本刊|王芳

完善的政策体系是风电产业健康稳定发展的基础性保障。在产业发展初期，政策的制定直接影响到风能产业发展的规模、速度、质量、竞争力，以及未来发展潜力。近十几年，在政策的助推下，全球海上风电迅速崛起，特别是欧洲风电已经成为成熟产业。他山之石，可以攻玉，借鉴别国的政策经验，对我国海上风电发展具有积极意义。

政府主导开发和规划

在海上风电的开发机制及规划方面，不少欧洲国家政府介入较多，发挥了协调资源优势，防止无序开发的监督作用。

丹麦是全球风电使用占比最高，以及最早从事海上风电开发的国家，风电产业发展最为领先、完善。在开发模式上，丹麦采用了集中式开发机制，通过政府主导前期的项目开发，包括风能资源测量、选址、海底电缆铺设，都通过政府完成，避免后期由于开发涉及各利益主体，影响开发进度。同时，使得计算电价的时间十分接近与供应商签订合同的时间，大大降低市场电价波动的风险。从而使得开发商负责的部分造价、融资成本等风险等大大降低。类似国家还有荷兰等。

海上风电发展初期，建设周期长、风险高。政府的明确规划也让开发商能够放心制定长期的发展策略，便于掌握开发节奏。

相比于丹麦，英国海上风电的开发主要使用的是开发商为主导的机制，前期开发进程主要是由政府主导的几轮海上风电发展计划推动的。

德国海上风电起步晚于丹麦、英国，但通过一系列政策引导，推动了海上风电产业链的快速发展、健全。

价格机制做调控

在竞价机制之前，欧洲普遍采取可再生能源配额制度（RO），即政府通过法律、法规对可再生能源电力的市场份额做出强制性规定，即要求电力供应企业必须采用一定比例的可再生能源电力，未完成配额义务的责任主体需要缴纳相应的罚款，以实现提高可再生能源利用比例。目前已有英国、澳大利亚、瑞典、日本、韩国等20多个国家以及美国29个州和华盛顿特区等地实施了配额制政策。

国际上通常将“可再生能源义务证书”（绿证）交易制度作为配额制的重要配套制度。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。绿证制度通过市场为可再生能源提供额外收益，其价格由市场形成，促进可再生能源技术进步及成本下降。例如，英国规定1兆瓦时海上风电电量可以获得2个绿证，远远高于其他可再生能源，因此对海上风电的发展起到了强大的推动作用。

价格是市场的信号灯。随着海上风电产业的逐步成熟，政府主导价格逐步向市场主导过渡。2012年，英国颁布了《能源法案草案》，提出了推动可再生能源发展的新政策——差价合约政策的初步框架。可再生能源差价合同从2015年开始实施，即从2014年起，装机容量高于5MW的发电商可以在配额制与差价合约政策之间进行选择。2017年4月起，差价合约开始全面取代可再生能源义务证书制度。

差价合约固定电价制度运作机制图

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，发电企业售电均采用合同规定的合约价格（Strike Price），差额通过差价合约交易公司——低碳合约公司（LCCC）由国家补贴，企业可以在配额制和差价合约中二选一。2017年10月，英国海上风电的拍卖价格（执行价格）已经低至57.5英镑/兆瓦时，比2015年下降一半，首次低于核电，标志着英国能源革命向前迈出了重要一步。

在英国，批发电价（上网电价）由供求关系决定，是不断波动的动态电价。差价合约是发电者与国有结算公司自愿签订的购电协议，它能够排除电价波动对发电者的影响，通过差价合约，发电者最终获得的销售电价都是合同规定的执行价格。

海上风电等可再生能源企业所获补贴主要由英国所有供电企业所征收的“供电商义务税”以及政府的财政补贴。与原来的RO制度相比，对企业来说，差价合约制度既为海上风电等可再生能源发电企业提供稳定清晰的价格保障和预期，又保留了市场机制对发电企业的激励作用。将市场机制与政府扶持手段紧密结合在一起，取得了良好的效果。

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，成功推动了英国海上风电的快速发展。

德国海上风电早期则采用了固定电价补贴方式。2017年，德国政府将补贴机制调整为竞价机制（EEG—2017），2017年4月在德国实行的首轮竞标中，有三个项目的竞标结果为零补贴电价，平均成交价为44欧元/兆瓦时。零补贴电价的出现正是竞标机制的结果。这意味着德国海上风电将完全依赖市场电价，实现平价上网。

我国海上风电的政策历程

2010年以来，国内对海上风电逐渐出台专项政策并不断细化，明确了海上风电的核准和开发流程。

从规划上看，2014年起，海上风电上网标杆电价出台后，海上风电装机明显提速，年新增装机增速均维持在50%以上。

2017年1月，国家能源局和国家海洋局印发《海上风电开发建设管理办法》，明确海上风电的核准权限下放到各省，各省编制管理海域内海上风电发展规划，落实电网接入方案和市场消纳后进行核准。

表1 我国海上风电规划相关政策

表2 我国海上风电的价格相关政策

表3 我国主要省份海上风电规划

在补贴缺口逐年扩大的背景之下，2018年5月18日，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，标志着我国即将开启风电竞价时代。随后，地方据此出台实施细则，但单机容量、电价权重等条款尚存在争议。

上图：明阳智能MySE5.5-155机组在福建兴化湾海上试验风电场吊装

下图：三峡项目主体工程沉桩定位架安装完成

去年下半年,地方海上风电突击核准。今年4月，国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知（征求意见稿）》，表示2018年未通过竞争方式进入国家补贴范围并确定上网电价的海上风电项目，其核准文件不能作为享受国家补贴的依据。行业内仍在等待政策的明确落地。

竞价和平价上网是海上风电的未来和必然趋势，但我国海上风电产业还未做好充足的准备，面临多种挑战。海上风电平均补贴强度约为陆上风电的3倍，而投资成本和后期运维成本仍然较高，即便是近海风电，仍然比陆上单位投资高出一倍以上；一些关键部件并未实现国产化，失去某些控制成本的主动权。

减少政策依赖，逐步向市场化迈进

他山之石，可以攻玉。对比欧洲各国海上风电的政策体系，有些值得我国借鉴的地方。

首先，需要提升海上风电重视程度，明确发展计划和实施细节，充分调动地方政府以及企业的积极性。欧洲风能协会主席Giles Dickson 认为，“大多数政府的风电发展规划都缺少实施细节，比如在政策措施、拍卖容量、减少审批环节、清除其他投资障碍以及促进电网建设等方面都没有明确的规定，各国政府只有将这些方面理清，才能形成切实可行的风电发展规划。”

其次，需要完善全产业链扶持政策，明确补贴方式，提高审批及管理效率。政府方面需要从政策上给予扶持和引导，对于测风、审批手续、风能资源开发可研、电网接入等提供基本服务，并给予企业充分的时间进行测算和和评估，可以降低企业的开发成本和避免不必要的重复劳动。

同时，企业方面也需要竞争机制的引入，不断推动更低成本的方案被发现、应用，从而实现降低发电成本下的良性扩张。中国能源研究会可再生能源专委会主任委员李俊峰在接受《风能》记者采访时表示，我国海上风电实施条件存在规模、权属、气象、成本等诸多限制，现阶段，陆上资源仍然优于海上，海上风电主要集中在东部沿海地区，其政策不一定沿用“全民分摊”的原则，而是“谁的孩子谁抱着”。要避免形成对中央财政政策依赖，更多地发挥地方和企业的积极性。总体来看，我国的海上风电还是“小众能源”。要紧盯国际市场，包括欧洲、日本、美国以及东南亚的市场，他们的资源丰富，又有减排的压力，发展潜力比较大，应该加强这方面的合作与交流，积极参与全球产业链竞争，不断提高技术水平和市场竞争力，换言之，中国海上风电要关注国内外两个市场，通过国内练兵，逐步走向世界，只有这样才能摆脱“小众能源”的困境。