全球海上风电现状与发展趋势-第3页-北极星风力发电网

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2016年，全球海上风电装机达到14.4GW，其中欧洲占据了其中的87%，尤以英国、德国、丹麦、荷兰、比利时五国为主。

※ 固定电价补贴／绿证不受欢迎

由于电力市场较为完善，欧洲大部分国家对可再生能源发电的补贴政策已经从FIT转向了FIP，即更多考虑市场电价。其中固定电价补贴（fixed-FIP）即上网电价由市场电价和补贴两部分决定，补贴多为固定额度，丹麦针对陆上风电的补贴就采取此类模式。而国内现在比较火的绿证其实与此类似，绿证可以理解为另一种补贴，其价格由不同的市场机制形成，其中英国的ROC和美国各州的RPS体系也不尽相同。对于海上风电，这种补贴模式在欧洲并不盛行。这种补贴模式下的上网电价并不固定，其中固定补贴模式下，上网电价相当于市场电价平行上抬，而绿证模式下，由于绿证价格的形成机制不同，价格灵活，上网电价更加多变。

※ 浮动电价补贴是主流

由于固定电价补贴下的上网电价不可预期，开发商收益受市场波动影响，风险较大，并不利于海上风电这种新兴技术的初期发展，丹麦以及欧洲众多国家采取了浮动式电价补贴方式。即上网电价固定，而补贴额度为上网电价和市场价的差额。成交价即海上风电厂所得上网电价，为固定值，这个价格或为政府制定，或为竞拍所得。而成交价与市场价或校准市场价之间的差额构成了补贴。其中校准市场价多为在年平均市场价的基础上考虑其他一些风险因素，进行调整，各国考虑因素也不一。

此外，各国对价格风险控制的态度也有所不同，有些设置了补贴下限，有些设置了补贴上限，有些则完全放开。

※ 竞价成为新潮流

目前，采用竞拍的方式决定上网电价正在成为趋势，英国、德国、荷兰都开始改成这种形式，与中国最初推行海上风电时实施的特许经营权有些类似。这种模式下产生的价格由竞争产生，更利于海上风电价格下降，但对于企业而言风险较大，更适宜较为成熟的市场，无论是供应链还是玩家的风险掌控能力都更强。

竞拍规则各国有所不同，欧洲各国均采取度电价格投标，以价低者中标，但最后出清价格各异，其中英国以竞拍最高价出清，而大多数国家采用中标价出清。而中国的特许经营权综合考量多方因素，价格只是其中一个要素。美国则采用商业租赁的形式，拍卖土地，价高者获得。

虽然竞价模式因竞争可以尽快降低价格，但也增大了企业的风险，存在企业违约即不履行项目或推迟项目的可能，如中国的第一次海上风电的特许经营权竞标就出现了类似的尴尬，虽然价低，但项目迟迟无法启动。

为平衡价格与风险，各国各有想法。如通过政府来确定地点而非让企业自主选择，从而降低选址失误的风险与成本，但也会一定程度上限制企业的自主性。再比如通过预选的方式，设置标准，排除一些投标。或是如荷兰增收投标保证金来提高门槛，但英国则选择免费投标，吸引更多竞争。

最后，对于未能按时履约，大多数国家都采取较高处罚措施，降低风险，而德国则选择了较低的惩罚措施。这也可以部分解释德国在今年上半年创造的零电价竞标，即完全接受市场电价无需补贴。另一方面的原因可能是，项目完成日期设定较晚，为2024年，开发商对于技术进步有较为乐观的预期。

三、海上风电发展趋势

全球海上风电发展迅速，市场广阔。2016年全球累计海上风电产能增长2,219MW，增幅18%。据全球风能理事会(Global Wind Energy Council)估计，2017年产能有望再增3GW。另外，根据市场研究机构Markets发布的报告，2017年全球海上风电市场投资约270.2亿美元，预计到2022年增长到551.1亿美元，期间复合年增长率达15.32%。

如果全球经济一直朝着无碳化的方向发展，到2030年，风电必将成为主力电源。国际可再生能源署认为，海上风电的总装机在2030年将达到100GW，但如果能够从政策层面使可再生能源在全球能源结构中的占比翻番，那么到2030年海上风电的装机规模有望进一步扩大——风电总装机将达到1990GW，其中海上风电占280GW。

海上风电产业的发展现在已经不仅仅覆盖北欧区域，开始向北美洲、东亚、印度和其他地区扩展。美国第一个海上风电场已在去年投产，中国海上风电产业也有了进一步的推动，计划将在台湾市场大力开发海上风电；在可预见的未来，尽管欧洲仍将继续称霸海上风电市场，但目前的趋势表明，在未来几年内全球海上风电将很有可能开始呈现全面腾飞的局面。

海上风电的技术发展趋势：

（1）叶片制造技术以及传动系统性能的持续改善。这使得可以应用更大型的叶片，相应地提高了单机容量。目前主流在役机组的单机容量为6MW，风轮直径达到150m。运用更大型的机组，可能并不一定会在现有设计的基础上进一步降低单位兆瓦的资本成本，但却可以通过提高可靠性以及降低单位兆瓦的基座制造和吊装成本，来降低度电成本。预计到21世纪20年代，单机容量为10MW的海上风电机组将会投入商业化应用，而到21世纪30年代，单机容量为15MW的机组将可以进入市场。

数据来源：GWEC

（2）机组吊装的便捷化。机组吊装将会不断趋于简单。通过在港口组装和预调试机组，并在海上一次性完成吊装工作，可以大大简化原有的环节。另外一种创新则是预先安装好机组和基座，再通过定制的运输船或者拖轮将其运到指定的机位点。这些方面的创新有助于降低吊装成本，并规避健康和安全风险。

（3）漂浮式基座的发展。漂浮式机组是另外一个将会对海上风电成本下降产生重要影响的创新环节，并有望在2020年实现商业化。应用该类型的基座，可以使海上风电开发进入到风能资源更好，水深超过50m的海域。在中等水深（30m—50m）的海域，相比于固定式基座，漂浮式基座无疑更具成本优势，因为其可以使基座设计标准化，并能够最大限度地减少海上作业。此外，安装这种基座时还可以使用造价低、现成的安装船。

（4）输电环节的创新。输电环节也存在诸多可以创新的方面，其中就包括减少海上高压交流（HVAC）基础设施。在输送离岸较远的风电场所发电力时，高压直流（HVDC）方式要优于高压交流（HVAC）方式，因为前者可以减少线损以及电缆成本。高压直流输电基础设施成本的下降，将可以为其打开新的应用市场，并使高压直流变电站的互联成为建设国际或者洲际高压交流超级电网的第一要素。

原标题：干货 | 全球海上风电现状与发展趋势

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