海上风电于上世纪九十年代初起步于欧洲，自此开启了一项人类利用更多清洁资源的新领域。经过三十余年的发展，全球海上风电取得了令人瞩目的成绩，逐渐成为了可再生能源发展的重要领域之一，吸引着越来越多的国家和企业加入其中。近期，全球多国加大对海上风电项目的投入和建设，这显示出清洁能源转型下，海上风电成为一个焦点。
海上风电作为一个新型产业，各国推行竞标机制，其本质是通过充分、有效的竞争来促进技术进步、行业发展，从而降低度电成本、减少补贴依赖度，并最终达到技术成熟、平价上网的目的。
经过多年的发展，我国海上风电竞标机制奠定了一定的基础，但随着国家退补政策的取消，目前国内海上风电产业链成熟度、标准规范的完善度、劳动力水平难以支撑无补贴的项目开发，我国海上风电竞标机制面临着新的挑战，欧洲国家在上世纪九十年代初开创海上风电先河，在海上风电竞标机制中积累了大量的经验，有很多先行的经验都是值得我们借鉴的。
本文分上下两部分。上半部分包括海上风电装机预测以及中国海上风电竞标发展历程。下半部分介绍了欧洲主要国家海上风电竞标机制。
海上风电装机预测
2021年全球新增海上风电装机容量约13.4GW。全球海上风电当前的主要引擎仍然为欧洲和东亚地区，我国以10.8GW的新增装机容量排名第一，排名第二的荷兰新增装机容量为1.13GW，第三的越南为729MW，第四是丹麦604MW。自2018年以来，我国连续四年海上风电年新增装机容量居世界首位，今后有望继续受益于长期规划和产业培育，在扩张中逐步降低成本，实现高质量发展。全球海上风电装机在“十四五”期间将延续“十三五”期间的发展特点，即“亚洲持续高速增长，欧洲间歇稳定增长”，这与两个区域中各国的政策导向、市场容量及开发计划有直接关系。预测到2035年，全球海上风电累计装机将到到400GW，和2020年36GW的装机相比增长11倍。
图1全球海上风电报告及预测
中国海上风电竞标发展历程
2010年以前，我国海上发电项目由国家发展改革委核准建设,价格由发改委确定。2005年启动东海大桥海上风电项目试点,上网电价为0.978元/(kW·h)；这个阶段由于政策支持少、技术不成熟、经济性差等原因，海上风电起步后发展缓慢。
2010年1月,国家能源局和国家海洋局共同印发《海上风电开发建设管理暂行办法》(国能新能（2010）29号),价格由政府同时启动了海上风电特许权第一轮招标,4个项目的中标电价分别0．7370、0.7047、0.6235和0.6396元/(kW·h)。通过招标确定的上网电价偏低,而高造价、低发电小时数共同导致了项目度电成本高、加之建造、运维经验少,海上风电的发展受到阻碍。
2014年6月,国家发改委印发《发改委关于海上风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2010〕1216号),明确对非招标的海上风电项目,区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价,2017年以前(不含2017年)投运的近海风电项目上网电价为0.85元/(kW·h),潮间带风电项目上网电价为0.75元/(kW·h)。在较高的标杆电价下,项目经济性凸显,使得产业链上下游企业共同发力,促使造价降低、单机容量增大、发电小时数提升、安装和运维经验增加,海上风电进入规模化快速发展阶段。
2018年5月,国家能源局印发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(国能发新能〔2018〕47号),要求2019年起新增海上风电项目必须通过竞争配置确定项目业主单位。2019年5月,国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号),明确将海上风电标杆上网电价改为指导价,提出2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为0.8元/(kW·h),2020年为0.75元/(kW·h)。两年间,由于已超规划等原因,沿海各省仅有辽宁、山东、上海和浙江四省进行竞争性配置招标,并公布了中标结果。各项目电价0.76-0.795元/(kW·h)、仅低于2019年最高限价(0.8元/(kW·h))0.05-0.4元/(kW·h),海上风电核准放缓但建设加速。
2020年1月,财政部、国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》(财建〔2020〕4号),按规定完成核准并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电项目,按相应价格政策纳入中央财政补贴范围;自2020年起,新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。2021年是海上风电国补关门时间,形成了抢装潮;未来是海上风电平价发展新时代。
中国的海上风能资源丰富，海上风电开发正处于由近海到远海、由浅水到深水、由起步到规模化开发的关键阶段；我国海上风电发展迅速，得益于规划先行和电价补贴，随着国家退补政策退补政策的取消，我国海上风电竞标机制将面临着新的考验。欧洲是海上风电行业的先驱和全球最大的市场，英、德、荷等欧洲各国经过多次竞标并反复修订的竞价机制，在海上风电竞标机制方面积累了丰富的海上风电发展经验，对我国海上风电发展具有重要的借鉴意义。
荷兰海上风电“负补贴”
近日，荷兰经济与气候部公布了Hollandse Kust海上风电项目的竞标规则，其中新增加了“财务竞标”的条款，要求投标企业向政府支付5000万欧元（约合人民币3.6亿元）以增加竞标筹码。业界普遍认为，继“零补贴”海上风电项目后，“财务竞标”又进入海上风电招标条款，预示着欧洲海上风电或已经进入“负补贴”时代。
图1 Hollandse Kust海上风电项目
荷兰政府于2021年12月底推出了HollandseKust海上风电项目的招标草案，计划装机规模达140万千瓦。据测算，该项目总面积将达176平方公里，每个区域至少能够安装60台海上风机。荷兰政府将先征求业界意见，再于今年4月正式开启招标，夏季公布最终中标企业，该项目预计将在2025年至2026年内并网发电。HollandseKust海上风电项目最大的“亮点”在于荷兰政府开行业先河，将“财务竞标”加入竞标条款之中，如果开发商在竞标过程中要达到这一指标最高的20分，需要向荷兰政府支付5000万欧元（约合人民币3.6亿元）。HollandseKust项目是荷兰制定的2030年海上风电发展目标中的重点项目之一。2021年12月，荷兰政府宣布，将在北海地区新增至少1070万千瓦的海上风电装机，以达成减排目标，而HollandseKust海域正是其重点推进的区域之一。
英国差价合约制度
为在2020年实现全国可再生能源发电占比30%的目标，也为了提高可再生能源发电的市场竞争力，英国政府在2012年通过了征费控制框架（LevyControlframework），并于2015年开始实施差价合约制度。该机制作为英国政府支持低碳电力发展的主要手段，鼓励对可再生能源的投资，为项目开发商提供前期高成本和发电长周期的直接保护，使其免受批发价格波动的影响。差价合约制度自2017年4月开始全面取代可再生能源义务证书制度（RenewableObligation）。自2015年启动差价合约机制以来，英国可再生能源电价不断下降，海上风电价格尤甚，从第一轮的119.89英镑／瓦时下降至39.65英镑/兆瓦时。如此的下降速度得益于技术的进步和大量开发所带来的规模效益，这背后更是有差价合约机制为投资企业降低风险，提供稳定预期。
签订差价合约的可再生能源发电企业通过电力市场出售电力，当执行电价高于市场价格（MarketReferencePrice）时，企业可获得中间的差价（DifferencePayment）做补贴，反之需要企业返还政府市场参考价格与执行价之间的差价，避免获得过高的收益。在差价合约机制下，英国商业、能源和工业战略部是为差价合约竞拍机制制定政策并提供资金支持的关键政府部门。该机构还成立了一个私有公司，即低碳合约公司（LCCC），该公司是差价合约订约方（CfDCounterparty），主要负责与发电企业签署并管理合约以及执行差价合约的支付。英国国家电网（NationalGrid-EMRDeliveryBody）是落实差价合约竞拍计划的机构，负责差价合约的轮次分配竞拍流程的执行，并向政府提供有关容量市场和差价合约的分析。天然气和电力市场办公室（Ofgem）负责聆讯申诉并颁发各类许可证。
参与竞拍的企业需要进行预申请，向国家电网提供企业的相关信息。提交申请的海上风电项目需要符合以下几点要求：装机容量要大于规定的最小值；工程拥有有效的建筑许可和并网许可（最低标准）；拥有政府认可的供应链规划。申请通过后进入资格审查阶段，各机构将联合评估已提交的申请，并根据提交的信息和证明，依照英国商业、能源和工业战略部规定的标准，决定是否给予项目资质。
在评估申请阶段，国家电网公司将利用估值公式计算每个申请项目的预算影响，确定项目是否超出相关预算或是否突破任何最低／最高限制，以确定该项目能否通过。估值公式会综合考虑项目执行价格、某一特定时期的电力市场参考价格、装机容量、输电损耗因数、项目合约天数／小时数以及项目技术特定因数（海上风电）等因素。评估期为15个工作日，结果（包含项目未通过的书面解释等）将以网站发布和电子邮件等形式通知参与企业。
差价合约内市场参考价格的计算对合约的落实至关重要。海上风电项目采用的波动性市场参考价格，是由EPEX（欧洲电力交易所）和N2EX（英国电力交易市场）共同提供的GB地区（即英格兰、苏格兰和威尔士所在地区）的日前每小时电价。执行电价是差价合约的核心，由英国能源与气候变化部（DECC）在项目审核期间，基于英国公开市场售电价格、项目成本分析、发电技术及各类假设条件等因素而确定。
2017年4月以后全面进入差价合约时期，新的可再生能源发电项目不能再申请可再生能源义务证书，并且执行电价的计算将不再考虑可再生能源义务下投资的净现值，海上风电全面进入市场竞争阶段。
德国中央竞标模式
德国联邦海洋和水文局（BSH）作为单一责任点，负责海上风电规划流程和海上风电许可的授予。BSH以“场地开发规划”的形式对海上风电规划进行集中规划，其中涵盖海上风电区域的空间和时间分配方面的不同因素：海上风力发电机区域和拟招标区域的场地；预计装机容量；拟招标场地的时间表和年份，以及拟招标的风电场开始投入运行的时间表和年份；海上并网、跨境并网以及海上设施之间潜在并网的路线或廊道；海上并网跨越专属经济区与领海之间边界的关口；标准技术与规划原则。
德国2017年海上风电政策规定，2017年以后德国海上风项目将通过竞标方式确定市场补贴分配方式。德国海上风电竞标规划分为过渡期竞标和最终集中式竞标。目前，德国海上风电规划方案已从一个过渡时期（海上风电场在2021年至2025年投入运行期间）的有保证并网（保证海上风电场2020年之前投入运行）的上网电价补贴计划演变为一个中央竞标模式（海上风电场在2026年以后开始投入运行）。
1、上网电价补贴模式
海上风力规划并不是集中进行的。由BSH制定的空间海上电网规划考虑了海上风电规划的位置因素。海上并网的时间因素是根据海上电网发展规划来加以考虑的，该规划由四家德国输电系统运营商制定并且对这些运营商具有约束力。
2、过渡期
为了确保海上风电能力的持续扩大并与所规划的容量增加保持一致，在两种竞标模式之间引入了一个过渡期。在此期间，将考虑使用那些处于高级规划阶段的风电场，海上并网将根据海上网络发展规划进行规划。
3、中央竞标模式
中央竞标模式结合了海上风电规划的位置和时间方面的因素。这意味着空间海上电网规划和海上网络发展规划将在一个单一的规划机制中进行合并。该规划机制将由德国联邦海洋和水文局根据场地开发规划集中制定。场地开发规划是海上风电规划所有因素中的中央规划工具。
在BSH制定“场地开发规划”期间，将由BSH进行集中规划，该规划为中央规划工具，分多个步骤进行制定。首先，BSH将起草“场地开发规划”草案，该草案将包含关于海上风电场空间与时间规划方面的初步建议；再确定竞标地点和顺序时，将采用不同的标准，最重要的标准是输电容量的可用性，这就是为什么需要一个“波罗的海配额”来分配北海和波罗的海海上风电容量以尽量减轻电网拥塞的原因。
在征询利益相关者（包括四家德国输电系统运营商、公众以及国家和国际机构）的意见后对该规划草案进行审查。根据此次意见征询中所收到的反馈，德国联邦海洋和水文局将对场地开发规划进行修订。随后，将对拟竞标的海上地点进行评估，并且将允许投标人访问资格预审过程中所产生的数据。此外，BSH将进行第一次环境评估，此次评估与风电场的实际设计无关。
丹麦政府招标程序及开放式程序
丹麦能源署（DenmarkEnergyAgency，DEA）是负责海上风电规划和许可的主要行政管理机构。丹麦将风电场迁往海上的主要驱动因素是陆上站点的土地资源稀缺以及浅水海域（<50m）的风力资源丰富（平均风速>10m/s）。丹麦有两种建立海上风电场的程序，即政府招标程序和开放式程序，由开发商选择遵循哪一个程序。这两个程序都要求办理三个许可证：用于开展初步调查的许可证、用于建立海上风力发电机的许可证和在一定年限内开发风能的许可证以及电力生产许可证，此外还需要进行环境影响评估。
1、政府招标程序
DEA宣布了一个特定规模、特定场地的海上风电投标项目，其中风电场需要建立在一个规定的地理区域内。丹麦能源署邀请申请人以千瓦时为单位进行报价（以固定价格的形式）。在该固定价格下，投标人愿意按照规定的满负荷小时数生产一定数量的电力。为了以尽可能低的成本建造新的海上风电场，丹麦大多数新的海上风电场都是在招标程序之后才建造。
2、开放式程序
开发商将主动建立海上风电场。开发商必须向DEA申请用于在选定区域内开展初步调查的许可证。所述申请必须包含以下内容：项目描述、初步调查的范围、风机的尺寸和数量以及场地的地理信息。在启动海上风电许可程序之前，DEA将在受理申请之前发起一次对其他政府机构的听证会，以明确是否存在其他相互冲突的重大公共利益。到目前为止，在这种体制下还没有完成任何海上项目，但是当前近岸风电场的发展遵循这一程序。
政府招标包括2009年至2019年的海上风力发电上网电价补贴招标，2020年改为差价合约招标；丹麦大多数海上风力发电场都是通过政府投标程序兴建的。开放式程序是一个技术中立招标系统，开放式海上风电场有权享受与陆上风力发电场相同的补贴计划，该计划遵循的是溢价补贴制度。
结语
合理的海上风电竞标制度可促进海上风电技术进步、行业发展，我国唯有充分研究欧洲国家成熟的竞标机制，结合国内自身海上风电发展现状、市场特征，制定出适合我国海上风电竞标机制，才能够鼓励开发商投资和建设热情，促进海上风电的发展，实现国家3060碳中和目标。
