歐洲海上風電開發模式對福建的啟示

陳柳瀟

（中國電建集團福建省電力勘測設計院 福建福州 350003）

1 概述

近年來，全球海上風電產業不斷升級，技術成本不斷優化，發展速度明顯加快。根據世界海上風電論壇組織（WFO，World Forum Offshore Wind）發布的《2020 年上半年全球海上風電報告》，截止2020 年6 月底，全球累計有近30 GW 規模、共計157 座海上風電場已并網投運，其中英國、德國、中國三國分別以10.4 GW、7.7 GW、6.4 GW 分列世界各國海上風電累計投產容量的前三名［1］，見圖1。

圖1 全球各國海上風電投運裝機容量統計

當前，中國海上風電開發面臨2021 年底的重要節點，為爭取國家財政支持的可再生能源補貼，我國各地涌現大批量的海上風電搶裝潮。歐洲是全球可再生能源起步較早的地區，受限于匱乏的一次能源資源條件，歐洲許多國家將發展可再生能源作為重要的國家戰略，以減少對于化石能源的依賴。得益于系統、完備的法律法規體系設計，英國、德國、丹麥等國發展可再生能源的速度遠超其他國家、地區［2］。為學習歐洲豐富的海上風電開發經驗，本文將重點介紹英國、德國、丹麥等國的海上風電開發模式，并對標福建省的實際情況進行分析，為福建省未來的海上風電開發提供參考。

2 英國海上風電：快速發展，前景廣闊

英國并不是全球最早開發海上風電場的國家，但近年來，其海上風電事業高速發展，海上風電裝機容量已達全球第一。英國的海上風電開發模式以政府集中公開招標為主，共經歷了三輪發展時期，遵循了近海到遠海、淺水到深水、小規模示范到大規模集中開發的發展思路。

在開發海上風電的進程中，英國推出一系列可再生能源優惠政策以鼓勵海上風電的發展。21 世紀初，英國政府推出“可再生能源義務”政策，向能源用戶征收氣候變化稅，但對使用風電等可再生能源用戶則予以減免。氣候變化稅按照每兆瓦電量對應單價收取，在2012 年，可再生能源義務費已上升到5.09 英鎊/MWh。這為政府籌集海上風電開發資金提供了幫助。此外，英國還采用“市場電價+綠證”的模式，以兆瓦時為單位，根據海上風電的上網電量頒發綠證。為加快推進風電發展進程，2014 年，英國政府推出差價合約機制，逐步取代綠證，將可再生能源的合約電價通過市場競標的方式確定，并規定合約電價期限為15 年。依據最新的CfD 第三輪招標結果，中標電價分別為：39.65 英鎊/MWh（2023/2024，折合人民幣0.351 元/kWh）和41.61 英鎊/MWh（2024/2025，折合人民幣0.368 元/kWh），較2017 年9 月第二輪CfD 價格（57.5 英鎊/MWh）下降30%。

在海上風電項目開發過程中，英國政府還提供了平臺，給予私人資本充分參與項目的空間。例如，輸電資產的建設由海上風電開發商建設承擔，在試運行投產前，海上輸電資產可通過政府組織的競標活動轉讓給專門的海上輸電運營商，此舉能夠極大減輕海上風電投資商的壓力。

得益于可再生能源友好的優惠政策和私人資本在市場中的活躍表現，英國海上風電事業在近年來得到蓬勃發展。作為一個四面環海的島國，英國具有優越的海上風能稟賦條件，據統計，英國海上風電裝機容量達到1000 億kW［3］。同時，英國政府對開發海上風電始終展示出積極的態度，通過采取特許經營的措施，理順審批手續，并宣布對海上風電項目加大財政扶持力度，充分體現了對海上風電產業的大力支持。綜合豐富的海上風能開發條件和2030 年新能源供電量達到80%的目標，英國被認為是全球開發前景極為廣闊的海上風電市場。

3 德國海上風電：法規保障，穩步推進

德國具有豐富的風力發電開發經驗，2006 年風能發電量在本國年用電量的占比就已超過5%。隨著陸上風電的開發飽和，德國逐步轉向開發海上風電。為保障海上風電產業的穩健發展，德國政府為開發海上風電設置了復雜的項目申請程序和嚴格的環保要求。開發商必須承擔項目前期勘探、項目建設、海上升壓站及陸上升壓站等所有工作的費用，其中項目前期勘測費用高達100 萬～200 萬歐元。開發商需要向德國政府提交十分詳盡的前期工作勘測報告，獲批后方可進行下一步工作。

在推進可再生能源供給的過程中，德國對來自所有電源點（無論是可再生能源還是有環境影響的傳統火電等）的電力征收統一電價。目前，德國的電價水平是歐盟所有國家中最高的，比歐盟平均居民電價水平高出近50%。最新數據顯示，2019 年德國居民電價達到30.22 歐分/kWh（約合人民幣2.37元/kWh），其中21%為可再生能源附加費。這是由于給予可再生能源的補貼和相關稅收都由用戶消費側負擔。

經歷過一系列改革，德國的海上風電投資與開發市場正在逐漸成熟。2017 年至今，德國進入全面能源轉型階段，補貼由市場競價體系來確定，由稅收和用戶端收費來提供。最新數據顯示，針對2017 年4 月以前已經批準的可再生能源項目（包括風電和光伏發電項目），補貼價格為6.792 歐分/kWh（約合人民幣0.53 元/kWh）。最近開展的德國海上風電競標中，已經出現了零補貼、完全執行市場電價的中標項目。這種創新模式下，市場電價日益走高，各方對未來市場電價持樂觀態度，在一定程度上可保障開發商的收益。

4 丹麥海上風電：起步較早，自主發展

世界上第一個真正意義上的海上風電場起始于歐洲的丹麥，以1991 年投運的Vindeby 海上風場為標志，丹麥海上風電發展至今已經有30 年歷史。作為負責海上風電場規劃和運行的主管當局，丹麥能源署負責規劃丹麥的海上風電項目，并為其頒發從建設到投產的許可證。此外，丹麥能源署也負責審批新的電網接入項目，頒發并網許可證；并為項目開發企業提供“一站式服務”，以解決在建立海上風電項目中遇到的與許多利益相關方的利益沖突問題。

現階段，丹麥海上風電開發有2 種開發模式：

①政府公開招標：由丹麥政府能源署負責招標，開發商取得許可證后提交負責環評、地勘測量、項目技術經濟方案，并在規定時間內提交投標的電價，以價格最低者中標；丹麥能源局負責送出項目的電力部分及消納。所有政府公開招標的風電場項目選址需建設在丹麥能源署核準的指定范圍內。值得一提的是，政府招標的風電場項目，在可研核準前的每個環節都由丹麥能源署牽頭。由于政府各部門的協助，開發商的前期勘測和評估工作投資壓力因而能夠得到緩解，前期需要承擔風險也隨之降低?？裳袌蟾婧藴室院?，根據項目性質，丹麥能源署邀請競標企業以一定發電量的固定上網電價（以滿負荷運行小時數計算）形式提交電力生產報價。中標者需與丹麥能源署簽訂特許經營合同。為保障海上風電項目的順利并網，以及電網電氣性能完整性，對于政府招標項目，變電站和海底電纜以及電力消納全部都由丹麥國家電網公司Energinet.dk 負責建設、擁有和維護，這大大減輕了投資商的資金壓力。

②開放式開發：目前丹麥還沒有通過開放式開發批準的海上風電場項目。對開放式項目，項目開發企業可以有一定選擇性，依次自行開展設計工作取得各項許可證，但開發商須支付將電力輸送到陸上送出工程的成本，且需要召開聽證會，獲批后才可進一步進行可研、環評等工作。

目前，丹麥實行的海上風電上網電價包括市場競價和補貼兩部分，在規定時間內享受補貼，之后按照市場電價進行售電。現行體制下，丹麥海上風電項目投產后5 萬等效滿負荷小時內擁有固定上網電價補貼，5 萬等效滿負荷小時外將按市場電價出售。丹麥海上風電的固定電價補貼從公共服務運營（PSO，Public Service Operation）費中收取，PSO 費用從稅收公攤。遠海項目并網系統的所有費用，從終端電費中收取。截止當前，丹麥最新中標的600 MW 海上風電項目電價僅為0.37元/kWh。

5 福建海上風電現狀

福建省海域廣闊，全省海域面積13.6 萬km2，海岸線總長6 128 km。受臺灣海峽“狹管效應”影響，風能資源異常優異，福建省是全國風能資源最豐富的地區之一。福建省氣候中心《福建省海上風能資源調查分析報告》，福建省海域風能資源呈現從海峽中部分別向南北兩側、東西兩側（陸地側）遞減的格局。其中，海峽中部風能資源最為豐富，年平均風速在10 m/s 以上。海峽南側和北側風能資源較為豐富，年平均風速一般在8 m/s以上。根據國家能源局復函《福建省海上風電規劃》（國能新能〔2017〕61 號），同意福建省海上風電規劃總規模1 330 萬kW，包括福州、漳州、莆田、寧德、平潭所轄海域17 個風電場。當前福建已核準的海上風電373.3 萬kW，海上風電項目開發剛剛起步，擁有強勁的發展前景。

盡管具有豐富的風能資源，但為避免海上風電開發與水產養殖、船舶通航和軍事設施等既有功能區規劃產生矛盾，福建省海上風電選址范圍十分有限。同時，受限于海域復雜的工程地質條件和季風氣候特征，福建省海上風電施工窗口期短，對工程建設的施工組織設計、質量控制等要求較高，因此，在福建海域開發海上風電，施工成本十分高昂。

根據我國可再生能源補貼的相關政策，海上風電項目在2021 年底前并網，可享受0.85 元/kWh 的上網電價，2022 年起并網的，則不再享受0.85 元/kWh 的上網電價。未來，海上風電去補貼化發展是必然的趨勢。

6 歐洲模式對福建的啟示

分析英國、德國、丹麥等國開發海上風電的經驗，不難發現，競價上網目前已經成為海上風電發展最新模式。當前，福建省海上風電仍處于發展初期，亟需政府層面的大力扶持。下階段，建議在保持政策穩定的情況下［4］，逐步發展競爭性市場機制，研究和制定相關海上風電項目競爭配置辦法，明確競爭性思路和技術發展路線，通過全面競爭性配置促進市場競爭機制激勵海上風電相關企業提升管理和技術水平；同時，建議簡化審批手續，在省政府各部門間建立起高效協調聯動機制，為企業提供“一站式”服務，從而加速推進項目開發進程，加快海上風電的提質增效和成本優化。