近年来，在绿色能源转型理念的指导下，许多国家将海上风电作为加快能源转型的重要途径。借鉴欧洲典型国家的经验，结合我国海上风电的实际情况和发展阶段，探索解决我国海上风电平价上网问题的途径，有助于海上风电的高质量发展，推动能源领域的"双碳"目标。
一是海上风电装机容量快速上升，成本降低。
1991年在丹麦建成并投入运行的Vineby海上风力发电项目是世界上第一个真正意义上的海上风电场。与陆上风电相比，海上风电海上风能资源丰富，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，传输距离短等优点，具有很大的发展潜力。在全球“双碳”目标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上升，成本不断降低。
装机容量不断攀升，中国新增装机规模世界第一。
截至2021年底，全球海上风电累计装机容量57.2 GW，同比增长近60%，其中中国48%，英国22%，德国13%。从新增装机来看，2021年将出现爆发式增长，全球海上风电新增装机21.1 GW，占全球新增装机总量的22.5%；2021年，中国新增海上风电装机占80%，英国占11%，越南占4%。
图1近20年全球海上风电装机容量变化
2022-2026年，全球海上风电预计将保持快速增长态势，年复合增长率为8.3%。累计装机容量将超过90 GW，主要分布在欧洲、北美和东亚。其中，中国、英国和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 GW、11.6 GW和11.5 GW。2022年，中国“抢装风电”后，新增装机容量预计将大幅减少，全球海上风电新增装机容量预计将回落至8.7 GW预计2026年为31.4 GW。
海上风电成本持续下降，欧洲进入廉价上网时代。
随着规模的不断扩大，海上风电成本不断降低。2014年全球海上风电整平电费为1.56元，2017年为0.79元，2021年下半年为0.57元。LCOE最低的国家有荷兰、丹麦、英国和中国，分别为0.46、0.49、0.50和0.52元[1]。
未来，海上风机的投资成本将进一步降低。2021年全球海上风电资本支出基准为1678.75万元/兆瓦，预计2028年将降至1625.03万元/兆瓦。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，比2021年下降18.6%；美国LCOE将降至0.46元，比2021年下降48.5%。
目前欧洲已经进入平价时代，平均千瓦时低于0.5元。英国海上风电招标价格已降至每千瓦时0.35元，德国也实现了零补贴。2023-2025年计划投产的欧洲项目大部分电价都在0.4元/千瓦时以下[2]。
二是欧洲国家普遍采取价格政策支持海上风电稳步有序发展。
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接入的经验来看，海上风电产业起步阶段采取了固定电价支持政策，这是促进产业稳定有序发展的重要保障。
英国实施差价合同固定电价政策以稳定海上风电收入。
1.海上风力发电的总体情况。英国是海上风电发展领先的国家，累计装机容量居欧洲首位。2021年，海上风电装机容量将增加2.3 GW。为了满足2009年欧盟可再生能源法案的要求，英国政府提出了2030年可再生能源占比30%的计划。英国海上风能资源不错。根据近几年海上风力发电的数据，英国海上风电年等效利用小时数为3000-3500，其海上风电投资在国际上一直处于较高水平。
2.海上风力发电的输送。英国海上风电场项目接入系统的输电设施包括从海上升压平台到陆上电网连接点的所有设施，包括海上升压平台、海上出线电缆、陆上出线电缆和陆上升压站。O OFTO分为两种开发模式:风电场开发商建成后，转让给第三方运营商和运营商建设运营。无论OFTO选择哪种发展模式，其运营都将交付给有资质的OFTO运营公司，以满足发输电分离的监管要求。
图2英国海上风电场接入系统示意图
3.海上风电价格机制。英国的风电政策主要由可再生能源义务和差价合同固定价格组成。2017年之前，包括风电在内的可再生能源发电项目可以在RO和CfD之间选择。规定RO电力公司的供电结构中必须有一定量的可再生能源电力。RO政策的适用期为20年。今后，英国消费者的电费账单将不再包含RO项目的电费支出。CfD规定国有清算公司与发电企业签订长期合同，确定合同价格。交易过程中市场平均电价低于合同价的，发电企业补贴至合同价；反之，发电企业将返还较高部分。
在德国实行差别化初始电价执行期政策，保证海上风电的合理收益。
1.海上风力发电的总体情况。德国北海和波罗的海投产的400 MW海上风电投资成本约占四分之三，运营成本约占四分之一。德国海上风力发电的目标是到2025年总装机容量达到11吉瓦，到2030年达到15吉瓦。
2.海上风力发电的输送。德国现有的陆上电网企业负责海上输电线路的建设和运营。德国对海上风力发电传输设施有统一规划。TenneT受政府委托，为每个风电场集群搭建高压换流器平台，提供并网服务。TenneT还负责海底电缆和陆上输电系统从海上到岸上的传输，并对海上电网的功能、技术、容量、建设周期和运行寿命提出了具体要求。分界点是现场升压站的155KV GIS插座。风电场开发商只需要安装和建造风机、基础、现场海底电缆、现场海上升压平台和其他设施，而不需要投资建设输电设施。
图3德国海上风电场接入系统示意图
3.海上风电价格机制。根据德国的可再生能源法，对风电实行固定电价政策。根据最新的EEG法案，对于2018年前建成投产的海上风电项目，初始电价为每千瓦时1.33元，实施期限为8年。第9-12年初始电价为每千瓦时1.05元，之后基本电价为每千瓦时0.24元。2018年及以后建成投产的海上风电项目，初始电价为每千瓦时1.05元，实施期限为12年。之后基本电价为每千瓦时0.24元。2018年以后，对新建项目，根据投产时间，初始电价和基本电价逐年降低7%。此外，针对不同的离岸距离和水深，延长初始电价的执行期限。海岸线超过12海里的，每满1海里初始电价每千瓦时1.05元延长半个月；每米水深超过20米，初始每千瓦时1.05元的电价延长1.7个月。[3]
3.中央财政补贴取消后，我国新建海上风电项目很难以公允价格上网。
中央政府补贴政策推动了我国海上风电的快速发展，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，很难以公平的价格上网。在没有明确的地方政府政策的情况下，海上风电的发展前景并不明朗。
中央财政补贴政策推动中国海上风电快速发展。
中国海上风电产业起步较晚。随着国外先进技术的引进，政府政策的引导和支持，装机容量持续快速增长，逐步缩小与成熟欧洲市场的差距。截至2020年底，我国海上风电累计装机容量已达9 GW，占风电装机容量的3.2%，主要分布在江苏、福建、广东、浙江等沿海省份；2020年新增装机容量3.06 GW，占我国海上风电总装机容量的34%；2021年新增装机容量将达到16.9 GW，是2020年全球海上风电的3倍。这种爆发式增长主要是由于中央政府补贴加速海上风电项目投资形成的最后期限。
新政策出台后，海上风电难以以公允价格上网，发展前景不明。
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，由地方政府根据实际情况给予支持。《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》规定，新建海上风电项目实行平价上网电价，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，很难实现平价上网。主要体现在以下三个方面:
1.建筑成本在增加。
中国海上风电产业链整体仍处于初级发展阶段。设备厂商多而不强，大容量机组技术和运行经验不足。海上风机的一些关键部件仍需进口，国产化率低。并且随着海上风电向远海发展，对海上风电的技术要求越来越高，海上升压站距离岸边越来越远，相应的输电线路成本，如海底电缆等材料成本、施工船舶运输成本等都会不断增加。
2.项目审批周期长导致机会成本高。
海上风电项目在审批前，需要获得海洋和海事部门的多项审批，如海洋环境评估、海域使用论证、航行安全评估等。，有的还需要取得规划意见、国土部门选址意见、土地预审意见等。海上风电项目审批涉及部门多、审批流程长、程序复杂、协调难度大，导致机会成本较高。
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，只有广东、浙江等少数省份出台或拟出台地方补贴政策，其他沿海省市态度尚不明朗。如果地方政府不接力补贴，新项目的经营收益将难以保证，甚至会出现亏损。社会投资意愿将受到抑制，企业融资将受到影响，在一定程度上抬高项目融资成本。
第四，海上风电价格不可能“持平”，需要统筹规划，综合施策。
我国中央财政补贴政策取消后，海上风电面临的突出问题是成本过高，无法在短时间内自行降低成本低价上网。从欧洲海上风电平价接入的过程可以看出，英国和德国都采取了一些扶持政策，保证企业能够获得稳定的收益。《可再生能源发展“十四五”规划》提出，有序推进海上风电基地建设，鼓励地方政府出台配套政策，积极推进海上风电规模化发展，积极推动海上风电在远海降本增效，开展海上风电在远海平价示范。要实现上述目标，短期内可以分地区研究制定海上风电补贴政策，统筹缓解海上风电输电成本。从长远来看，应着眼于“卡脖子”技术，加强创新，降低成本。为促进政策顺利实施，进一步推动我国海上风电产业健康有序向高质量发展，提出以下建议:
建立海上风电政策储备工具箱的综合政策。
从全球能源发展趋势来看，许多国家已经将海上风电作为未来能源发展的重要战略。在中国绿色能源转型中，海上风电将发挥越来越重要的作用。中国也将成为未来世界海上风电的领导者。鉴于新项目成本高，很难低价上网。建议加强海上风电的顶层设计，制定综合政策稳定产业发展。加强财政补贴、贷款优惠、税收减免和创新支持、RD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形势和阶段特点，及时发布相关政策组合，帮助企业低价上网。
因地制宜，分地区研究制定海上风电补贴政策。
海域的自然条件是影响海上风电成本的重要因素。与欧洲国家相比，我国海上风电资源分布更加复杂，不同省份面临的风电资源水平不同，海底开发环境也有较大差异。这些自然条件的差异不仅影响了海上风电的建设和安装成本，也影响了日常的运行和维护成本。此外，近海和远海自然条件的差异，新老技术的差异等等。也会影响海上风电的成本，也有必要进一步研究这些成本分流的需求和方法。此外，不同地区的上网电价水平、财政收入水平和用电能力各有特点，也会影响补贴水平和方式。
因此，地方政府在出台相关补贴政策时，应因地制宜，精准施策，充分考虑当地海上风电成本及变化趋势，兼顾用电量、金融等当地经济社会发展。目前，已有少数省份尝试出台省级补贴政策。建议在此基础上开展跨省调研分析，根据不同地区综合情况提出地方补贴等相关政策建议，加快出台补贴范围、补贴规模、补贴期限等指导意见，促进海上风电向平价平稳过渡。
规划并合理引导海上风电配套交付项目的成本。
为了尽快实现并网，目前我国海上风电输电项目全部由发电企业投资建设。随着风电场建设逐步走向远海，对输电线路的技术要求将不断提高，相应的输电工程造价也将不断增加。从政策上看，《国务院办公厅转发国家发展改革委国家能源局关于推进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》指出，“原则上由电网企业投资建设联网和输电工程”。从国外海上风电和国内其他发电企业的发展实践来看，大部分配套工程都是由发电企业预先建设，然后出售或租赁给电网企业，或者由电网企业直接投资建设，最后计入输配电成本。
取消中央财政补贴，实行平价上网后，很难通过上网电价来疏导配套外送工程的成本。此外，水电、核电等配套输电工程都由电网公司建设，导致海上风电无法在市场上与没有输电线路的其他能源公平竞争。因此，建议对国外海上风电和国内其他类型发电采取类似的处理方式，即已建成的配套输电工程由电网企业购买或租赁承担建设成本。考虑到这部分资产存量较大，建议短期内以租赁为主；对于新开发的项目，建议电网企业统一出资建设。运维可委托电网公司或海上风电企业。相应输出线路的投资和运营成本通过包含输电和配电价格来引导。
加强创新，着力解决“卡脖子”的核心技术
关键风力发电机组是海上风电的核心设备，其性能和可靠性在很大程度上决定了风电场的投资收益。通过强化风电机组关键技术和核心部件的自主创新能力，聚焦海上风电“瓶颈”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支持海上风电研发，鼓励开发具有完全自主知识产权的国产整机和零部件，并给予一定的财政补贴，以降低企业自主研发的风险，降低其开发成本。海上风电是国家支持的高新技术产业。根据《重大技术装备发展和重大产业技术发展规划》的总体要求，对海上风电企业给予一定的税收和信贷优惠，提升行业整体竞争力。
[1]均为加权平均值。另外，欧洲海上风电项目本身并不包含海底电缆和输电的投资和运营成本，但为了与中国市场进行对比，在欧洲海风数据中加入了相应的海底电缆和输电成本，下同。
[2]欧洲海上风电拍卖价格对应海上风电场升压站出口，不包括海底电缆和出线。
[3]价格统计口径与注2相同。
