2017年，全球海上風電新增裝機4.43GW，同比增長94%，累計裝機量達到18.81GW，同比增速達30.8%，占風電累計裝機量的3.49%，根據NREL的預計，到2022年全球海上風電累計裝機量有望達到51.77GW，屆時將占風電累計裝機量的6%。未來5年海上風電裝機累計裝機增速有望達到20%以上，遠高于陸上風電10%左右的年均累計裝機增速。
歐洲是全球最早商業(yè)化發(fā)展海上風電的地區(qū)，技術、供應鏈、政策和資金體系發(fā)展相對較為成熟。2017年，歐洲海風累計裝機量達到15.78GW，占全球海上風電累計裝機量84.9%，領先優(yōu)勢明顯。
一、歐洲引領海上風電發(fā)展
歐洲沿海區(qū)域風能資源豐富，海上風能開發(fā)時間較早，其中又以英國和德國對海上風能的利用最為成熟。2016年，英國由綠證政策轉向CFD，德國的海上風電項目裝機延遲，兩大原因致使2016年歐洲海上風電新增裝機下降，英德兩國的新增海上風電裝機量延遲到2017年釋放。
2013-2017年間，英德兩國海上風電累計裝機量始終保持快速增長。2017年，歐洲新增海上裝機共計3148MW，分布在英國、德國、比利時、芬蘭和法國五個國家，其中英國裝機1679MW，德國裝機1247MW，占新增裝機占比的93%。截止2017年，英國、德國和丹麥的海上風電累計裝機量分別達到6.8、5.4和1.3GW，位居歐洲前三，英、德、丹、荷、比海上風電累計裝機量共占到歐洲的98.0%。歐洲國家對海上風電的開發(fā)利用屬于世界最領先水平。
過去十年海上風電的發(fā)展由歐洲主導，德國與英國占據了75%以上的裝機份額，根據全球已核準并公告的海上風電項目，英國、德國的項目集中在2017-2019年投產；法國、美國、挪威的項目集中在2020-2022年投產，中國則有望成為海上風電裝機規(guī)模最大的國家。
英國是全球海上風電發(fā)展最為領先的國家之一。截止2018年第一季度，英國海上風電發(fā)電量占總發(fā)電量比例達到8.52%，這意味著海上風電成為英國能源體系中舉足輕重的環(huán)節(jié)。
二、運營商集中度高，投資穩(wěn)定增長
歐洲風電項目投資通常是以風電企業(yè)帶頭領投，以養(yǎng)老基金、基礎建設基金、資產管理機構等金融機構跟投的模式為主。2013年以來，歐洲海上風電投資額基本保持快速增長，2017年出現首次大幅下降，主要是由于2017年各國海上風電電價均逐步轉向拍賣制度導致投資決策的短期變化，拍賣競價機制將成為歐洲海上風電電價制定的主流模式，2016-2017年進行電價拍賣的項目有望在2018年起進行新增裝機，投資有望重回增長。
2017年，歐洲海上風電投資市場中五大運營商DongEnergy、Vattenfall、E.ON、Innogy和MacquarieCapital共計占44%市場份額，集中度較高。過去幾年運營商市場份額維持穩(wěn)定，表明風電投資在歐洲已經屬于成熟產業(yè)。
三、海上風電向離岸更遠、水深更深方向發(fā)展
2016年歐洲海上風電項目平均離岸距離和水深為43.5km和29.2m，2017年海上風電項目平均離岸距離和水深略有下降，為41.0km和27.0m。從歐洲海上風電規(guī)劃項目和批準項目來看，未來海上風電將向離岸更遠，水深更深的區(qū)域發(fā)展，以獲取更大的風能資源，目前已核準項目最遠的離岸距離已經達到200km，最深的水深則是在50M左右，這些區(qū)域更為惡劣的自然環(huán)境條件對風機、海上施工與吊裝包括后續(xù)運維都有更高的要求，歐洲海上風電的發(fā)展已經不斷成熟。
海上風電的單位資本開支自2000年起持續(xù)上升，2014年的單位資本開支達到$5.9/W的高位，預計資本開支上升的主要原因在于項目持續(xù)往更遠和更深的海域發(fā)展，提高了設備成本和安裝成本，但2014年之后單位資本開支出現了下降的趨勢，一定程度上可以說明雖然項目還在不斷往深海推進，但在設備和工程方面的技術進步和成本下降已經能彌補深海區(qū)域建風電場帶來的成本上升。
歐洲海上風電機組自從商用以來，最大單機葉片直徑從35m增長至164m，最大單機功率從0.45MW增長至8MW。2008-2017年間，歐洲新增海上風電機組的單個風機平均功率從2.92MW增長至5.90MW，增長幅度達到102%；歐洲新增海上風電場平均規(guī)模從79.6MW增長至493.0MW，增長幅度達到519%。單機功率的提升和單個風電場規(guī)模的擴大是降低初始投資的重要方式，項目后續(xù)的運維成本也能夠因為這兩個因素得以下降。歐洲最大的海上風電項目HornseaOne項目于2018年開工，單個風電場規(guī)模達到1.2GW。
四、政府扶持加快行業(yè)發(fā)展
以英國、德國和丹麥為代表的歐洲國家海上風電的快速發(fā)展得益于政府適時出臺的能源政策。
英國的能源政策機制更具代表性，主要有：
1.建立多方協調機制，研究海上風電成本下降路徑。英國皇家資產局主導海上風電行業(yè)發(fā)展研究，其顧問包括氣候能源部、可再生能源行業(yè)協會等121家機構和公司。由氣候能源部主導海上風電項目的審批、實施和執(zhí)行；由可再生能源行業(yè)協會主導研究海上風電成本下降路徑。
2.電價政策保證投資者收益穩(wěn)定，競標機制促使政府補貼高效配臵。英國政府先后制定了可再生能源義務（RO）和差價合同（CFD）兩種補貼機制。RO制度旨在海上風電發(fā)展前期通過扶持促進其快速發(fā)展。CFD制度旨在海上風電發(fā)展到一定階段后通過市場競標的方式實現補貼配臵的最優(yōu)化。
2002年，英國實施可再生能源義務（RO）政策，規(guī)定可再生能源發(fā)電企業(yè)每生產1MWh的電即可獲得一定數額的“可再生能源義務證書（ROCs）”。發(fā)電企業(yè)可以在銷售電力時將證書一并轉讓給電網，也可在第三方市場上單獨出售獲得收益。電網必須通過提交這些證書來完成自己的義務，未完成部分按照規(guī)定的買斷價支付款項。RO額度和RO比例于每年10月公布，而海上風電產業(yè)所獲RO支持力度最大。2002年起，海上風電ROCs為1.5個/MWh；2010年上升到2個/MWh；2016年隨著海上風電技術成熟下降到1.8個/MWh。RO機制在初期為英國海上風電產業(yè)發(fā)展提供了巨大支持。隨著CFD的出臺，2017年4月起，新上項目不再實施RO政策。
2014年起，英國實施差價合同（CFD）政策。發(fā)電商與政府簽訂價差合同，得到中標電價（反映低碳發(fā)電技術的發(fā)電成本）與參考電價（反映英國電力市場平均電價）的價差補貼，期限15年。當電力市場價格低于中標價時，發(fā)電商獲得補貼；當電力市場價格高于中標價時，發(fā)電商返還價差。CFD機制的核心是通過有限的補貼預算支持盡可能多的低碳發(fā)電項目，當預算不足以覆蓋全部申請項目的補貼總和時，便進入競標流程，選出發(fā)電成本更低的項目，從而實現補貼的最優(yōu)配臵。
五、成本下降與招標政策推動電價快速下降
2016-2017年，英國、德國、丹麥和挪威的最新海上風電項目競標價格分別為57.50-119.89￡/MWh、0.00-81.00$/MWh、55.00-87.00$/MWh和60.00-101.00$/MWh。英國海上風電價格下降趨勢最為明顯，根據投產時間，從2018到2022年，海上風電價格從119.89￡/MWh下降至57.50￡/MWh。美國風能協會預估到2023年，歐洲國家的度電成本將下降至50.00$/MWh。歐洲海上風電競標價格大幅下降的原因主要有：1）成本下降。風機功率增大，單個風電場所需風機數目減少，維護費用降低；海底電纜輸電能力提升，電力損耗降低；海上作業(yè)裝備與技術進步，施工建設成本降低。2012-2016年間，歐洲海上風電裝機成本累計下降46%。2）協同效應顯現。歐洲大型能源集團已初步在北海區(qū)域形成項目集群，新建項目與相鄰的投產項目之間能夠形成協同效應，從而共享施工人員、運維基地、辦公場所等。3）融資成本低廉。歐洲資本市場流動性強，大型能源集團能夠以極低的成本獲得較長期的歐元融資，顯著的杠桿效應可大幅提升競爭能力和風險承受能力。4）行業(yè)集中度提高。歐洲風電行業(yè)呈現壟斷趨勢，行業(yè)領先者利用市場、技術和資金優(yōu)勢，在產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)通過談判壓低供應商利潤空間，進而壓縮成本。5）能源政策和招標機制。政府主導研究海上風電成本下降路徑；補貼政策確保海上風電開發(fā)商能長期獲益。
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