容量4.5GW，累计装机规模已经达到23.1GW。海上风电具备资源储备丰富、发电稳定、利用率高等得天独厚的优势，已成为绿色可持续发展的必由之路。又因为涉及多个领域，能充分带动海上经济的发展，是地区经济建设的宝贵资源。鉴于不断刷新的成绩单及未来可期的发展潜力，世界海上风电的主要国家抓紧布局，并在政策上给予市场充分的支持，包括简化审批行政程序、电价补贴、完善竞标机制以支持项目和供应链的投资等。在各种支持力量的助推下，海上风电的技术不断突破，机组大型化成为主流趋势，漂浮式基础结构不断向深海进发，母港建设随之调整，为海上风电做好各种软硬件的准备……我国是全球海上风电主要市场之一，潜力巨大。虽然起步较晚，但产业链和市场已经初具规模。我国风能资源丰富，最新的风能资源普查显示，海上风电可开发潜力约7 亿千瓦，开发前景广阔。2018 年，我国新增海上装机容量达165.5 万千瓦，位居世界第一。快速发展之下，不容忽视的是，相较陆上风电，海上风电发展面临更多产业、技术层面的问题。因此尽管装机规模增长较快，但机组技术的研发，项目的施工、运维能力以及输电水平等都无法满足我国海上风电发展的需求。海上风电项目面对的气象条件复杂、开发难度大，整体建设过程工序复杂交错，工期较长。除了不可预见的因素之外，当前我国面临的主要问题还有产业链配套不完善、缺少经历过长期考验的设备供应商、部分供应商缺乏海上作业经验等。项目各方承担了较大的风险。许多前期建设的项目如今都遇到了各种问题，比如工程拖期、施工困难、运行设备的腐蚀等。
面对各类风险，推动我国海上风电标准化、智慧化、规模化建设至关重要。未来几年将是我国海上风电创新和变革的关键时期。需要国家和地方为其创造一个较为稳定的发展环境。应延长政策支持窗口期，把握好补贴退坡速度；加快建立海上风电场工程建设等方面的标准；简化项目开发建设审批程序，降低非技术成本；引导市场化竞争，提升海上风电的核心竞争力。同时产业链相关企业需加强配套装备的研发和创新，增加设备可靠性，有效贴合行业需要；建立数字化平台，提高应对风险的能力。我国可以搭乘全球发展海上风电的快车，加强国际交流，协同发展，合作共赢。欧洲海上风电竞价模式、技术趋势，以及风电场运维等先进的管理和开发建设经验对我国发展海上风电有重要的借鉴意义。国内企业应当加快国际技术交流和合作，同时积极参与国际市场开发建设，积累先进的技术管理经验，促进国内海上风电产业健康发展。CWEA
完善的政策体系是风电产业健康稳定发展的基础性保障。在产业发展初期，政策的制定直接影响到风能产业发展的规模、速度、质量、竞争力，以及未来发展潜力。近十几年，在政策的助推下，全球海上风电迅速崛起，特别是欧洲风电已经成为成熟产业。他山之石，可以攻玉，借鉴别国的政策经验，对我国海上风电发展具有积极意义。
在海上风电的开发机制及规划方面，不少欧洲国家政府介入较多，发挥了协调资源优势，防止无序开发的监督作用。丹麦是全球风电使用占比最高，以及最早从事海上风电开发的国家，风电产业发展最为领先、完善。在开发模式上，丹麦采用了集中式开发机制，通过政府主导前期的项目开发，包括风能资源测量、选址、海底电缆铺设，都通过政府完成，避免后期由于开发涉及各利益主体，影响开发进度。同时，使得计算电价的时间十分接近与供应商签订合同的时间，大大降低市场电价波动的风险。从而使得开发商负责的部分造价、融资成本等风险等大大降低。类似国家还有荷兰等。海上风电发展初期，建设周期长、风险高。政府的明确规划也让开发商能够放心制定长期的发展策略，便于掌握开发节奏。相比于丹麦，英国海上风电的开发主要使用的是开发商为主导的机制，前期开发进程主要是由政府主导的几轮海上风电发展计划推动的。德国海上风电起步晚于丹麦、英国，但通过一系列政策引导，推动了海上风电产业链的快速发展、健全。在竞价机制之前，欧洲普遍采取可再生能源配额制度（RO），即政府通过法律、法规对可再生能源电力的市场份额做出强制性规定，即要求电力供应企业必须采用一定比例的可再生能源电力，未完成配额义务的责任主体需要缴纳相应的罚款，以实现提高可再生能源利用比例。目前已有英国、澳大利亚、瑞典、日本、韩国等20 多个国家以及美国29 个州和华盛顿特区等地实施了配额制政策。国际上通常将“可再生能源义务证书”（绿证）交易制度作为配额制的重要配套制度。证书可以用于交易，没达到配额制要求的企业需向拥有富余证书的企业进行购买或接受罚款。绿证制度通过市场为可再生能源提供额外收益，其价格由市场形成，促进可再生能源技术进步及成本下降。例如，英国规定1 兆瓦时海上风电电量可以获得2 个绿证，远远高于其他可再生能源，因此对海上风电的发展起到了强大的推动作用。价格是市场的信号灯。随着海上风电产业的逐步成熟，政府主导价格逐步向市场主导过渡。2012 年，英国颁布了《能源法案草案》，提出了推动可再生能源发展的新政策——差价合约政策的初步框架。可再生能源差价合同从2015 年开始实施，即从2014 年起，装机容量高于5MW 的发电商可以在配额制与差价合约政策之间进行选择。2017 年4 月起，差价合约开始全面取代可再生能源义务证书制度。
可再生能源发电企业与差价合约交易公司自愿签订以固定电价出售电力的协议，不受电力价格的波动影响，发电企业售电均采用合同规定的合约价格（Strike Price），差额通过差价合约交易公司——低碳合约公司（LCCC）由国家补贴，企业可以在配额制和差价合约中二选一。2017 年10 月，英国海上风电的拍卖价格（执行价格）已经低至57.5 英镑/ 兆瓦时，比2015 年下降一半，首次低于核电，标志着英国能源革命向前迈出了重要一步。在英国，批发电价（上网电价）由供求关系决定，是不断波动的动态电价。差价合约是发电者与国有结算公司自愿签订的购电协议，它能够排除电价波动对发电者的影响，通过差价合约，发电者最终获得的销售电价都是合同规定的执行价格。海上风电等可再生能源企业所获补贴主要由英国所有供电企业所征收的“供电商义务税”以及政府的财政补贴。与原来的RO 制度相比，对企业来说，差价合约制度既为海上风电等可再生能源发电企业提供稳定清晰的价格保障和预期，又保留了市场机制对发电企业的激励作用。将市场机制与政府扶持手段紧密结合在一起，取得了良好的效果。除了配额制以及补贴政策扶持上，英国在审批管理、产业链扶持、技术研发补贴以及税收优惠上，均做了相应的规定，成功推动了英国海上风电的快速发展。德国海上风电早期则采用了固定电价补贴方式。2017 年，德国政府将补贴机制调整为竞价机制（EEG—2017），2017 年4 月在德国实行的首轮竞标中，有三个项目的竞标结果为零补贴电价，平均成交价为44 欧元/ 兆瓦时。零补贴电价的出现正是竞标机制的结果。这意味着德国海上风电将完全依赖市场电价，实现平价上网。2010 年以来，国内对海上风电逐渐出台专项政策并不断细化，明确了海上风电的核准和开发流程。
从规划上看，2014 年起，海上风电上网标杆电价出台后，海上风电装机明显提速，年新增装机增速均维持在50% 以上。
2016 年12 月，国家能源局和国家海洋局印发《海上风电开发建设管理办法》，明确海上风电的核准权限下放到各省，各省编制管理海域内海上风电发展规划，落实电网接入方案和市场消纳后进行核准。在补贴缺口逐年扩大的背景之下，2018 年5月18 日，国家能源局发布《关于2018 年度风电建设管理有关要求的通知》，标志着我国即将开启风电竞价时代。随后，地方据此出台实施细则，但单机容量、电价权重等条款尚存在争议。去年下半年, 地方海上风电突击核准。今年4月，国家能源局发布《关于2019 年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知（征求意见稿）》，表示2018 年未通过竞争方式进入国家补贴范围并确定上网电价的海上风电项目，其核准文件不能作为享受国家补贴的依据。行业内仍在等待政策的明确落地。竞价和平价上网是海上风电的未来和必然趋势，但我国海上风电产业还未做好充足的准备，面临多种挑战。海上风电平均补贴强度约为陆上风电的3 倍，而投资成本和后期运维成本仍然较高，即便是近海风电，仍然比陆上单位投资高出一倍以上；一些关键部件并未实现国产化，失去某些控制成本的主动权。明阳智能MySE5.5-155机组在福建兴化湾海上试验风电场吊装
他山之石，可以攻玉。对比欧洲各国海上风电的政策体系，有些值得我国借鉴的地方。首先，需要提升海上风电重视程度，明确发展计划和实施细节，充分调动地方政府以及企业的积极性。欧洲风能协会主席Giles Dickson 认为，“大多数政府的风电发展规划都缺少实施细节，比如在政策措施、拍卖容量、减少审批环节、清除其他投资障碍以及促进电网建设等方面都没有明确的规定，各国政府只有将这些方面理清，才能形成切实可行的风电发展规划。”其次，需要完善全产业链扶持政策，明确补贴方式，提高审批及管理效率。政府方面需要从政策上给予扶持和引导，对于测风、审批手续、风能资源开发可研、电网接入等提供基本服务，并给予企业充分的时间进行测算和和评估，可以降低企业的开发成本和避免不必要的重复劳动。同时，企业方面也需要竞争机制的引入，不断推动更低成本的方案被发现、应用，从而实现降低发电成本下的良性扩张。中国能源研究会可再生能源专委会主任委员李俊峰在接受《风能》记者采访时表示，我国海上风电实施条件存在规模、权属、气象、成本等诸多限制，现阶段，陆上资源仍然优于海上，海上风电主要集中在东部沿海地区，其政策不一定沿用“全民分摊”的原则，而是“谁的孩子谁抱着”。要避免形成对中央财政政策依赖，更多地发挥地方和企业的积极性。三峡项目主体工程沉桩定位架安装完成
总体来看，我国的海上风电还是“小众能源”。要紧盯国际市场，包括欧洲、日本、美国以及东南亚的市场，他们的资源丰富，又有减排的压力，发展潜力比较大，应该加强这方面的合作与交流，积极参与全球产业链竞争，不断提高技术水平和市场竞争力，换言之，中国海上风电要关注国内外两个市场，通过国内练兵，逐步走向世界，只有这样才能摆脱“小众能源”的困境。CWEA 文：《风能》杂志 王芳
行业数据显示，未来十年，海上风电新增装机有望达到2.72 亿千瓦左右。世界各国家和地区政府都给予市场充分的支持以推动海上风电的发展。欧洲风能协会发布了《欧洲海上风电宣言》《欧洲海上风电场布局图》等报告和图表，以促进海上风电发展。
预计到2020 年，年度装机容量将达到690 万千瓦，海上风电新增装机容量将占风电新增装机容量的28%。2027年，海上风电年度装机容量将超过陆上风电年度装机容量。2030 年，海上风电累计装机容量将达到1500 万千瓦。美国东部市场决定到2030 年开发800 万千瓦的海上风电项目。其中新泽西州计划开发目标为350 万千瓦，排在第二位的纽约州计划开发目标为240 万千瓦，马萨诸塞州的目标为160 万千瓦。亚洲海上风电市场增长主要来源是中国、韩国和日本。在这些国家，项目和产业链正逐步走向成熟。越南和印度处于初期阶段，但海上风能潜力分别能达到2700 万千瓦和6000 万千瓦。印度政府设定了到2022 年和2030 年分别达到500 万千瓦和3000 万千瓦的海上风电发展目标。世界银行集团（World Bank Group）宣布，正计划为海上风电项目创建一个融资渠道，为发展中国家发展海上风电降低风险，并与全球风能理事会合作，帮助开发下一批新的海上风电市场。未来，在各国政府的支持下，全球风电参与者的协作中，全球风电市场将大有可为！CWEA
海上风电从近海走向远海、从浅海走向深海，已经是不可逆转的发展趋势，漂浮式海上风电必将在未来海上风电发展中扮演重要角色。海上风电基础也随之演进，漂浮式基础平台近年来越来越受到业界的关注。
2017 年，全球第一座漂浮式海上风电场Hywind 在苏格兰东海岸正式投产运行，这也是单柱式漂浮基础的成功应用。与此同时，不同形式的漂浮式基础平台创新不断涌现，包括半潜式、张力腿式、驳船式。其中单柱式、半潜式漂浮式基础技术最为成熟，应用最为广泛。典型的半潜式海上风电基础技术Windfloat 采用三浮体浮动稳性原理，已在Windfloat Atlantic 海上风电项目上应用。该项目位于葡萄牙北部海域，安装3 台V164-8.0机组。Dounreay Trì 海上风电项目位于苏格兰北部海域，采用了较为特别的Hexicon 的双机组半潜式基础，安装两台5MW 机组。该平台会随着风向调整角度，避免同一平台上的机组互相受尾流影响、影响发电量。1 基础+2 机组的组合有很多优势，不仅能够降低单位兆瓦的风机基础投资、减少场内电缆的量，而且运输与安装更方便。张力腿式海上风电基础因存在一定技术挑战，应用还较少。法国地中海海域的Provence Grand Large 试验风电场采用了张力腿技术，安装3 台西门子—歌美飒SWT-8.0-154 风电机组，预计将于2020 年投入使用。驳船式平台为方形，其结构材料是钢筋混凝土，不仅造价低，维护保养要求低，并且使用寿命长。爱尔兰的Gaelectric 海上风电项目采用的即为驳船式海上风电基础，装机容量30MW，预计2021 年投产。丹麦Stiesdal A/S 公司开发的Tetraspar 基础，则结合了单柱式、半潜式、张力腿式三种漂浮式基础的优点。其结构简单、波浪荷载较小、锚系结构简单、适用水深范围大（100 米至1000 多米），最大的优势是真正实现了工业化，所有的部件都可以在工厂预制，并且通过陆路运到港口完成组装，这种方式带来了成本的大幅下降。据该公司CEO Henrik Stiesdal 介绍，“2020 年春天，我们将在环境极其恶劣的北海北部建设第一个TetraSpar 示范项目，位置靠近2009 年吊装的世界第一台漂浮式海上风电机组。示范项目采用一台3.6MW的西门子—歌美飒机组，由两大能源企业壳牌和Innogy投资。2020 年晚些时候，我们打算安装两台以上8MW级的示范基础。”当前，大多数漂浮式海上风电基础技术仍处于概念设计、实验室研发、样机试验阶段，技术可靠性和经济可行性有待检验，但这丝毫不影响业内对漂浮式海上风电的呼声。Stiesdal 认为，“漂浮式海上风电是最具潜力的可再生能源技术。”除了英国、法国、丹麦、荷兰等欧洲国家之外，美国和日本也在积极进军漂浮式海上风电领域。我国前期海上风电规划主要位于水深小于50m 的区域内，未来随着海上风电发展的进深，也必然需要在漂浮式海上风电基础平台创新方面发力。CWEA