全球海上风电现状与发展趋势

　　
　　2.   欧洲海上风电市场展望
　　
　　虽然2016年欧洲海上风电的并网容量远低于2015年，但大量项目的开工建设意味着，在未来两年，并网容量将会显著增加。
　　
　　由于第三轮拍卖被延期，在2016年增长出现放缓后，英国海上风电发展速度将明显加快。德国市场将持续增长。比利时也将有新增装机，这主要来自于Nobelwind风电场和两个于2016年8月被核准的项目。未来两年，丹麦和荷兰于2015年和2016年获得特许权的项目也将开始动工。
　　
　　到2019年，欧洲开工建设的海上风电项目数量将减少，因为彼时欧盟各个成员国此前依据可再生能源指令（Renewable Energy Directive）制定的国家可再生能源行动计划（NationalRenewableEnergy Action Plans，NREAPs）将到期。与2016年相似，到2020年，虽然有大量项目处于建设中，但欧洲海上风电装机规模的增长速度将趋缓。届时，欧洲海上风电的总装机将达到24.6GW。
　　
　　目前正处于建设中的项目将会新增装机容量4.8GW。经WindEurope确认，有24.2GW的项目已经获得核准，即将开工建设。还有7GW的项目正处于核准中。此外，还有总计65.5GW的项目正在规划中。
　　
　　德国将在2017年和2018年通过过渡招标（TransitionalTenders）的方式竞拍3.1GW的海上风电装机容量，涉及23个项目。这些项目预计将在2025年交付。
　　
　　从获得核准建设的装机规模来看，英国的占比是最高的，达到48.1%，总装机容量为11,957MW。紧随其后的则是德国（6107MW，24.6%）、瑞典（1981MW，8%）、荷兰（1380MW，5.6%）、丹麦（1151MW，4.6%）、爱尔兰（1000MW，4%）和比利时（914MW，3.7%）。其他国家和地区则有348MW的装机获得核准，占比1.4%。
　　
　　在荷兰，项目一旦招标结束，将很快获得核准。2017年，该国Hollandse Kust Zuid项目完成招标后，将会新增700MW的装机规模。
　　
　　在爱尔兰和瑞典，短期内预计将没有项目进入建设阶段。
　　
　　通过对获核准建设的风电项目进行分析可以得出，从中期来看，北海依然是海上风电开发的主要海域，占核准规模的78%，达到19,393MW。波罗的海则是另一个主要开发区域，占比14.1%（3490MW）。
　　
　　大西洋海域占4.1%（1025MW），而一旦法国的海上风电项目被核准，还将新增3GW装机。
　　
　　爱尔兰海占比2.6%（657MW），主要来自于WalneyExtension项目。地中海也有一些项目获得了核准，装机容量为272MW，占比1.1%。但在2020年之前，该海域的装机规模不会大幅增加。
　　
　　2017年，有望完成最终投资决策的海上风电项目总装机规模预计将达到2.8GW，包括Borssele风电场1期和2期（700MW）、Borssele风电场3期和4期（700 MW）、Global Tech风电场2期（553MW）、KriegersFlak风电场（600 MW），以及DeutscheBucht风电场（252MW）的融资关闭。Butendiek风电场（288 MW）的再融资以及London Array风电场（630MW）的少数股权也计划将在2017年进入融资关闭阶段。取决于公开交易的成本情况，2017年的融资需求最高可能达到70亿欧元。
　　
　　3.   中国海上风电现状与挑战
　　
　　我国拥有发展海上风电的天然优势，海岸线长达1.8万公里，可利用海域面积300多万平方公里，海上风能资源丰富。根据中国气象局风能资源详查初步成果，我国5至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内，风电可装机容量约2亿千瓦时。可以看出，海上风电是我国发电行业的未来发展方向。
　　
　　2016年，我国陆上风电新增装机容量有所回落，而海上风电装机实现大幅度增长。根据中国风能协会的统计，2016年，我国海上风电新增装机(吊装量)154台，容量达到59万千瓦，比上年增长64%，累计装机量达到163万千瓦，排在全球海上风电装机榜单第三位。而我国陆地风电主要位于我国西北部，当地消纳能力有限，对外输送有赖于特高压输电线路建设的现状。海上风电可发展区域主要集中在我国东部沿海地区，大力发展海上风电，不仅可以满足东部用电需求，陆、海风电相结合，更会加快我国绿色发电的步伐。
　　
　　更重要的是，海上风电是我国“一带一路”倡议及“十三五”新能源规划的重点产业，是推动沿海经济发达地区能源转型的重要手段。
　　
　　早在2016年11月，国家能源局印发的《风电发展“十三五”规划》就提出，到2020年，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上。今年5月3日，山东发改委响应国家能源局号召，发布《山东电力发展“十三五”规划》。规划指出，到2020年，山东省建成风电装机1400万千瓦。规划鲁北、莱州湾、渤中等6个百万千瓦级海上风电场，总装机规模1275万千瓦。今年5月4日，国家发改委联合国家能源局印发《全国海洋经济发展“十三五”规划(公开版)》，提出应因地制宜、合理布局海上风电产业，鼓励在深远海建设离岸式海上风电场，调整风电并网政策，健全海上风电产业技术标准体系和用海标准。随着系列政策的出台落地、经验的积累和经济性的凸显，我国海上风电持续推进，有望在“十三五”期间迎来黄金时代。
　　
　　根据2017年最近的统计数据，中国在建与已投产的风电累计发电功率已达到4.44GW，占到全球总量的17.95%，稳居世界第三位，同时，从中国的新增海上风电发电功率趋势来看，其增长势头强劲，与世界第二位丹麦的差距也在不断缩小。
　　
　　不过，尽管迎来了较好的政策环境和市场机遇，我国海上风电发展仍面临诸多挑战。
　　
　　其一，面临成本较高的问题。据国网能源研究院统计，海上风电的平均投资成本约为陆上风电的2.8倍。2015年，中国海上风电的平均投资成本约为2400美元/千瓦(折合人民币14743元/千瓦)。另据彭博财经数据统计，中国现有大部分海上风电项目的成本约为0.16美元/千瓦时至0.23美元/千瓦时(折合人民币0.98元/千瓦时至1.41元/千瓦时)，远高于煤电、气电和陆上风电的成本，也高于国家发改委规定的海上风电上网电价。
　　
　　其二，面临技术风险。海上风电机组的单机容量更大，对风电机组防腐蚀等要求更为严格，质量问题尤为重要。又比如建设阶段需要更大吨位的船舶、具备建设能力的参与方数量有限、市场容量有限、设计过程复杂而漫长、行业标准缺失等。
　　
　　为了迎接挑战，推动海上风电行业发展，可以从以下措施入手：
　　
　　进一步完善支持海上风电发展的各项政策措施，确保对海上风电的支持力度，同时积极为企业开展项目建设提供便利条件。
　　
　　进一步加大海上风电相关的投入，扎扎实实地做好技术研发，积极开展国际合作，通过工程实践进一步完善相关的技术方案和标准规范体系，克服技术难题。
　　
　　扎实基础工作，包括整机制造、施工技术研发等领域，避免或降低因后期出现问题导致的高额维护成本。
　　
　　政策力度不断加大，研发投入的不断增加，实践经验的不断积累，都将推动海上风电全产业链技术水平的进步和成本下降。我国海上风电竞争力将不断增强，发展前景广阔。
　　
　　二、各国海上风电政策简析
　　
　　海上风电，作为一种较陆上风电和光伏发电更稚嫩的新能源发电技术，是扶持政策的重点对象，中国海上风电的直接激励政策历经了特许经营权拍卖到上网电价补贴，往后是否会走到配额制加绿证还不得而知，而欧洲的直接激励政策则略有不同，近些年的大体趋势却是从固定补贴转向了特许经营权拍卖。
　　
　　对于一项新技术的扶持往往是一整套体系，以海上风电为例，政策扶持涉及到较多方面，如整个装机目标的确定、选址方式、电网连接、供应链发展、研发支持等，在此仅对欧洲几个海上风电发展大国的直接激励政策（补贴机制）稍作整理。
　　
　　2016年，全球海上风电装机达到14.4GW，其中欧洲占据了其中的87%，尤以英国、德国、丹麦、荷兰、比利时五国为主。 　　
　　※ 固定电价补贴／绿证不受欢迎
　　
　　由于电力市场较为完善，欧洲大部分国家对可再生能源发电的补贴政策已经从FIT转向了FIP，即更多考虑市场电价。其中固定电价补贴（fixed-FIP）即上网电价由市场电价和补贴两部分决定，补贴多为固定额度，丹麦针对陆上风电的补贴就采取此类模式。而国内现在比较火的绿证其实与此类似，绿证可以理解为另一种补贴，其价格由不同的市场机制形成，其中英国的ROC和美国各州的RPS体系也不尽相同。对于海上风电，这种补贴模式在欧洲并不盛行。这种补贴模式下的上网电价并不固定，其中固定补贴模式下，上网电价相当于市场电价平行上抬，而绿证模式下，由于绿证价格的形成机制不同，价格灵活，上网电价更加多变。
　　
　　※ 浮动电价补贴是主流
　　
　　由于固定电价补贴下的上网电价不可预期，开发商收益受市场波动影响，风险较大，并不利于海上风电这种新兴技术的初期发展，丹麦以及欧洲众多国家采取了浮动式电价补贴方式。即上网电价固定，而补贴额度为上网电价和市场价的差额。成交价即海上风电厂所得上网电价，为固定值，这个价格或为政府制定，或为竞拍所得。而成交价与市场价或校准市场价之间的差额构成了补贴。其中校准市场价多为在年平均市场价的基础上考虑其他一些风险因素，进行调整，各国考虑因素也不一。
　　
　　此外，各国对价格风险控制的态度也有所不同，有些设置了补贴下限，有些设置了补贴上限，有些则完全放开。
　　
　　※ 竞价成为新潮流
　　
　　目前，采用竞拍的方式决定上网电价正在成为趋势，英国、德国、荷兰都开始改成这种形式，与中国最初推行海上风电时实施的特许经营权有些类似。这种模式下产生的价格由竞争产生，更利于海上风电价格下降，但对于企业而言风险较大，更适宜较为成熟的市场，无论是供应链还是玩家的风险掌控能力都更强。
　　
　　竞拍规则各国有所不同，欧洲各国均采取度电价格投标，以价低者中标，但最后出清价格各异，其中英国以竞拍最高价出清，而大多数国家采用中标价出清。而中国的特许经营权综合考量多方因素，价格只是其中一个要素。美国则采用商业租赁的形式，拍卖土地，价高者获得。
　　
　　虽然竞价模式因竞争可以尽快降低价格，但也增大了企业的风险，存在企业违约即不履行项目或推迟项目的可能，如中国的第一次海上风电的特许经营权竞标就出现了类似的尴尬，虽然价低，但项目迟迟无法启动。
　　
　　为平衡价格与风险，各国各有想法。如通过政府来确定地点而非让企业自主选择，从而降低选址失误的风险与成本，但也会一定程度上限制企业的自主性。再比如通过预选的方式，设置标准，排除一些投标。或是如荷兰增收投标保证金来提高门槛，但英国则选择免费投标，吸引更多竞争。
　　
　　最后，对于未能按时履约，大多数国家都采取较高处罚措施，降低风险，而德国则选择了较低的惩罚措施。这也可以部分解释德国在今年上半年创造的零电价竞标，即完全接受市场电价无需补贴。另一方面的原因可能是，项目完成日期设定较晚，为2024年，开发商对于技术进步有较为乐观的预期。
　　
　　三、海上风电发展趋势
　　
　　全球海上风电发展迅速，市场广阔。2016年全球累计海上风电产能增长2,219MW，增幅18%。据全球风能理事会(Global Wind Energy Council)估计，2017年产能有望再增3GW。另外，根据市场研究机构Markets发布的报告，2017年全球海上风电市场投资约270.2亿美元，预计到2022年增长到551.1亿美元，期间复合年增长率达15.32%。
　　
　　如果全球经济一直朝着无碳化的方向发展，到2030年，风电必将成为主力电源。国际可再生能源署认为，海上风电的总装机在2030年将达到100GW，但如果能够从政策层面使可再生能源在全球能源结构中的占比翻番，那么到2030年海上风电的装机规模有望进一步扩大——风电总装机将达到1990GW，其中海上风电占280GW。
　　
　　海上风电产业的发展现在已经不仅仅覆盖北欧区域，开始向北美洲、东亚、印度和其他地区扩展。美国第一个海上风电场已在去年投产，中国海上风电产业也有了进一步的推动，计划将在台湾市场大力开发海上风电；在可预见的未来，尽管欧洲仍将继续称霸海上风电市场，但目前的趋势表明，在未来几年内全球海上风电将很有可能开始呈现全面腾飞的局面。
　　
　　海上风电的技术发展趋势：
　　
　　（1）叶片制造技术以及传动系统性能的持续改善。这使得可以应用更大型的叶片，相应地提高了单机容量。目前主流在役机组的单机容量为6MW，风轮直径达到150m。运用更大型的机组，可能并不一定会在现有设计的基础上进一步降低单位兆瓦的资本成本，但却可以通过提高可靠性以及降低单位兆瓦的基座制造和吊装成本，来降低度电成本。预计到21世纪20年代，单机容量为10MW的海上风电机组将会投入商业化应用，而到21世纪30年代，单机容量为15MW的机组将可以进入市场。 　　
　　（2）机组吊装的便捷化。机组吊装将会不断趋于简单。通过在港口组装和预调试机组，并在海上一次性完成吊装工作，可以大大简化原有的环节。另外一种创新则是预先安装好机组和基座，再通过定制的运输船或者拖轮将其运到指定的机位点。这些方面的创新有助于降低吊装成本，并规避健康和安全风险。
　　
　　（3）漂浮式基座的发展。漂浮式机组是另外一个将会对海上风电成本下降产生重要影响的创新环节，并有望在2020年实现商业化。应用该类型的基座，可以使海上风电开发进入到风能资源更好，水深超过50m的海域。在中等水深（30m—50m）的海域，相比于固定式基座，漂浮式基座无疑更具成本优势，因为其可以使基座设计标准化，并能够最大限度地减少海上作业。此外，安装这种基座时还可以使用造价低、现成的安装船。
　　
　　（4）输电环节的创新。输电环节也存在诸多可以创新的方面，其中就包括减少海上高压交流（HVAC）基础设施。在输送离岸较远的风电场所发电力时，高压直流（HVDC）方式要优于高压交流（HVAC）方式，因为前者可以减少线损以及电缆成本。高压直流输电基础设施成本的下降，将可以为其打开新的应用市场，并使高压直流变电站的互联成为建设国际或者洲际高压交流超级电网的第一要素。