深度报告丨丹麦、德国、英国、中国海上风电发展趋势分析

2、政策扶持下的海风迅速崛起

英国海上风电的快速发展离不开有力的政策支持，其中配额制的实施对于推动海上风电发展起到了非常重要的作用。 2002 年英国开始推行可再生能源配额制：即要求电力供应企业必须含有一定比例的可再生能源电力。2003 年这一比例设定为 3%。随着新能源的发展，这一比例不断提升，至 2010 年这一比例提升至 10.4%。并在 2015 年提升至 15.4%，而苏格兰政府计划在 2020 年进一步提升至 40%。

而电力生产企业每生产 1MWh 的可再生能源即可获得一定数量的“可再生能源义务证书”，证书可以用于交易，没达到配额制要求的企业需向拥有富余证书的企业进行购买或接受罚款。证书的价格从 2007-2008 年度的 34.3 英镑上涨至 2012-2013 年度的 40.71 英镑。为了促进海上风电的发展，英国规定 1WMh 海上风电电缆可以获得 1.5 个可再生能源证书，并在 2011 年将这一比例进一步上调至 2 个证书，远远高于其他可再生能源，因此对于推动海上风电的发展起到了强大的推动作用。

2012 年英国进一步推动可再生能源补贴的政策的发展，提出了“差价合约政策”，即成立国有的差价合约交易公司，可再生能源发电企业与差价合约交易公司自愿签订以固定电价出售电力的协议，不受电力价格的波动影响，差额由国家补贴解决，企业可以在配额制和“差价合约”中二选一。

除了配额制以及补贴政策扶持上，英国在审批管理、产业链扶持、技术研发补贴以及税收优惠上，均做了相应的规定，从而成功推动了英国海上风电的快速发展。根据投产时间，英国海上风电的价格从 2018 年的 119.89£/MWh 迅速下降至 57.5£/MWh，下降幅度超过 50%，取得了较大的成功。

3、英国海上风电发展对于中国的启示

英国仅用 10 余年的发展，就成为第一大海上风电国家，对于中国海上风电的发展具有重要的参考价值。首先，需要提升海上风电重视程度，明确发展计划，充分调动地方政府以及企业的积极性。其次，需要完善全产业链扶持政策，明确补贴方式。同时，政府的审批以及管理效率需要提示，才能加速海上风电的开发进度。最后，通过技术进步，不断推动发电成本下降，从而实现海上风电的平价化以及普及化。

(三)竞价推动下的德国海上风电走向平价

1、可再生能源法修订后的海上风电爆发

由于相对复杂的申请程序、严格的环保要求(至少离海岸线 30km 外进行海上风电开发)以及 2000 年出版的《可再生能源法案》不区分陆上风电与海上风电补贴标准，德国的海上风电起步相较于丹麦以及英国要晚，且初期发展速度远低于两国。

2004 年 8 月德国公布公布修订后的《可再生能源法》，其中明确将陆上风电与海上风电进行区分，海上风电电价达到了 13 欧分/kWh，当年德国在北海地区 Emden 建成了第一台 4.5MW 风机。

2006 年德国在波罗海 Rostock 新建一台 2.5MW 的风机，2008 年在北海地区 Hooksiel 新增一台 5MW 风机。

2008 年 6 月，德国再次修订《可再生能源法案》，将海上风电标杆电价进一步上调至 15 欧分/kWh，上调后的电费直接推升了海上风电的投资回报率，至此海上风电在德国开始了爆发性的增长。同月德国政府批准了一项气候变化政策—《气候与能源计划》，旨在实现到 2020 年比 1990 年降低二氧化碳排放量降低 40%的目标。

2010 年德国建成投运了第 1 个海上风电场 Alpha Ventus，位于 Borkum 岛西北 45km 处的北海，该风场由 12 台 5MW 机组构成，于 2010 年 4 月投入运行，8 月开始正式发电，是世界上第一座成功实现并网使用的 5MW 风电机组的海上风电场。同时 2010 年 9 月 28 日德国政府通过新法案，规划于 2020 年可再生能源发展占比由 16%提高到 35%，到 2030 年这一比例提升到 50%，到 2050 年则提高到 80%。由于德国陆上风电开发逐步趋于饱和，因此可再生能源发展重点落在了海上风电。德国政府计划 2015 年海上风电装机 300 万 kW，到 2020 年达到 1500 万 kW，2030 年达到 3000 万 kW，风场开发计划主要集中于北海以及波罗的海域。同时对于补贴电价进行了调整，对于 20 年的补贴期限设立了“标准”和“加速”两种电价模式：标准模式下，前 12 年属于第一阶段，固定上网电价为 150 欧元/MWh;剩下 8 年属于第二阶段，固定上网电价为 35 欧元/MWh。加速模式下，前 8 年属于第一阶段，固定上网电价为 190 欧元/MWh;后 12 年属于第二阶段，固定上网电价为 35 欧元/MWh。对于风场距离海岸线距离以及水深的不同可以延长第一阶段上网电价期限。发电商可以在标准模式以及加速模式下进行自主选择。

2014 年德国再次修订可再生能源法案，并将可再生能源发展目标进行了细化，提出 2025 年实现可再生能源消费比例至少占终端消费能源比例的 40-45%，2035 年实现 55-60%，2050 年实现 80%的目标。提出到 2020 年实现 650 万 kW 海上风电总装机目标。并将海上风电每阶段 4 欧元/MWh 市场管理溢价补贴直接转化为上网电价，适用于 2020 前并网的发电项目。

2、竞价机制导入下的海上风电平价上网

2017 年 1 月 1 日 EEG-2017 法案正式生效，开始引入了竞价招标模式。法案主要有三大目标：一、按照规划路径有序发展可再生能源 二、努力达成最低的能源总成本 三、通过竞标为所有参与能源开发者提供一个公平的市场环境。法案对于海上风电发展也提出了具体的目标：1、2021-2025 年，海上风电总招标装机容量为 1GW 2、从 2026 年开风电设备行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可(2009)1210 号 14 始，每年招标的平均装机容量为 840MW 3、到 2030 年实现海上风电装机容量 15GW 目标。对于海上风电的竞价也分为过渡期竞标，主要是为了解决一些已完成大部分审批流程，但不能在 2021 年 1 月 1 日前实现并网运行的海上风电项目;对于 2025 年以后并网项目采取则采取集中式竞标模式。

德国政府对于海上风电投标价格上限设定为 120 欧元，市场普遍预计竞价结果介于 100-120 欧元/MWh。2017 年 4 月 13 日德国政府公布了首轮海上风电竞拍结果，4 个风电项目中 3 个项目投标结果为补贴为 0，大大超出了市场预期。四个风电项目全部位于北海海域，总装机容量为 1449MW，世界最大的海上风电开发企业-丹麦东能源公司赢得了其中 3 个项目的开发权，分别为 OWP West(240MW)、Borkum Riffground West 2(240MW)、GodeWind(110MW)，合计规模 590MW，其中 OWP West(240MW)与 Borkum Riffground West 2(240MW)完全不依赖政府补贴;而德国电力公司 EnBW 也以零补贴获得了 HeDreiht 项目的开发权。这属于海上风电首次不需要政府补贴，具有重要的象征意义。这些项目最终投资决策将于 2021 年敲定，并计划在 2024 年投运。预计随着首批不需要补贴的海上项目的出现，后续更多的无补贴项目将陆续出现，从而推动海上风电的广泛发展。

3、德国海上风电发展的启示

德国海上风电从初期未有专门扶持政策，到逐步差异化对待海上风电与陆上风电，再到提升补贴推动海上风电起步，到引入竞价机制。德国成功地推动了海上风电的发展，并引导海上风电价格发现，从而成功实现了海上风电的平价化进程，对于中国海上风电的发展具有极大的参考价值。

首先，根据修订后的 EEG-2017 法案，2021 年之后并网的项目将由德国联邦海事和水文局 BSH 完成前期选址、地勘等基础性工作，这一方面降低了企的行政审批难度，且避免不同企业重复勘测所造成的资源浪费，大大降低了企业的开发难度和风险。

其次，由政府统一规划电力外送设施。德国海上风电场集群都由政府委托 TenneT 公司配套建设高压换流平台以提供并网服务，从海上到岸上的送出海缆及陆上输电系统也都由 TenneT 公司来建设。而风电场运营商仅需要安装风机、基础、场内海缆及场内交流升压平台等设施，而不需要投资建设外送电力设施。从而可以有效降低企业投资，间接降低电力成本。

最后，政府通过提供充分、完备的信息引导企业有序竞争。政府招标前将风场资源详细情况以及项目具体要求予以公开，并给予企业充分的时间进行测算和和评估，从而最终引导充分而良性的竞争。

三、中国海上风电崛起，千亿市场有望逐级打开

(一)国内海上风电的起源与发展

1、国内海上风电资源丰富，发展前景广阔

我国海岸线长达 18000 多公里，岛屿 6000 多个，近海风能资源主要集中在东南沿海及附加岛屿，风能密度基本都超 300 瓦/㎡，其中台山、平潭、大陈、嵊泗等沿海岛屿风能密度甚至超过 500 瓦/㎡。根据此前风能资源普查结果，我国 5-25 米水深、50 米高度海上风电开发潜力约 200GW;而 5-50 米水深、70 米高度海上风电开发潜力约 500GW，因此我国具备良好的海上风电开发资源基础。

台湾海峡海平面 90 米高度区域平均风速介于 7.5-10 米/s，部分地区年均风速超过 10 米/s，风场基本以 IEC I 类或 I+ 风电设备行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可(2009)1210 号 15 为主，具备极佳的开发价值。而沿台湾海峡往北的浙江、上海、江苏地区海域，海平面 90 米高度平均风速降至 7-8 米/s 之间，浙江以及上海地区海上风场大多属于 IEC II 至 I+类风场，而再向北部的江苏海域大多属于 IEC III 或 II 类。而从台湾海峡向南的广东、广西区域，海平面 90 米高度年平均风速降至 6.5-8.5 米/s，这些区域海上风电场大多属于 IEC I+类或 II 类。位于环渤海和黄海北部的辽宁、河北海域，海平面 90 米高度年平均风速基本介于 6.5-8 米/s 之间，该区域的海上风电场大多属于 IEC III 类。

目前具备较好海上风力资源的沿海城市经济普遍相对发达，电力消纳能力充足，几乎不会存在弃风、限电困扰，这也为发展海上风电带来了较好的应用前景，国内海上风电开发具备广阔发展潜力。

2、“十二五”期间海上风电发展总结

从 2007 年中海油渤海钻井平台 1.5MW 实验机组开始，我国海上风电发展至今已近 12 年，随着国产设备发展成熟，成本不断下降，海上风电发展逐步进入了加速期。

根据国家能源局“十二五”规划，2015 年国内建成海上风电 5GW，力争 2020 年海上风电装机容量达 30GW。并明确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/kWh，潮间带风电项目上网电价为0.75元/kWh。但是由于初期缺乏开发经验，且海上风电开发难度相对较高，导致海上风电开发成本居高不下;且设备端国产化不够成熟，导致风机频繁出现事故。在当时的标杆电价下，海上风电场投资并不能获得较好的投资回报率。“十二五” 期间海上风电整体发展低于预期，截至 2015 年末国内海上风电实际并未容量仅 750MW，距离 5GW 目标差距较大，实际完成率仅 15%。

“十二五”期间由于国内海上风电产业链不完善，国产大型风电机组缺乏，大型吊装船只缺乏的一系列因素导致开发成本偏高。部分项目全生命周期度电成本甚至超过上网电价，因此实际发展情况远低于规划。