近年来，在能源绿色转型理念指引下，很多国家将海上风电作为加快推进能源转型的重要路径。本文借鉴欧洲典型国家海上风电平价上网经验，立足我国海上风电发展的实际情况和发展阶段，探索解决我国海上风电平价上网的路径，助力海上风电高质量发展，推动能源领域实现“双碳”目标。
一、海上风电装机容量快速攀升，成本不断下降
1991年丹麦建成投产的Vineby海上风电项目，是全球首个真正意义上的海上风电场。与陆上风电相比，海上风电具有海上风能资源储备丰富，风能质量高；海上风电利用效率高，同时不占用土地资源、对生产生活负面影响小；靠近负荷中心，送电距离短等优势，发展潜力巨大。在全球“双碳”目标的提出和能源转型的推动下，风电技术不断突破，海上风电装机容量快速攀升，成本不断下降。
（一）装机容量不断攀升，我国新增装机容量位居世界第一
截至2021年底，全球海上风电累计装机容量为57.2吉瓦，同比增长近60%，占全球总装机的比重为22.5%，其中中国占48%，英国占22%，德国占13%。从新增装机容量看，2021年呈爆发式增长，新增装机容量21.1吉瓦，其中中国占80%，英国占11%，越南占4%。（见图1）
图1 近20年以来全球海上风电装机容量变化情况
2022-2026年，全球海上风电预计仍保持较快增长趋势，复合年均增长率（CAGR）为8.3%，累计新增装机将超过90吉瓦，将主要分布在欧洲、北美和东亚。其中中国、英国、美国将是全球海上风电新增装机的主要国家，预计分别为39吉瓦、11.6吉瓦和11.5吉瓦。2022年，中国海上风电“抢装潮”后，新增装机预计大幅减少，全球海上风电新增装机预计回落至8.7吉瓦；2026年预计为31.4吉瓦。
（二）海上风电成本持续下降，欧洲已步入平价上网时代
随着规模不断扩大，海上风电成本持续下降。2014年全球海上风电平准化度电成本（LCOE）为1.56元，2017年为0.79元，2021年下半年降至0.57元。LCOE最低的国家包括荷兰、丹麦、英国和中国，分别为0.46、0.49、0.50、0.52元[1]。
未来，海上风电机组投资成本将进一步下降。2021年全球海上风电资本支出基准为每兆瓦1678.75万元，预计2028年将降至每兆瓦1625.03万元。预计到2030年，全球海上风电LCOE将大幅下降。中国LCOE将降至0.34元，较2021年下降33.7%；德国LCOE将降至0.38元，较2021年下降18.6%；美国LCOE将降至0.46元，较2021年下降48.5%。
目前，欧洲已步入平价时代，平均每度电低于0.5元，英国海上风电的招标电价已经下降至每度电0.35元，德国也实现了零补贴，目前计划在2023-2025年投运的欧洲项目多数电价在每度电0.4元以下[2]。
二、采取价格政策支持海上风电平稳有序发展，是欧洲国家的通行做法
欧洲海上风电起步较早，发展较为成熟。从欧洲典型国家海上风电平价上网的历程看，海上风电产业发展初期阶段都采取了固定电价扶持政策，这是促进产业平稳有序发展的重要保障。
（一）英国执行差价合约固定电价政策，稳定海上风电收益
1. 海上风电整体情况。英国是海上风电发展领军国家，累计装机位居世界第一，新增装机2015年位居世界第二，之前几年均为世界第一。为满足《2009欧盟可再生能源法令》要求，英国政府提出2030年可再生能源占比达到30%的计划。英国海上风能资源较好。根据近年来海上风电发电数据，英国海上风电年等效利用小时数为3000-3500，其海上风电投资一直在国际上处于较高水平。
2. 海上风电配套送出情况。英国海上风电场项目接入系统输电设施（OFTO）包括海上升压平台至陆上并网点之间的全部设施，有海上升压平台、海上送出电缆、陆上送出电缆、陆上升压站。OFTO分风场开发商建设后转让第三方运营商和运行商建设并运营两种开发模式。不论OFTO选择任一种开发模式，其运营都将交付于有资质的OFTO运行公司进行运营，以便满足发输电分离的监管要求。（见图2）
图2 英国某海上风电场接入系统示意图
3. 海上风电价格机制。英国风电政策主要由可再生能源义务（RO）和差价合约固定电价（CfD）构成。2017年前包括风电在内的可再生能源发电项目可在RO和CfD之间任选其一。RO规定电力公司供电结构中必须有一定量的可再生能源电力。RO政策适用周期为20年，未来英国消费者的电费单中，将不再包括有RO项目的电费支出。CfD规定国有结算公司与发电企业签订长期合同确定合同价格，在交易过程中如果市场平均电价低于合同价，则向发电企业予以补贴至合同价；反之则发电企业返还高出的部分。
（二）德国实施差别化初始电价执行期政策，确保海上风电合理收益
1. 海上风电整体情况。德国在北海和波罗的海投入运营的400兆瓦海上风电，投资成本占比约四分之三，运行成本占比约四分之一。德国对海上风电的目标是到2025年总装机容量达到11吉瓦，到2030年达到15吉瓦。
2. 海上风电配套送出情况。德国采用现有陆上电网企业负责海上输电线路建设、运营模式。德国政府对海上风电外送设施统一进行规划，每个风电场集群都由政府委托TenneT公司（输电公司）配套建设高压换流平台以提供并网服务，并且从海上到岸上的送出海缆及陆上输电系统也都由TenneT公司负责，对海上电网的功能、技术、容量、工期、运营年限等提出具体要求，分界点为场内升压站155KV GIS出口。风电场开发商只需要安装建设风机、基础、场内海缆及场内海上升压平台等设施，而无须投资建设外送电力设施。（见图3）
图3 德国某海上风电场接入系统示意图
3. 海上风电价格机制。德国依据可再生能源法（EEG）实行风电固定电价政策。根据最新EEG法案，2018年前建成投产的海上风电项目，初始电价为每度电1.33元，执行期为8年，第9-12年的初始电价为每度电1.05元，其后执行基本电价为每度电0.24元。2018年及以后建成投产的海上风电项目，初始电价为每度电1.05元，执行期为12年，其后执行基本电价为每度电0.24元。2018年后对于新建项目，依据投运时间，初始电价和基础电价逐年降低7%。此外，对于不同的离岸距离和水深，采用了延长初始电价执行期的方式，对于海岸线超过12海里的，每满1海里每度电1.05元的初始电价延长半个月；对于水深超过20米的每满1米水深，每度电1.05元的初始电价延长1.7个月。[3]
三、中央财政补贴取消后，我国海上风电新项目平价上网难
中央财政补贴政策推动了我国海上风电高速发展，为我国海上风电弯道超车，打造全球海上风电制高点发挥了重要作用。中央财政补贴取消后，我国海上风电成本高难以平价上网，在地方政府相关政策不明确的情况下，海上风电发展前景不明。
（一）中央财政补贴政策推动我国海上风电高速发展
我国海上风电行业起步较晚。随着引进国外先进技术，叠加政府政策引导扶持，装机规模持续快速增长，逐步缩小了与欧洲成熟市场的差距。截至2020年底，全国海上风电累计装机达到9吉瓦，占风电装机的3.2%，主要分布在江苏、福建、广东和浙江等沿海省份；2020年新增装机3.06吉瓦, 占全国海上风电累计装机的34%；2021年新增装机量达16.9吉瓦，是2020年全球海上风电新增装机量的三倍。这种爆炸性增长主要是由于中央财政补贴最后期限推动海上风电项目加快投资形成。
（二）新政策出台后海上风电平价上网难，发展前景未明
根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》， 2022年后新增海上风电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。《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》规定，对海上风电新建项目实施平价上网政策，上网电价自2021年起由当地省级价格主管部门制定。目前我国海上风电成本高，难以实现平价上网。主要体现在以下3个方面：
1. 建设成本不断增加
我国海上风电产业链整体还处于发展的初级阶段，设备制造企业多而不强，大容量机组技术及运行经验不足，海上风机部分关键零部件仍需进口，国产化率较低。且随着海上风电开发朝深远海迈进，对海上风电技术要求增大，且海上升压站建设点离岸距离更远，相应送出线路的成本，如海底电缆等材料成本、施工船运输成本都将不断增加。
2. 项目审批环节多周期长导致机会成本高
海上风电项目核准前需取得海洋、海事等部门对海洋环评、海域使用论证、通航安全评估等多项批复，有的还需取得规划、国土部门的规划选址意见、土地预审意见等。海上风电项目核准涉及部门多、审批流程长、手续繁琐复杂、协调起来困难，导致机会成本升高。
3. 地方财政补贴政策不明确导致融资成本高
中央财政补贴取消后，目前仅有广东、浙江等少数省份已出台或有意出台地方补贴政策，其他沿海省市态度尚不明朗。如果地方不接力补贴，新增项目经营收益难以保障，甚至会出现亏损，社会投资意愿受到抑制，企业融资受影响，在一定程度上会抬高项目融资成本。
四、海上风电上网价格不能“一平了之”，需要统筹规划、综合施策
我国取消中央财政补贴政策后，海上风电面临的突出问题就是成本过高，短期内无法通过自身努力降低成本实现平价上网。从欧洲海上风电平价上网历程可以看出，无论英国还是德国都采取了一些扶持性政策，确保企业能够获取稳定收益。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，有序推进海上风电基地建设，鼓励地方政府出台支持政策，积极推动近海海上风电规模化发展，积极推进深远海海上风电降本增效，开展深远海海上风电平价示范。为实现上述目标，从近期看可以分地区研究制定海上风电补贴政策、统筹规划疏导海上风电送出成本，从长期看要聚焦“卡脖子”技术，加强创新、降低成本。为促进政策的平稳实施，进一步推动我国海上风电产业从健康有序发展到高质量发展，提出以下建议：
（一）综合施策，构建海上风电政策储备工具箱
从全球能源发展趋势看，很多国家已将海上风电作为未来能源发展的重要战略。在我国绿色能源转型中，海上风电将发挥越来越重要的角色。未来我国也将成为全球海上风电的引领者。针对目前新增项目成本高难以平价上网的问题，建议加强对海上风电的顶层设计，综合施策，稳定产业发展。加强财政补贴、贷款优惠、税收减免及创新扶持、研发激励、参与绿色电力证书交易、参与碳排放交易等方面加强研究，构建政策工具箱。根据我国海上风电发展情况和阶段特征，及时公布出台相关政策组合，助力企业平价上网。
（二）因地制宜，分地区研究制定海上风电补贴政策
海域自然条件是影响海上风电成本的重要因素，我国海上风力资源分布与欧洲国家相比，情况更加复杂，不同省份面临的风力资源丰富程度不同，而且海底的开发环境也存在较大差异。这些自然条件差异一方面影响到海上风电的建造安装成本，另一方面对日常运维成本也会产生影响。另外，近远海自然条件、新旧（柔直、常规）技术等差异，也会影响海上风电成本，也需要对这些成本疏导的需求和方式方法进一步研究。此外，不同地区的上网电价水平、财政收入高低、电力消纳能力等各有特点，也会对补贴水平和方式等产生影响。
因此，各地政府在出台相关补贴政策时，应因地制宜、精准施策，充分考虑本地海上风电成本及变化趋势，结合当地电量消纳、财政等经济社会发展情况。目前已有少数省份尝试性出台省级补贴政策，建议在此基础上开展省际间调查研究分析，根据不同地区的综合情况，提出地方性补贴等相关政策建议，加快出台对补贴范围、补贴规模、补贴期限等方面的指导意见，推动海上风电向平价平稳过渡。
（三）统筹规划，合理疏导海上风电配套送出工程成本
为尽快实现并网，目前我国海上风电配套送出工程均由发电企业投资建设。随着风电场建设逐渐走向深远海，对送出线路的技术要求将不断提高，相应配套送出工程的成本将不断增加。从政策上看，《国务院办公厅关于转发国家发改委国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》指出，“接网及送出工程原则上由电网企业投资建设”。从国外海上风电和国内其他发电企业发展实践看，配套送出工程多是先期由发电企业建设再售卖或租赁给电网企业，或者直接由电网企业投资建设，最终纳入输配电成本。
在取消中央财政补贴、实施平价上网后，配套送出工程成本难以通过上网电价疏导。另外，水电、核电等配套送出工程均由电网公司统一建设，这就导致海上风电无法与其他不含外送线路的能源公平参与市场竞争。因此，建议采取与国外海上风电和国内其他类型发电类似的处理方式，即已建成的配套送出工程由电网企业收购或租赁的方式承担建设成本，考虑到这部分资产存量大，短期内建议以租赁方式为主；对新开发的项目，建议由电网企业统一出资建设。运维可由电网公司或电网公司委托海上风电企业负责。相应外送线路的投资与运营成本均通过纳入输配电价疏导。
（四）加强创新，聚焦解决“卡脖子”核心技术
关键风电机组是海上风电最为核心的设备，其性能和可靠性在很大程度上决定了风电场的投资收益。通过加强风电机组关键技术、核心部件的自主创新能力，聚焦海上风电“卡脖子”问题，加快实施海上风电设备国产化路线，提高风电机组运行稳定性，降低风电机组制造和运维成本。建议利用国家可再生能源基金等支持海上风电研发，鼓励拥有完全自主知识产权的国产整机和零部件开发并给予一定的财政补贴，减少企业自主研发的风险，降低其开发成本。海上风电属于国家支持的高新技术产业，应按照“重大技术装备研制和重大产业技术开发规划”的总体要求，给予海上风能企业一定的税收和信贷优惠，增强产业的整体竞争力。
