去年，风电装机量超过欧盟燃气和燃煤发电量总和…欧洲的能源与经济转轨在进行中。欧洲海上风电市场有着大量的机会，因为许多新项目在继续开发而公用事业与能源巨头在剥离运营期和在建期项目以腾出资金投入新的开发项目。
本市场分析重点是英国、法国、德国、荷兰、比利时5个主要法域的展望，之后是本行业一些典型的融资架构。
北欧与海上风电
在《2030年气候与能源框架》中，欧盟说明了其2020至2030期间处理气候变化问题的决心、拟采取的行动及欧盟监管框架的变化。其设定的宏大目标为温室气体排放量在1990年的基础上减少40%，欧盟范围内目标为消耗的可再生能源至少占总能耗的27%(不过对具体成员国并无约束力)。
欧盟监管方面的考量：欧洲的海上风电仍受国家计划的广泛支持，如上网补贴或“绿色证书”计划。但是，国家支持的力度在减少，且国家支持措施的分配越来越有竞争性了。竞争性分配背后的一个因素就是欧盟国家补助指引，其规定，自2017年1月起，补助须通过竞标程序发放(虽然其有范围有限的例外情形)。但是，竞争性分配也与很多国家政府在提供能力和降低预算方面的目标一致。
外来投资人也需其他监管考量方面的法律意见，包括触发欧盟反垄断审查及所有权分离方面的要求，其中规定输电/输气系统的所有权和运营与任何发电、产气和供应权益分离(没办法的是，欧盟成员国按不同方式实施)。
降低能源成本：海上风电项目的均化发电成本(即平准化发电成本)总体上在下降，尤其是随着风机尺寸的增大。但是，风机越大就越复杂，无论是基础系统还是对于供应链专家的需要(在制造、运输和安装船舶等方面)。项目离海岸更远、在更深海域，使得成本随之上升，虽然其中潜在的缓释措施包括出现浮式风机等新技术。成本持续降低也取决于使供应链继续下去的交易流情况。由于国家计划相应缩减(如英国)，成本可能稳定下来甚至有再次上升的风险。
电网：海上风电并网方式因法域而异。
英国海上风电
1、市场概览
英国目前在海上风电方面全球领先，运营期项目装机容量达5GW，目标是2020年前达到10GW。项目规模在增加，使得规模经济成为可能。例如， 2016年2月DONG能源公司宣布拟继续建设1.2GW Hornsea项目一海上风电场，有望成为世界最大的海上风电场。下表及地图为运营期、在建期和已批项目概览。
2、海上风电项目
3、扶持机制与购电情况
在详细探讨投资环境之前，了解作为市场基础的监管框架这一点很重要。历史上，可再生能源义务(即RO)已对海上风电提供了财务方面的支持。该义务对于预计扶持力度会持续保持的运营期项目而言仍很重要。其对于在宽限期截止前争取取得RO认证的三个目前在建项目而言也密切相关，即：Rampion、Galloper和Race Bank。 RO义务指的是持证供电方有义务从可再生能源发电方处购得其所供部分电力。为证明供电方遵守了RO义务，供电方需向监管机构(即Ofgem)出示可再生能源义务证书(即ROC)或者支付买断价(2015-16年度为每张ROC44.33英镑)。ROC是向英国境内用户发出或供应的合格可再生能源电力的经认证发电方所发放的“绿色证书”。发电方订约按与供电方之间的购电协议出售电力和ROC。
RO扶持机制正在由差价合同(即CfD)扶持机制所替代。 CfD属于电价对冲机制，即支付或获支付名义市场基准电价和成交价之间的差额，其可导致发电方收到CfD项下对家(即低碳合同公司)的付款或者向该对家付款。发电方仍须按购电协议另出售所发电力。在扶持机制向CfD过渡过程中，能源与气候变化(部即DECC)向3.1GW的海上风电提供了投资合同(早期 CfD)以避免开发的中断。之后，2014年秋进行了首轮拍卖授予CfD。在拍卖中授予的CfD比按投资合同提供的支持低多了，平均价格为 ￡117.14/MWh，而投资合同平均价格为￡146/MWh.。2016年3月的最新政府公告表示，下轮分配的海上风电成交价封顶为￡105 /MWh(即2012年价格)，2026年前投产的项目则降至￡85/MWh。
风机供应商
英国市场份额(按运营期项目MW计)
英国市场份额(按运营期项目数目计)
4、难题与热点话题
障碍与难题：英国对可再生能源在收入方面的扶持现在有总体上限，该上限由英国财政部确定。当预测显示预算上限会被超出时，控制支出的措施(部分系由于低估了海上风电装机容量因素)已导致系列成本控制措施，其中包括废除可再生能源电力的间接税收抵免及削减对太阳能光伏和陆上风电项目的扶持措施。这些变化的速度已波及英国能源业。但是，最近的一次公众征询使得英国政府将预算定在2026年，这被认为是增强投资者信心的措施，并得到了欢迎。
长期来看，英国的海上风电须考虑，在授予CfD之前开发项目所需成本巨大的情况下，新的开发项目会来自何处。一旦按照RO承诺开发的现有项目枯竭，但现在又面临CfD这个现实问题，那么，谁会开发新的海上风电项目?
热点话题：自保守党政府于2015年5月上台以来，围绕成本效益的辩论在英国又加剧起来。能源与气候变化大臣Amber Rudd在其2015年11月的“政策重订”演讲中明确表示，海上风电成本有望下降。DECC和供应链各方之间的商讨目标为在2020年前降低每MW的开发成本达40%。首轮CfD分配结果显示，海上风电价格可降至(平均)￡117.8/MWh(2012年实际价格)，跟2014年授予投资合同项下海上风电项目的平均价格相比降了￡35.90。如上所述，英国政府最新宣布，会降低成交价的封顶额，表明他们认为海上风电成本已进一步降低了(虽然尚未公布数字如何计算的细节)。
本行业仍有创新空间。更大的风机型号进入市场，且并网越来越多地考虑 高压直流(即HVDC)技术。新的基础系统也在被采用，其中包括浮式及负压桶系统。2015年，挪威国家石油公司(即Statoil)最终决定投资建造英国首座浮式风电场，苏格兰阿伯丁郡的Hywind产业试点园。
聚焦OFTO：在英国，为符合欧盟所有权分离规则，海上输电拥有人(即OFTO)已负责海上输电资产。理论上，OFTO可设计建造海上并网设施，但实际上，海上风电场开发商已选择自铺连接线以缓释并网资产无法交付的风险。商业运营开始后，将输电资产售给选定的OFTO。但是，海上风电场开发商往往热衷于为OFTO资产提供运营与维护服务以确保其符合可用性标准(尤其因为如发生断网，OFTO不会向风电场支付直接的赔偿)。
5、短期投资人展望
市场展望方面总体上是乐观的，像DONG、Vattenfall、 RWE和E.ON之类的大开发商继续表示投资英国海上风电业。
但是，随着2017年4月起RO扶持机制的结束，新建海上风电项目市场会越来越窄、越来越波动。有些海上风电场可能会受益于宽限期，但考虑到海上建造期，很多已取得同意的项目现在依赖于CfD机制取得扶持。有4.2GW的海上风电项目已获得CfD和投资合同。政府在2016年3月宣布，2020年前会对高达 4GW的海上风电及其他没那么成熟的可再生能源项目竞拍CfD(金额达7.3亿英镑)，下一轮竞拍金额为2.9亿英磅(预计在2016年第4季度进行)。
最近有关脱欧的英国公投已经波及政治圈和投资圈。就海上风电项目而言，大臣们已经很快在公投之后表态他们将在成本降低的前提下(正如之前一样)继续推进更多地海上风电项目。但是，政治不确定性是否会延迟下一轮的CfD分配，这一点仍未可知。
对于投资人来说，还有很多运营期项目的重大并购机会，因为很多大开发商在争取剥离海上风电资产，转为“轻公用”模式，以出售所得资金投入将来项目。在过去的12个月内，有很多重大股权收购案，金额估计32.25亿美元。
主要参与方(英国运营期项目MW数)
6、待观察事项：将来的投资机会
长期展望：英国的可再生能源一直是监管部门的重点监管和改革对象，因为一般认为其跟化石燃料发电相比成本高。其差距因近期油气价格低迷而加剧。立法机构减少对可再生能源扶持力度以降低成本的重点迄今都在于其他可再生能源技术(比如，太阳能光伏及陆上风电)，不过，海上风电仍有强大的政治支持，前提是其成本持续降低。虽然政府已宣布拟最早在2025年才结束对新的可再生能源项目的税收支持(期望可再生能源项目无需补贴)，但在2020年之前预计五分之一的英国发电量会下网。海上风电随时可调度，肯定会在填补英国即将发生的能源空白中发挥作用。
其他海上能源基础设施也有市场投资机会，比如OFTO ，但是，会有欧盟分离条例项下所有权方面的限制。
