摘要：经过 10 余年的发展，我国海上风电产业进入高质量发展新阶段，部分近海固定式风电可实现平价上网，漂浮式风电进入工程化，融合发展模式创新活跃。海上风电产业政策体系逐步建立健全，系列举措协同发挥效能，促进产业集聚，引导产业持续健康发展。本研究梳理了我国当前海上风电产业政策框架，从发展规划、资源配置、企业扶持、科研支持、电力系统、金融服务等方面分析了我国国家与地方的政策导向，针对当前产业发展面临的产业布局、组织模式、产融结合等问题，提出了优化场址和产业布局规划与配套政策、促进漂浮式风电产业链的垂直和水平协同整合，加强绿色金融创新支持的政策建议。
关键词：海上风电；产业政策；可再生能源
2022 年，我国海上风电累计并网装机容量 3046 万千瓦，同比增长 15.4%，占全国风力发电总装机的 8.3%，占比稳步上升。漂浮式风电进入工程化示范阶段，“三峡引领号”、中国海装“扶摇号”建成，中国海油“海油观澜号”“双百”项目加快建设，万宁百万千瓦级漂浮式风电示范项目开工。海上风电发展模式创新活跃，与海洋牧场、海水淡化、制氢等融合发展模式正在从试验探索走向产业规模化发展，综合能源岛、油气平台供电等试验项目陆续推出 。“十四五”时期，我国海上风电年新增装机规模预计将呈现“先降后升”趋势，产业经过调整优化，步入高质量发展新阶段。
我国产业政策包括产业结构政策、产业组织政策、产业技术政策、产业布局政策与对外开放政策 。过去 10 余年，从开发管理政策和建设速度综合看，我国海上风电经历了多个发展阶段，包括 2007 年～ 2011 年的起步探索期， 2012 年～ 2017 年的鼓励培育期，2018 年～ 2021 年的加速成熟期，目前正处于高速发展和竞争整合阶段 。海上风电产业政策体系框架初步建立，为产业持续健康发展提供了良好的制度保障 。
一、 海上风电产业政策框架体系
我国国家和地方政策相互衔接，从发展规划到资源获取、科研支持、电力市场、金融服务等配套政策，构建了海上风电“目标牵引—配套支持—落地实施”的多层次立体政策框架。
（一）国家政策构建“四梁八柱”
1. 规划目标明确发展节奏
《“十四五”可再生能源发展规划》发布，海上风电的发展秩序、发展节奏、发展模式得以明确 。“十四五”时期海上风电的发展规划呈现以下几个特点：一是未专门制定海上风电专项规划以确定具体累计装机容量目标，而只是确定全国风电、光伏等可再生能源的发电量目标，极大地释放市场主体的自主性。二是以重大项目规划确保实现目标，提出了山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大海上风电基地，鼓励分散式风电因地制宜发展，支持开展分散式风电向油气平台供电等融合发展示范。三是优化近海风电布局，启动深远海风电规划和开发示范。据课题组调研统计，各省上报海上风电场址规划量为 2.67 亿千瓦，其中省管海域 7400万千瓦，国管海域 1.93 亿千瓦；正在编制的深远海规划涵盖 150 千米以内海域，规划装机容量超 3 亿千瓦。
2. 配置政策优化建设模式
海上风电项目资源配置管理经历了四个阶段，包括 2015 年前的特许权招标， 2016年～ 2018 年省级能源主管部门直接核准，2018 年～ 2019 年直接核准与竞争配置共存，2020 年后的全面竞争配置。国家能源局发布的《风电项目竞争配置指导方案（2019 年版）》，为各省（区、市）自行制定竞争配置工作细则或管理办法提供了参考。从各地细化的竞争配置评分标准看，既往业绩、设计方案、投资能力所占权重较大，综合降本措施、创新融合、调峰资源成为新增关注重点，呈现从电价比选向综合降本、从单纯发电向全业务链辐射、从自主开发向限时完工、从资金投入向产业带动转变等发展趋势。此外，深远海项目将在示范开发中探索管理模式，优化管理办法 。
3. 科研支持积蓄发展动力
海上风电技术研发创新支持政策，主要包括三个方面。一是国家能源领域科技创新顶层设计支持政策，先后发布的《“十四五”能源领域科技创新规划》《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022-2030 年）》等政策文件，明确了深远海、大机组、漂浮式等技术研发和示范的重点方向 。二是可再生能源重点专项，企业可按年度申请科研支持经费，其中《“十四五”国家重点研发计划“可再生能源技术”重点专项 2022 年度项目申报指南》为新型大功率风能利用，深远海超大型风电机组建造等研发提供支持。三是高新技术企业税收优惠政策，海上风电技术研发企业可申请认定高新技术企业，从而获得所得税减免、研发费用加计扣除、亏损结转年限延长等优惠。
4. 电力政策保障绿色价值
2015 年发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（“9 号文”）明确了“管住中间、放开两头”的电改方向，中长期电力交易市场建设和电力现货市场试点工作有序展开，增量“风光”入市，绿色电力交易启动， 2022 年市场交易电量占全社会用电量比重达到 60.8%。根据《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》“构建适应新型电力系统的市场机制”的要求，新能源参与电力中长期、现货、辅助服务市场的进程将提速，到 2030 年全国统一电力市场体系基本建成时，海上风电将全面参与市场交易，绿电交易与绿证交易、碳排放权交易衔接更加顺畅，可通过市场化方式发现绿色电力的环境价值 。
5. 财税金融优化发展环境
财税政策包括企业所得税免征、增值税返还、用海租金减免等，企业所得税执行前三年免征、后三年减半征收的“三免三减半”和增值税即征即退 50% 的政策；符合条件的海上风电项目可按规定申请减免海域使用金 。金融政策支持包括项目优惠贷款利率、信托基金、绿色 / 蓝色债券、放宽外商投资限制等。央行推出的“碳减排支持工具”通过“先贷后借”可将项目贷款成本利率从5.2% 降至 3.85%，并纳入外资银行开辟“政策引导 + 专业服务”模式 ；《绿色债券支持项目目录（2021 年版）》提供清洁能源界定标准和重要依据，沪深交易所支持海上风电相关企业发行蓝色债券融资；探索将海上风电等纳入公募基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）试点范围；鼓励外商在海上风电设备设计研发、废弃回收处置等领域投资 。
（二）地方政策形成稳固支撑
1. 装机目标积极乐观
各地相继发布省级能源发展“十四五”规划、可再生能源发展“十四五”规划等政策文件，“十四五”期间各省规划新增装机总量超5500 万千瓦。行业对海上风电的发展持乐观预期，预计到 2025 年累计装机容量有望达到1 亿千瓦 。广东规划新增装机容量达 1700万千瓦，占总规划新增装机容量的近三分之一。除近海省管海域项目外，广东、福建、浙江、江苏、山东、天津等加快国管海域深远海项目开发。
2. 布局规划因地制宜
海上风电产业链已初步形成环渤海、长三角、珠三角三大集群，以及“产业集群—产业园 / 产业基地—生产基地”的多层次产业格局。各地明确海上风电产业链布局规划，山东聚力打造东营、蓬莱、乳山、青岛四大产业基地；江苏已形成射阳、大丰、东台、如东四大基地，正引导灌云、滨海产业集聚；浙江规划构建杭州、甬舟、温台“一中心两基地”格局 ；福建重点建设福州、漳州、莆田三大基地；广东打造阳江、珠海、粤东“一链引领、二核驱动、三区互联”格局；广西推进钦州、防城港“双园、两集群、三中心”产业格局建设；海南明确儋州、东方“一园两基地”的产业布局。
3. 帮扶企业多措并举
各地对企业的扶持体现在项目补贴、“链长”培育、市场拓展奖励等方面。中央财政补贴退出后，广东、山东、浙江、上海出台地方补贴政策，主要面向 2024 年前开发的项目。江苏支持绿色企业上市，设立分类别的一次性奖励，大力培育“链主”领军企业，重点支持通过并购、引进、参股等方式提升产业链垂直整合能力。福建面向三峡海上风电产业园内的风电装备制造及配套企业设立“市场开拓奖励”，按照实际交易金额的一定比例给予奖励。海南建立“风电装备产业专项工作日”月度会议制度，协调解决企业问题。
4. 科研支持精准有力
各地建立了科研资助、股权投资、奖补引导等多元支持机制。江苏将海上风电纳入“531”产业链递进培育工程；浙江依托“双尖双领”计划，构建“产学研用金、才政介美云” 10 联动的创新创业生态系统；福建支持搭建“福建省海上风电科技创新平台”等平台；广东聚焦实验室和研发中心建设，推进先进能源科学与技术广东省实验室阳江分中心和汕尾分中心建设，支持柔性直流集中送出、漂浮式海上风电与海洋牧场等示范工程。
5. 多措并举促进消纳
各地着力为海上风电消纳提供更坚强的电网架构，营造体现绿色电力价值的市场环境。江苏积极推进沿海第二通道和过江通道等建设，稳步扩大北电南送、过江输电规模；闽粤联网工程建成投运，广东福建两省实现电力互济；海南启动跨海联网第二通道建设研究，为清洁电力外输提供基础；广东、浙江加快虚拟电厂等需求侧响应发展，为海上风电就近消纳提供坚强电网 。海上风电参与电力市场的制度建设和试点运行加速，广东、浙江加快新能源入市交易；福建明确提出探索引入海上风电参与市场交易；南方区域电力市场正式启动试运行，建立“电能量价格 + 环境溢价”价格机制。
6. 金融服务持续创新
各地支持海上风电发展的产融政策以担保银行信贷、鼓励绿色债券为主，同时鼓励融资租赁、运营阶段资产证券化（ABS）、投资基金的创新探索。广东为广东省能源集团等企业担保引入低息信贷资金；江苏、广西通过债券贴息提供低息资金；海南实施政府担保、银行授信的“琼科贷”；山东设立了100 亿元再贷款和 50 亿元再贴现专项额度；浙江加强海上风电等在金融领域的信息共享，引导金融保险机构开展不动产投资信托基金（REITs）、资产证券化（ABS）、保险等绿色金融产品。
二、海上风电产业发展面临的问题与挑战
（一）重复建设产能过剩问题
各省（ 区、市）发展海上风电的意愿强烈，以产业带动经济增长的预期高，着力招商引资打造本地产业链。当前产业集聚的政策引导力量超过市场引领、企业主动选择，省间产业政策和产业链布局同质化竞争，下属市县间也存在不同程度的贸易壁垒。企业为确保连续生产经营、提高市场份额而大幅降价，如海上风电机组竞标价跌破 3300 元 / 千瓦，价格下降幅度远超技术进步预期。据不完全统计，整机生产商在各地的生产基地累计设计产能超过 3000 万千瓦，在国外市场尚未完全打开、国内建设放缓的行情下，叠加机组大型化节奏加快，重复过剩的落后产能面临不同程度闲置和加速淘汰的风险。
（二）现有产业组织模式未有效凝聚合力
海上风电开发涉及主体类型多元，建设管理模式有待探索优化，“链长”企业和产业联盟带动作用尚未有效发挥。海上作业单位技术实力良莠不齐、施工装备和作业条件与大型化发展不适应，海上油气作业的成熟经验技术转化应用少，应急救援体系建设不足，安全技术标准规范缺失与监管不够到位下安装事故频发。国内海上风电运维市场刚起步，市场主体较为分散，在运维经验尚缺乏、运维网络未形成的条件下，运维成本占全寿命期成本比例提高至 30% 以上，给项目经济性带来挑战。创新联合体以科研为主，应用层面协作较少，数量不多，产品试验验证的硬件条件建设不足，与快速发展的产品系列形成矛盾。特别是漂浮式风电的基础建造、系泊系统、安装施工、运维等与海上油气供应链重合，但海上风电与油气产业的协同规划发展还远不够。
（三）产融结合紧密程度和覆盖范围不够
海上风电产业融资结构较为简单，融资主体主要为风机制造企业和大中型风电场，融资规模较大、渠道相对单一，金融产品主要为商业银行信贷资金、绿色债券和少量的碳金融交易产品。绿色金融支持集中在收益水平较高的项目开发建设等下游环节，中上游主要以流动资金贷款为主，且贷款主要以固定资产抵押为主 。海上风电参与电力市场的价格机制尚不健全，电力交易收入波动提高了项目未来收益的不确定性，金融产品设计难度增大 。此外，部分整机和零部件制造企业扩张过快，出现产能利用率不足、缺乏核心技术能力和生产经营收益下降等问题，投资者意愿减弱。针对装备技术服务出口的信用担保、保险等跨国金融服务，尚在萌芽。
三、政策建议
（一）优化布局规划与细化配套政策
首先，统筹全国海上风电场址规划与产业布局，以“化零为整、立体开发”的场址规划带动产业“集中布局、合理外延”。优先聚力建设五大海上风电基地，深远海场址集中连片规划，形成规模开发效应，并充分考虑海洋牧场、海上风电制氢等产业协同开发需求，提升立体集约开发水平 。区别固定式与漂浮式，统筹谋划做好海上风电产业在大基地周边的布局设计，整合油气产业资源、通过联盟合作形成空间集聚，延长储能、海洋牧场、制氢等融合发展产业链，打造协同发展新业态，提升供应链韧性。其次，细化落地实施制度，前置做好用海规划协调，优化油气平台周边风电场资源配置办法，简化海洋油气与海上风电协同开发建设的审批流程，针对并网规范、共享送出、交易规则等问题加快出台细化规范的运行管理办法。
（二）促进深远海产业链的协同整合
促进深远海漂浮式风电产业链的垂直和水平协同整合。需摒弃近海风电遍地开花的粗放开发模式，充分利用重大工程、专项基金，整合产业链上下游市场主体，集中力量开展漂浮式风电的技术研发和示范开发，适时营造政策环境鼓励国外优势技术企业参与开发或技术合作 。针对漂浮式风电整机制造、安装施工、运营维护、应急救援、废弃处置等环节，应在遵循市场化的原则下，综合考虑企业基础能力和参与意愿，支持组建多个创新联合体开展适应不同区域环境条件的工程应用技术攻关，避免大量同质化能力建设带来的浪费。此外，综合近海和深远海风电项目的运维需求，把握海上风电立体开发综合运维发展趋势，合理规划海上风电运维网络，构建应急救援力量体系，形成高质量的运维能力。
（三）加强绿色金融引导与创新支持
在绿色金融产品创新支持和海上风电融资项目信息标准化双向施策，加大国际合作形成与世界接轨的金融产品规则与合规性设计，促进产融深度融合。发挥政府产业基金等支持作用，加大对社会资本参与意愿不强、金融支持不足环节的支持力度。引导海上风电行业加强各环节金融产品所需基础信息的标准化建设，有效识别并逐步降低投资风险，为绿色金融持续发展提供坚实基础；明确绿证与电力市场的衔接设计，充分释放海上风电的绿色价值，提升项目经济性。同时，发挥海上风电引外资、稳外资的作用，丰富产业融资渠道。
