在“双碳”政策的驱动下，我国可再生能源发电行业在高歌猛进的同时又迎来了一波新的势头。随着陆上风电和光伏发电的强势发展，陆地资源变得逐渐稀缺。而不用占用陆地资源、具有更高风能资源能量效益的海上发电便成为了可再生能源发电行业的新“宠儿”。国家和地方层面都在积极探索海上风电的新发展，使其在稳步发展的同时不断增加“市场化”因素，为最终实现我国碳中和目标添砖加瓦。本文将重点介绍目前我国海上风电的现状、发展趋势和市场化趋势，带领读者走进我国海上风电的“新风向”。

一、我国海上风电目前现状

　　我国海上风电项目是指沿海多年平均大潮高潮线以下海域的风电项目，包括在相应开发海域内无居民海岛上的风电项目，大致包括三类，即潮间带和潮下带滩涂风电场、近海风电场和深海风电场 [1] 。目前我国潮间带和潮下带滩涂风电场项目开发已趋于饱和，而深海风电场项目因开发技术难度大，海域选择受限较多，资金压力大等原因也通常不是开发项目公司的首选，而近海风电场项目因近海风能资源丰富，往往更受青睐。

　　根据《2021年中国海洋经济统计公报》数据显示，2021年全国海上风电新增并网容量1,690万千瓦，同比增长4.5倍。根据Global Wind Energy Council统计，2021年全球海上风电增量的80.02%来自中国。截至2021 年底，中国海上风电累计并网容量达到26.39GW，保持全球首位。

　　根据中国可再生能源学会风能专业委员会编制的《中国风电产业地图2021》显示，截至2021年年底，中国海上风电累计装机台数5,237，容量达到2,535.2万千瓦。江苏省海上风电累计装机容量达1,180.5万千瓦，占全部海上风电累计装机容量的46.5%，其次分别为广东24.6%、福建9.1%、浙江7.4%、辽宁4.2%、上海4.0%；其余山东、河北和天津累计装机容量占比合计约为4.1%。

二、我国海上风电目前发展趋势

　　海上风电项目在我国已呈现强势发展态势，并且已经在我国东部沿海地区 “遍地开花”。无论是中央还是地方，政府还是企业都在积极响应、推进海上风电平价上网 [2] 的目标，具体呈现如下发展“新风向”：

2.1   中央补贴取消，地方补贴陆续出台

　　2020年1月20日，财政部、发改委、能源局联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（以下简称“《发展意见》”），明确了新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。即从2022年1月1日开始，新建的海上风电项目不再享受国家补贴。为了搭上国家补贴的末班车，在2021年底我国发生了海上风电项目“抢装潮”，存量项目激增。

　　国家补贴的取消，其最终目的是为了激励企业进行技术创新，促进成本下降，从而早日实现海上风电平价上网。但由于海上风电项目本身成本较高，技术创新和成本下降也需要大量的时间成本，如果企业断然失去了政府补贴，也会产生巨大的经济压力。鉴于此，一些省份、城市在国家补贴取消后，开始发放地方补贴，助力当地海上风电的稳步发展，向平价上网平稳过渡。

　　截至目前，已经有广东、山东、浙江舟山分别颁布了当地政府补贴政策。值得注意的是，这些地方补贴政策都设有时间期限或者总量限制，并不意味着当地的海上风电项目可以源源不断地获得当地政府补贴。例如，广东省人民政府于2021年6月印发的《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方案》就提出，2022年起，省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，但对2025年起并网的项目不再补贴。山东省则是对“十四五”期间建成并网的海上风电项目分不同的时间阶段，设置不同的补贴规模上限，如对2022-2024年建成并网的海上风电项目，省财政分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦。浙江舟山则采用“先到先得”的激励机制，直至补贴规模用完。

　　这种“有限度”的省级补贴机制，既缓解了企业因中央补贴“断供”遭受的经济压力，也激励着企业尽快进行技术升级，降低项目成本，尽早实现平价上网目标。我们预测，未来可能会有更多的省份、城市出台地方补贴政策，推动海上风电的平稳发展。

2.2   竞争配置下的价格战

　　国家能源局早在2018年颁布的《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（以下简称“《通知》”）就提出，从2019年起，各省新增核准的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。也就是说企业对于开发海上风电项目，需要“竞争上岗”，能源主管部门将根据企业投资、技术能力，设备先进性，技术方案的合理性，消纳条件，申报电价等评分因素综合评选优质项目和项目公司来开发海上风电项目。这意味着，企业申请开发建设海上风电项目，不再是简单的符合申报核准标准就能被批准，而需要确保项目优质性，才有可能获得批准。

　　《通知》指明各省能源主管单位可参照国家能源局发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》（以下简称“《指导方案》”）来制订本省海上风电项目竞争性配置工作方案。其中，指导方案要求，各省级能源主管部门自行制定竞争配置评分细则，可采取综合评分法，其中电价权重不得低于40%。也可采取先技术评选，再电价比选的方式，按电价由低到高排序分配完为止。这便使价格成为竞争性配置的重要评分标准，倒逼企业不断提升技术，降低上网电价，实现平价上网。

　　但这种电价竞标的方式，容易造成企业之间的“价格战”，引起不必要的“内耗”。2022年7月13日，福建省发展改革委公示了两个海上风电项目的竞争配置结果，马祖岛外海上风电场（30万千瓦）的中标电价为0.204元/千瓦时，连江外海海上风电场（70 万千瓦）的中标电价为0.193元/千瓦时，比当地0.3932元/千瓦时的燃煤发电基准价低2毛钱，甚至低于全国最低的新疆煤电上网标杆电价0.25元/千瓦时 [3] 。

　　实践中，项目公司在压低上网电价的同时，也往往会压低申报的海上风电项目相关风机、设备、零部件的供应价格，和整个项目的运营维护成本；但受限于目前的电价统一定价调配政策，虽然电网公司以较为低廉的价格采购了海上风电项目的电量，但低廉的海上风电上网电价并不会降低当地终端用户用电成本，使其直接受益。这样的“价格战”也容易增加整个产业上中下游的整体经济压力。

　　目前，笔者注意到海上风电相关企业和一些地方政府已经意识到“价格战”的负面影响，不能一味地受到政绩因素的影响，从而忽略项目本身的经济性，要把海上风电发展的脚步放稳，夯实技术和市场基础，平稳追求平价上网的目标。例如江苏省发展和改革委员会在最新发布的《江苏省2021年度海上风电项目竞争性配置工作细则》中就已经在竞争配置的评选因素中将上网电价因素排除，要求统一执行当地燃煤发电基准价。

2.3   技术设备上不断朝着“深海”前进

　　虽然前文提到了近海风电场项目可能比深海风电场项目目前可能更受项目公司青睐，但随着海域资源的不断开发，无限的深海资源吸引着企业不断开拓着深海风电场项目，这无疑是未来海上风电发展的大势所趋。

　　但是，离岸距离越远，项目开发难度越大，对技术依赖程度也越高。风机设备上，目前全球领先风电机组厂商陆续推出大容量风机，以更好地适应深海风电项目。同时，随着越来越多的企业开始开拓漂浮式海上风电项目，漂浮式风机的应用也在逐渐增多。

　　海底电缆作为传输电力的主要通道，其交付量也随着海上风电项目的增加持续而提升。根据材赋研究院数据显示，中国海缆交付量2020年达到 2904km，近年也持续提升 [4] 。相信随着海上风电项目平价上网的推进，越来越多的技术创新和设备革新都将再创新高。

三、我国海上风电市场化趋势

　　目前我国海上风电未像陆上风电、光伏发电项目一样，参与绿电市场化交易和绿证交易，基本都是通过电网企业统一消纳结算。国家能源局新能源和可再生能源司有关负责人曾在2017年答记者问时就曾就海上风电未能纳入绿证交易解释过原因，其认为海上风电初始投资大、建设周期长、投资风险较高，执行绿证交易可能给项目收益带来一定波动风险，因此暂未将海上风电项目纳入绿证交易 [5] 。笔者认为，这一原因也可作为目前海上风电项目尚未“市场化”的原因参考。

　　不过，在电力系统2050 年前实现“碳中和”的目标推动下，具有重大资源体量和投资机会的海上风电项目的市场化改革已然成为政府和企业的必修课题。海上风电项目的市场化，能够使其在“平价化”的道路上更好地反映供需双方的真实需求，提高电力消纳能力，更充分地实现项目经济效益。

　　笔者注意到在“去补贴”、“市场化”的道路上，我国海上风电行业已经出现了一些市场化的端倪，可以看出政府和企业都在主动地不断探寻海上风电市场化的良性发展。例如：

• (a) 国家层面，上文提到的《发展意见》虽然取消了海上风电项目的国家补贴，但该文同时提出了“全面推行绿色电力证书交易……企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴”。虽然《发展意见》并未明确指出将海上风电项目纳入绿证交易范围。但是以绿证交易替代国家补贴这一原则来推断，国家补贴的取消使海上风电项目参加绿证交易又近了一步。
• (b) 地方层面，浙江舟山发展与改革委员会于2022年4月19日发布的《关于2022年风电、光伏项目开发建设有关事项的通知》明确提到鼓励海上风电项目通过参加市场化交易、绿色电力交易，申请绿色金融贷款等措施，提高项目收益。这是地方政府对海上风电项目市场化的大胆政策推进，为未来市场化吹响号角。
• (c) 交易中心层面，2022年7月福建电力交易中心有限公司发布的《福建省绿色电力交易实施细则（试行）》就明确提出，绿色电力交易开展初期，发电企业主要为符合国家绿证核发条件的集中式陆上发电、光伏发电企业。根据国家有关要求和市场建设需要，可逐步扩大至海上风电、分布式陆上风电、分布式光伏和符合条件的水电发电企业等。
• (d) 企业层面，笔者注意到2022年3月22日，巴斯夫与国家电投根据《广东省可再生能源交易规则》签署为期25年的《可再生能源合作框架协议》，为巴斯夫湛江一体化基地的后续装置采购可再生能源电力，目标2025年实现100%使用可再生能源电力。国家电投为巴斯夫提供的所有专用可再生能源将全部出自广东省，主要来源为海上风电及光伏。

　　在海上风电项目平价化的大浪潮下，我们可以看到各级政府、交易中心和企业都在积极确保海上风电项目稳定发展的决心以及探索市场化道路的努力。虽然上述介绍的市场化道路的尝试还只是星星之火，但随着我国海上风电项目的发展，我们相信星星之火总可燎原。我们也将持续关注海上风电的政策和行业发展，继续为各位读者奉上第一手的专业讯息和服务。

[1]《海上风电开发建设管理办法》第二条和《关于印发海上风电场工程规划工作大纲的通知》。潮间带和潮下带滩涂风电场,指在沿海多年平均大高潮线以下至理论最低潮位以下5米水深内的海域开发建设的风电场。近海风电场,指在理论最低潮位以下5米～50米水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无居民的海岛和海礁上开发建设的风电场。深海风电场,指在大于理论最低潮位以下50米水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无居民的海岛和海上开发建设的风电场。

[2] 即与燃煤标杆上网电价平价。

[3] 国际能源网/风电头条《秦海岩：海上风电发展不能大跃进》https://baijiahao.baidu.com/s?id=1740571282516000853&wfr=spider&for=pc

[4] 未来智库《海上风电行业深度研究：市场发展情况及未来发展趋势分析》https://baijiahao.baidu.com/s?id=1721081326078999479&wfr=spider&for=pc

[5] 国家能源局《让更多人参与绿色电力消费》http://www.nea.gov.cn/2017-07/17/c_136449950.htm