1、英国海上风电发展概况
英国在1990年开始实施的《非化石燃料义务政策》中，最早提出了发展海上风电，作为提高非化石能源电力比例的一项重要措施。《非化石燃料义务政策》是英国可再生能源商业化的起点，在该政策的有力促进下，2000年12月英国第一个海上风电项目在BlythHarbour开始筹建，由此拉开了英国海上风电发展的大幕。
英国海上风电的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。第一轮海上风电发展计划于2000年12月启动，采用的开发形式为开发商自由选择风电场场址，并向英国皇家资产管理局租赁该海域，租赁期限为22年。该轮计划规定每个风电场面积不能大于10km2，机组数量不能超过30台。2003年12月，NorthHoyle项目竣工，是该轮计划首个完工的风电场；2013年，Teesside项目实现并网，标志着该轮计划的整个项目已经全部完成。第一轮海上风电发展计划共投产16个项目，实现装机1.2GW。
第二轮海上风电计划于2002年7月启动，针对第一轮计划中风电场规划审批的困难，英国贸易和工业部专门制定了该轮计划的战略框架，选取了利物浦湾（LiverpoolBay）、泰晤士河口湾（ThamesEstuary）和北海的沃什湾（TheWash）三个海上区域作为指定开发区域。此轮计划的风电场较第一轮规模更大、离岸更远，同时加强了对环境影响的考虑，要求所有项目都必须进行环境影响评估。第二轮计划确定了16个项目，共计装机6.4GW，其中最大的项目TritonKnoll计划装机1.2GW。2010年4月，GunfleetSands2项目竣工，为该计划首个投产项目；2013年投产的LondonArray项目，装机容量达630MW，是当今世界上最大的海上风电场。截至2013年底，该计划已经投产7个项目，共计2.45GW。
在英国2007年12月公布的海上风电《战略环境评估报告》的推动下，英国皇家资产管理局于2008年6月启动了第三轮海上风电发展计划，共规划了9个海域，总装机规模预计达到25GW，远大于前两轮计划的总和。第三轮计划的项目竞标于2009年3月结束，2010年1月公布了中标者，该轮计划的开建时间预计不会早于2015年。
除此之外，2010年5月，英国皇家资产管理局批准对第一轮和第二轮计划中的7个项目进行扩展，扩展容量共计12GW，每个拓展项目都需要提交新的申请和环境影响评估报告。
截至2013年底，英国海上风电共投产20个项目，容量达3.65GW，在建5个项目，容量达1.4GW。仅2013年新增投产海上风电容量756MW，占世界新增海上风电容量的66.8%，稳据世界海上风电市场的主导地位。
2、英国海上风电的政策支持体系
海上风电最早起源于丹麦，1991年建成投产的Vindeby项目，共安装了11台450kW海上风电机组，是世界第一个海上风电场。英国海上风电产业的起步晚于丹麦及瑞典等国，但是凭借完善的政策支持体系，不仅有效地吸引了诸如丹麦的DongEnergy、瑞典的Vattenfal、德国的E.NO等国外着名能源公司前来开发，实现了海上风电的快速发展，同时在本国培育形成了一批具有竞争力的海上风电企业。为了确保能源安全，应对全球气候变化以及来自国际社会与欧盟的压力，英国政府主要在以下几个方面出台政策大力支持海上风电的发展。
2.1、强有力的新能源产业强制性支持政策
2002年，英国开始实施可再生能源配额制度，以取代《非化石燃料义务政策》中对化石燃料电厂征税补贴非化石能源的原有制度，由此成为世界范围内可再生能源配额制的主要代表之一。
英国可再生能源配额制要求电力企业供应的电力中必须含有一定比例的可再生能源电力。这一比例最初在2003年设定为3%，并不断调整提高，在2010年上升到10.4%，并计划在2015年进一步提高到15.4%，而苏格兰政府则计划在2020年提高到40%。根据可再生能源配额制，电力生产企业利用可再生能源每生产1MWh的电量，就可以根据可再生能源的种类，获得一定数额的“可再生能源义务证书”。企业可以通过提交这些证书来完成发展可再生能源的义务，未完成义务指标的将受到处罚。近些年来，义务证书的价格呈上升趋势，每个证书价格从2007—2008年度的34.3英镑，上升到2012—2103年度的40.71英镑。所有罚款会进入特定的基金，并按照电力供应商完成义务的比例重新分配返还电力供应商。
海上风电在英国可再生能源中的地位举足轻重。为了加大对海上风电的支持力度，英国规定1MWh海上风电电量可以获得1.5个可再生能源义务证书，并在2011年发布的《可再生能源义务：发电商指导》中将这一标准提高到2个证书，大大高于其他形式的可再生能源，有利于海上风电企业从可再生能源义务证书市场交易中获得更多补偿。以2010—2011年度为例，英国海上风电企业获得可再生能源义务证书总量超过500万个，潜在的市场价值达到了1.86亿英镑。可再生能源配额制是支撑英国海上风电发展的核心政策。
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。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。差价合约就是固定电价制度，即成立国有的差价合约交易公司，在上网电价由供求关系决定从而不断波动的情况下，由可再生能源发电企业与差价合约交易公司自愿签订购电协议，无论上网电价如何变化，发电企业售电均采用合同规定的执行价格，差额由国家补贴通过差价合约交易公司支付。根据英国能源和气候变化部确定的差价合约最终执行电价，2014—2018年间海上风电的电价为140~155英镑/MWh，处于较高水平，为海上风电的可持续发展奠定了基础。
2.2、高效的产业管理机制
英国涉及海上风电发展的主要管理部门有英国皇家资产管理局，能源和气候变化部，商业、创新和技能部，环境、食品和农村事务部，以及天然气和电力市场办公室等。各部门职责分工明确，协同配合有效，促进了英国海上风电产业的健康发展。
英国皇家资产管理局负责管理全国一半以上的海滨以及几乎全部海底，并拥有开发利用这一区域自然资源（石油、煤炭、天然气除外）的权利，是海上风电发展的主要推动者，主导制定了各轮海上风电发展计划并实施招标。
能源和气候变化部负责制定涉及海上风电产业发展的各类规划，诸如英国可再生能源发展路线图、可再生能源行动计划等。这些规划对海上风电产业的发展目标、手段和支持政策等方面都做了清晰的描述，有力推动了海上风电的发展。
商业、创新和技能部负责海上风电项目的审批，环境、食品和农村事务部负责环境评估，两个部门互相配合并且主动协调其他相关机构，可以使项目在上报后的18个月内完成审批工作。天然气和电力市场办公室则专门负责可再生能源配额制度的实施，同时管理和协调电网建设，为海上风电项目顺利接网铺平道路。
2.3、全方位的经济激励体系
英国政府制定了诸多经济激励政策，加强对海上风电的资金支持，在海上风电场的建设运营完全由私人资本投资的情况下，实现了海上风电的快速发展。
2.3.1、投资补贴政策
早在第一轮海上风电发展计划启动时，英国政府提供了1.18亿英镑的资金补贴，并且在项目通过审批时就能实现资金到位，弥补了当时可再生能源配额制还未实施的空缺，推动了最早一批海上风电项目的实施。同时，为了引导海上风电设备制造企业在港口附近聚集，形成高效的产业布局，英国政府提供了6000万英镑的投资补贴，而苏格兰政府则进一步提供了7000万英镑支持在港口周边建设风电机组和零部件制造厂。
2.3.2、技术研发补贴政策
海上风电产业发展的主要障碍在于成本过高，而加强技术研发和创新是降低成本的关键途径。为此，英国政府特别重视对海上风电技术研发的投资和补贴，目标是在2020年将海上风电成本降至100英镑/MWh。2009年，英国政府宣布将向海上风电相关技术开发投资1.2亿英镑，吸引了西门子、通用电气及三菱重工等国际风电制造的龙头企业前来英国设立研发中心。2011年，英国能源和气候变化部实施了“海上风电零配件技术研发和展示计划”，宣布在2011—2015年提供3000万英镑的资金鼓励海上风电技术创新，并建立海上可再生能源技术和创新中心。英国国家可再生能源中心投资2500万英镑购置相关海上风电零配件测试设备，为风电设备研发提供服务。
2.3.3、税收优惠政策
英国于2001年4月开始对能源用户征收气候变化税，但风电、太阳能等可再生能源生产的电力则可以免征该税。气候变化税在2007—2008年度为4.41英镑/MWh，随着通货膨胀的相应调整，2012—2013年度已经上升到5.09英镑/MWh。
3、英国海上风电的技术路线和特点
英国通过长时间的研发和积累，已经具备建设海上风电场一整套比较成熟的技术，推动着海上风电不断朝离岸更远、入水更深的方向发展。
3.1、风电机组方面
在英国海上风电发展初期，风电设备主要沿用了维斯塔斯（Vestas）陆上型机组，也由此产生了设备海上适应性差（主要是防腐问题）和可靠性低等问题，齿轮箱、发电机、叶片、主轴承、海上变电站以及海缆等问题频发。经过多年的经验积累和技术进步，英国海上风电设备运行可靠性有很大提高，目前海上风电机组设备可利用率基本能达到95%以上。截至2013年5月31日，英国已并网的海上风电机组主要来自于维斯塔斯、西门子（Siemens）以及瑞能（Repower）三个厂家，Vestas的市场份额为23.6%，主要集中于早期（2006年之前）开发的风电场。Siemens的3.6/107及3.6/120型风电机组是英国安装量最大的风电机组，市场份额为71%。
2007年以来，英国开发的海上风电场单机容量以3.6MW风电机组为主。但目前风电机组大型化趋势在加快，英国已安装了32台Repower5MW及2台Siemens6MW风电机组。
2013年底韩国三星公司研制了一台7MW试验风电机组，已经在苏格兰海域完成安装。同时一些其他设备商也正在抓紧研制单机容量达到7.5MW的风电机组。提高风电机组单机容量可以提高风能的获取效率，也能为生产、安装和维护提供规模经济效益。从发电机的形式来看，当前仍然以双馈式异步发电机为主，但无齿轮箱的直驱式机组也是重要的研究方向，西门子推出了风轮直径150m的直驱风电机组。此外，叶片等关键部件的技术改进也不断取得进展，诺丁汉大学和歌美飒（Gamesa）联合开发的叶片自动化生产技术，可以降低叶片生产成本8%，减少制造时间11%。
3.2、风机基础方面
单桩式基础是海洋建设中经过反复测试和试验形成的成熟技术，其对于海上风电同样具有较好的适应性，且成本相对较低，目前英国在运和获得许可的海上风电场绝大部分均采用单桩式基础结构形式。同时，由于单桩式基础的直径和承重能力方面的限制，针对水深超过30m或者单机容量超过3MW的风电机组，导管架式基础和混凝土重力式基础结构也在逐步被采用，并且通过规模化生产和安装工艺的不断改进，成本得到了显着降低。
3.3、并网技术方面
目前，已经投运的海上风电场，采用的都是电力行业的标准高压交流输电方式，通过海底电缆输电。随着风电场离岸越来越远，高压直流输电由于可以大幅减少线路传输损耗，成为发展的一个重要方向。Borkum2等一些项目的规划中，已经明确提出要采用高压直流方式输电。
3.4、安装施工方面
海上风电基础结构和风电机组的安装主要通过标准自升式安装驳船和一些特制的专门船只实现。安装驳船通常有4~6个支柱，延伸到海床上，将船完全脱出水面，进而开展施工作业，安装深度可以达到35m。为了进一步扩大安装水深，曾借助于水力和喷气推力的特殊悬浮式安装船，在Beatrice项目水深45m的地方进行了安装施工的试验，试验结果表明该方式可行，但要应用于大规模风电机组的安装还有一定差距。
3.5、运行与维护方面
英国海上风电运行与维护通常采用集中监控与运维基地相结合的方式，厂家在英国建有集中监控中心，24h不间断监控各海上风电项目的设备运行情况；同时，项目业主在风电场附近建有海上运维基地，负责风电设备的定期维护和故障处理。基地的运维人员根据监控中心的维护指示到现场处理无法复位的设备故障，同时按年度计划进行正常的维护。运维中通过强化远程状态监控，确保机组的可靠性，最大限度减少计划外维修次数，优化维护过程。状态监测的一个特点是对关键部件转动和摩擦产生的声频监测，并将监测结果传输到中央数据中心进行分析，确定风电机组是否处在理想工作状态，以此为基础利用小风期进行有针对性的检修和维护。针对风电场离岸距离不断增加，未来的运行和维护也在考虑采用与石油钻井平台相似的方法，在海上建立住宿设施作为运行与维护的平台。
4、对我国海上风电发展的借鉴意义
开发和利用风电是我国优化能源结构，促进经济转型发展的重要举措，意义重大。截至2014年6月底，我国风电并网装机容量82.77GW，稳居世界第一位，但海上风电所占比例很低，仅为0.34%，还处在起步发展阶段。根据国家能源局公布的数据，我国近海100m高度、5~25m水深范围内风电技术可开发量约为190GW，100m高度、25~50m水深范围风电技术可开发量约为320GW，海上风能资源十分丰富。我国海上风电普遍临近负荷中心，不存在送出和消纳的问题。在“三北”地区限电形势严峻的情况下，海上风电必将是我国风电下一步发展的重点领域。英国在短短10余年时间内发展成为世界海上风电第一大国，其很多成功经验值得我国学习和借鉴。
4.1、提高重视程度，明确发展规划
与海上风电在英国可再生能源发展中的重要地位相比，我国对海上风电的重视程度还不够，可再生能源有关规划中虽然对风电发展有比较明确的规划，但发展重点还是侧重于陆上风电，导致我国海上风电长期以来进展相对比较缓慢。目前，我国海上风电仅建成投产414MW，与国家规划的目标还存在较大差距。2014年8月，国家能源局公布了《全国海上风电开发建设方案（2014—2016）》，涉及44个具体的海上风电项目，总装机容量超过10GW，是加大推进力度的有效措施。
但是，要切实推动海上风电的快速发展，我国需要进一步加大重视程度，制定更为明确的发展规划和发展路线图，同时要充分调动地方政府和开发企业的积极性，鼓励各沿海省市根据实际情况制定本地区的海上风电发展规划。要采取“稳妥积极、扎实推进、择优开发、突出重点”的总方针，在起步阶段要综合考虑沿海各省市海上风资源、建设条件、建设风险、开发成本，优先开发风资源好、利用小时数高、没有极端破坏性风速、建设条件好、造价较低的项目，扎实推进海上风电发展进程。
4.2、完善市场机制，加大政策支持
英国海上风电能够有效吸引国际资本，从而带动产业整体升级，实现后来居上，与其拥有完善的市场机制和强有力的政策支持是分不开的。国家发展和改革委员会于2014年6月发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》，明确了海上风电的标杆电价，为海上风电的收益率提供了保证。
但考虑到海上风电开发成本高、风险高的特点，我国当前支持海上风电的市场机制和政策还有待进一步完善。我国应该尽快推出可再生能源配额制，同时综合采用资金补贴、税收优惠、金融支持等多种手段，建立和完善有利于海上风电发展的市场机制。要充分发挥市场的作用，引导和鼓励更多的投资者和企业进入海上风电市场，不断培育和扩大市场规模，通过规模化带动工程建设、设备制造等全产业链的发展，有效降低成本，形成产业发展的良性循环。
4.3、规范管理制度，提高审批效率
英国海上风电管理制度最成功的一点就是项目审批的成功率高，并有效解决了审批中各方利益的矛盾。而我国当前海上风电存在开发流程复杂、涉及部门多、工作周期长、项目开发权归属存在较大不确定性等诸多问题，项目开发需要开展工程用海预审、海洋环境影响评价、工程安全预评价、地震安全评价、海缆路由调查、接入系统设计、通航安全评估等多个专题报告，涉及海洋、海事、渔业、环保、港口、电网、安监、军事等多个部门，协调难度较大，制约了海上风电的健康发展。应该进一步明确海上风电审批的主责机构，理顺审批流程，加强工作协调，在对海上风电项目严格把关的同时，提高审批效率，使得项目在市场情况变化前能够及时抓住机遇上马，降低海上风电项目开发的风险。
4.4、加强科技创新，降低开发成本
海上风电作为战略性新兴产业，其健康可持续发展离不开科技创新的强有力支持。英国通过加大科技投入，引导技术升级，为领先发展奠定了基础。目前我国海上风电开发使用的风电设备，大都是直接从陆上走向海上，安装工艺和设计理念仍沿用陆上风电设计模式，风电机组不能适应海上运行环境。通过增加补贴、设立重大科技课题等方式，将加大技术引进和加强自主研发相结合，鼓励风电机组生产商加大对海上风电机型的研发投入力度，海上风电机组的发电机、齿轮箱、叶片及主轴等主要大型机械零部件要选用有海上运行业绩的成熟产品，减少故障率。应根据海上风电特点，不断优化设计，增加电气部件的冗余设计，提高机组运行可靠性与维护检修的效率，降低维护检修成本。要依靠技术进步促使设备价格不断下降，真正让海上风电产业发展成为以技术创新为核心竞争力的优势产业。
