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化發展海上風電的地區，技術、供應鏈、政策和資金體系發展相對較為成熟。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%，領先優勢明顯。
一、歐洲引領海上風電發展
歐洲沿海區域風能資源豐富，海上風能開發時間較早，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利用屬于世界最領先水平。
過去十年海上風電的發展由歐洲主導，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模最大的國家。
英國是全球海上風電發展最為領先的國家之一。截止2018年第一季度，英國海上風電發電量占總發電量比例達到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節。
二、運營商集中度高，投資穩定增長
歐洲風電項目投資通常是以風電企業帶頭領投，以養老基金、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定，表明風電投資在歐洲已經屬于成熟產業。
三、海上風電向離岸更遠、水深更深方向發展
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，水深更深的區域發展，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，這些區域更為惡劣的自然環境條件對風機、海上施工與吊裝包括后續運維都有更高的要求，歐洲海上風電的發展已經不斷成熟。
海上風電的單位資本開支自2000年起持續上升，2014年的單位資本開支達到$5.9/W的高位，預計資本開支上升的主要原因在于項目持續往更遠和更深的海域發展，提高了設備成本和安裝成本，但2014年之后單位資本開支出現了下降的趨勢，一定程度上可以說明雖然項目還在不斷往深海推進，但在設備和工程方面的技術進步和成本下降已經能彌補深海區域建風電場帶來的成本上升。
歐洲海上風電機組自從商用以來，最大單機葉片直徑從35m增長至164m，最大單機功率從0.45MW增長至8MW。2008-2017年間，歐洲新增海上風電機組的單個風機平均功率從2.92MW增長至5.90MW，增長幅度達到102%；歐洲新增海上風電場平均規模從79.6MW增長至493.0MW，增長幅度達到519%。單機功率的提升和單個風電場規模的擴大是降低初始投資的重要方式，項目后續的運維成本也能夠因為這兩個因素得以下降。歐洲最大的海上風電項目HornseaOne項目于2018年開工，單個風電場規模達到1.2GW。
四、政府扶持加快行業發展
以英國、德國和丹麥為代表的歐洲國家海上風電的快速發展得益于政府適時出臺的能源政策。
英國的能源政策機制更具代表性，主要有：
1.建立多方協調機制，研究海上風電成本下降路徑。英國皇家資產局主導海上風電行業發展研究，其顧問包括氣候能源部、可再生能源行業協會等121家機構和公司。由氣候能源部主導海上風電項目的審批、實施和執行；由可再生能源行業協會主導研究海上風電成本下降路徑。
2.電價政策保證投資者收益穩定，競標機制促使政府補貼高效配臵。英國政府先后制定了可再生能源義務（RO）和差價合同（CFD）兩種補貼機制。RO制度旨在海上風電發展前期通過扶持促進其快速發展。CFD制度旨在海上風電發展到一定階段后通過市場競標的方式實現補貼配臵的最優化。
2002年，英國實施可再生能源義務（RO）政策，規定可再生能源發電企業每生產1MWh的電即可獲得一定數額的“可再生能源義務證書（ROCs）”。發電企業可以在銷售電力時將證書一并轉讓給電網，也可在第三方市場上單獨出售獲得收益。電網必須通過提交這些證書來完成自己的義務，未完成部分按照規定的買斷價支付款項。RO額度和RO比例于每年10月公布，而海上風電產業所獲RO支持力度最大。2002年起，海上風電ROCs為1.5個/MWh；2010年上升到2個/MWh；2016年隨著海上風電技術成熟下降到1.8個/MWh。RO機制在初期為英國海上風電產業發展提供了巨大支持。隨著CFD的出臺，2017年4月起，新上項目不再實施RO政策。
2014年起，英國實施差價合同（CFD）政策。發電商與政府簽訂價差合同，得到中標電價（反映低碳發電技術的發電成本）與參考電價（反映英國電力市場平均電價）的價差補貼，期限15年。當電力市場價格低于中標價時，發電商獲得補貼；當電力市場價格高于中標價時，發電商返還價差。CFD機制的核心是通過有限的補貼預算支持盡可能多的低碳發電項目，當預算不足以覆蓋全部申請項目的補貼總和時，便進入競標流程，選出發電成本更低的項目，從而實現補貼的最優配臵。
五、成本下降與招標政策推動電價快速下降
2016-2017年，英國、德國、丹麥和挪威的最新海上風電項目競標價格分別為57.50-119.89￡/MWh、0.00-81.00$/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）行業集中度提高。歐洲風電行業呈現壟斷趨勢，行業領先者利用市場、技術和資金優勢，在產業鏈各環節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商能長期獲益。
手機瀏覽網
