欧洲海上风电规划机制和激励策略及其启示

马晋龙，孙勇，叶学顺

(1. 天津大学 APEC可持续能源中心，天津 300072；2. 天津大学 建筑学院，天津 300072)

0 引言

海上风电在全球范围内都被视为实现能源转型和应对气候变化的关键技术。自20世纪90年代初起步于欧洲，经过三十余年的发展，全球海上风电取得了令人瞩目的成绩。海上风电的开发利用已向全球扩展，除传统的欧洲海上风电强国，如英国、德国、丹麦等继续引领产业前进外，包括中国、美国、日本等在内的新兴市场的崛起也为海上风电注入了新的发展动力[1-3]。自2013年起全球海上风电的复合年增长率达到了24%，尽管受到COVID-19影响，2020年全球海上风电产业迎来有史以来第二好的一年，全年新增装机超过6 GW，累计装机达35.3 GW；欧洲仍是全球最大的海上风电市场，英国的海上风电累积容量仍居全球首位，达10.2 GW；但以中国为首的亚太地区正成为该行业日益重要的增长区域，2020年中国海上风电新增装机达3 GW，累积容量达10 GW，超过德国成为全球第二大海上风电市场；全球风能理事会预测未来5年全球海上风电新增装机将达70.2 GW，凸显了该领域的巨大吸引力和发展前景[4-5]。

海上风电开发是未来风电发展的重要方向，也是风电技术进步的制高点。中国近海风能资源丰富，主要集中在东南沿海及其附近岛屿，风功率密度均在300 W/m2以上，近海100 m高度内，水深5～25 m范围内风电资源技术开发量约为1.9亿kW，25～50 m范围约为3.2亿kW[6]。2020年12月中国政府在气候雄心峰会上宣布：到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上[7]。“十四五”是实现2030年非化石能源占一次能源消费比重25%目标的关键期，期间中国海上风电仍将继续保持快速发展，成为新能源发电新的增长极。

中国的海上风电开发正处于由近海到远海、由浅水到深水、由起步到规模化开发的关键阶段。欧洲是海上风电发展的先驱、行业发展的领头羊，也是全球最大的海上风电市场，因此欧洲海上风电发展的经验极具关注和研究价值。本文以欧洲3个主要海上风电国家：英国、丹麦和德国为例，对其风电规划机制和激励策略进行研究，并分析其发展经验对中国海上风电发展的启示。

1 欧洲海上风电规划机制分析

欧洲海上风电规划机制因国家而异，做法不尽相同，下文从关键责任方及其职责、规划流程2个方面对英国、丹麦和德国3个国家的海上风电规划机制进行了总结分析，从开发商的角度对比分析各国规划机制的主要优缺点。

1.1 英国海上风电规划机制

1.1.1 关键责任方及其职责

开发商主要负责海上风电项目的开发与规划工作。开发商负责获得规划许可的关键之一是与利益相关方正式协商后，进行广泛的环境影响评估。评估必须审查项目的寿命，并考虑一系列潜在影响，包括但不限于视觉景观、噪音、野生动物以及航运航行等。国务大臣或地方规划机关将根据评估、详细的项目计划、利益相关者的回应决定是否给予规划许可[8-9]。

海底权利是英国规划独有特点，英国的海底由英国皇家财产局负责管理，其职责之一就是负责海底执照的招标程序，包括：评估海上风电最合适的地点，确定竞标区域；确定总可用容量；确定单个项目的容量限制；根据技术、法律和财务标准对开发商进行评估；利用开发商期权费进行投标；实施项目生物栖息地法规评估；授予租赁协议。在征询利益相关者和社区的意见后，英国皇家财产局将确定海底招标区域，以便开发商获得海底许可证来建造海上风电项目。

根据项目规模的不同，英国的海上风电规划遵循以下2条截然不同的路线。

（1）容量超过100 MW的海上风电项目。遵循一个独特的集中规划流程—由规划督察署领导的国家重大基础设施项目（Nationally Significant Infrastructure Projects，NSIP）流程，规划决定权在国务大臣手中。该流程程序涉及范围较广，包括以下各方：规划督察署、审查机构、国务大臣、利益相关者意见征询和开发商。其中，开发商是流程背后的推动者，负责与所有相关方接触；规划督察署负责评估项目技术计划以及拟开发项目对下列各方面的影响；规划督察署根据评估结果和利益相关者的回应，向国务大臣提出建议，国务大臣最终决定是否授予规划许可。

（2）容量在100 MW以下的海上风电项目。遵循英国的标准规划流程，该流程涉及以下各方：地方规划机关、开发商和利益相关者意见咨询。同样，开发商将负责推动这个流程，但是规划角度非常本地化，而不是全国性的；开发商负责在规划过程中正式征询所有利益相关者的意见，并听取他们对发展项目的意见，采取缓和措施；最终规划许可由相关的地方规划机关根据规划法规和《电力法》第36节审批。

1.1.2 规划流程

（1）海上风电潜力与区域资格预审。

在征询利益相关者和社区的意见后，英国皇家财产局将确定海底招标区域，以便开发商获得海底许可证来建造海上风电项目。除了皇家财产局进行的大量分析外，开发商亦须评估可能的地点，确保开发项目的合适性。

皇家财产局和开发商的环境影响评估采用了大量的位置标准，确保在海上风电项目开发过程中遵循环境规划框架。

（2）空间规划。

针对之前对主要基础设施项目规划体系的批评（主要是时间和成本），英国政府为NSIP制定了一个专门的规划流程—开发许可制度，由规划督察署负责。

容量超过100 MW的海上风电项目须遵循以下规划程序。

①预申。开发商应与关键利益相关者（相关方、地方政府和社区）沟通，收集国家重大基础设施项目申请所需的信息；开发商的提议必须考虑到关键利益相关者的回应。

②受理。开发商正式向规划督察署提出国家重大基础设施项目申请；该申请中要附上环境影响评估等所有相关的环境报告；规划督察署要求地方政府作出书面声明，说明意见咨询是否充分，从而评估开发商是否有效地与关键利益相关者沟通；规划督察署评估文件是否合格，从而确定是否能进入下一阶段。

③预审。有意利益相关者必须登记才能正式参与规划咨询流程；在此期间会成立一个由主要规划成员组成的“审查机构”。

④审查阶段。审查机构审查开发商提供的证据和利益相关者的回复。

⑤建议和决定。审查机构编写一份报告，向国务大臣提出最后的规划建议；国务大臣批准或拒绝签发开发许可证。

⑥决定后。开发商或主要利益相关者可在6周内提出任何合法性质疑。

（3）最终选址。

海上风电项目的最终选址由开发商根据皇家财产局提供的投标区域完成。开发商负责取得所有相关许可、电网基础设施和试运行。

1.2 丹麦海上风电规划机制

1.2.1 关键责任方及其职责

丹麦能源署（Denmark Energy Agency，DEA）是负责海上风电规划和许可的主要行政管理机构。丹麦将风电场迁往海上的主要驱动因素是陆上站点的土地资源稀缺以及浅水海域（水深＜50 m）的风力资源丰富（平均风速＞10 m/s）。DEA成立于1997年，目的是让一个国家主管的中央部门负责实施丹麦的可再生能源政策。由于丹麦政府奉行“一站式服务点”原则，因此DEA是所有许可的统一联络处负责发放相关许可证，并负责与丹麦自然局、丹麦海事局、丹麦海岸管理局、丹麦文化局、国防部等其他机构协调相关事宜。丹麦海上风电规划中的容量和时间表是由丹麦的能源政策确定的，而DEA则是适应这一进程的一站式服务政府机构[10-11]。

丹麦有2种建立海上风电场的程序[10]，即政府招标程序和开放式程序，由开发商选择遵循哪一个程序。这2个程序都要求办理3个许可证：用于开展初步调查的许可证、用于建立海上风力发电机的许可证和在一定年限内开发风能的许可证以及电力生产许可证，此外还需要进行环境影响评估。

（1）政府招标程序。DEA宣布了一个特定规模、特定场地的海上风电投标项目，其中风电场需要建立在一个规定的地理区域内。丹麦能源署邀请申请人以kW·h为单位进行报价（以固定价格的形式）。在该固定价格下，投标人愿意按照规定的满负荷小时数生产一定数量的电力。为了以尽可能低的成本建造新的海上风电场，丹麦大多数新的海上风电场都是在招标程序之后才建造。

（2）开放式程序。开发商将主动建立海上风电场。开发商必须向DEA申请用于在选定区域内开展初步调查的许可证。所述申请必须包含以下内容：项目描述、初步调查的范围、风机的尺寸和数量以及场地的地理信息。在启动海上风电许可程序之前，DEA将在受理申请之前发起一次对其他政府机构的听证会，以明确是否存在其他相互冲突的重大公共利益。到目前为止，在这种体制下还没有完成任何海上项目，但是当前近岸风电场的发展遵循这一程序。

1.2.2 规划流程

（1）海上风电潜力与区域资格预审。

分为空间规划（涉及整体潜在区域的指定）以及专门项目的项目规划。当需要寻找新的场地来容纳未来由新能源政策推动的海上风电场的扩建时，将启动整体场地选择与规划流程。

2007年海洋空间规划（已于2011年更新）提供了总容量为4.2 GW的潜在海上区域。2012年开展了另一项针对近岸风电场的空间规划工作，结果规划了15个区域，每个区域的潜在容量为200 MW。自20世纪80年代以来，已经完成了对丹麦整个近海区域的风力资源测绘，这些测绘资料已在规划流程中得到了使用。

（2）空间规划。

《海洋空间规划法》为丹麦海上设施和海事活动（包括海上风电场）的规划制定了一个总体框架，并且该法案是对欧盟指令的执行。该法案规定：第一份丹麦海洋空间规划必须在2021年3月31日前获得通过，并且该规划应当由丹麦商业和经济增长部部长进行编制。空间规划目前暂时由丹麦能源署负责实施，空间规划涵盖对丹麦风电能力的空间规划框架、海上示范和试点项目的推广以及基础设施规划。

DEA领导的海上风电空间规划委员会负责根据其他海上利益和海洋用途找到建立海上风电场的适当位置。该委员会采用地理信息系统（GIS）进行测绘，根据海上风电场的预期建设与运营成本，对所有被确定为有用和可用的场地进行评估。该委员会非常注重风电与输电的规划和协调扩建方法，以便对社会经济效益进行优化。

（3）最终选址。

海上风电空间规划委员会将与其他海事主管部门和受影响的陆上市政当局讨论该委员会所建议的地点。在所有公共主管部门同意风力发电机的确切位置之后，所选定的地点将被提交给公开听证会以及在适当时提交给邻国。在选定最终地点之前，这可能会导致对计划进行进一步细化。最终地点将被提交给潜在投资者，用于扩建海上风电场。

1.3 德国海上风电规划机制

1.3.1 关键责任方及其职责

德国联邦海洋和水文局（Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie，BSH）[12]作为单一责任点，负责海上风电规划流程和海上风电许可的授予。BSH以“场地开发规划”的形式对海上风电规划进行集中规划，其中涵盖海上风电区域的空间和时间分配方面的不同因素：海上风力发电机区域和拟招标区域的场地；预计装机容量；拟招标场地的时间表和年份，以及拟招标的风电场开始投入运行的时间表和年份；海上并网、跨境并网以及海上设施之间潜在并网的路线或廊道；海上并网跨越专属经济区与领海之间边界的关口；标准技术与规划原则。

目前，德国海上风电规划方案已从一个过渡时期（海上风电场在2021年至2025年投入运行期间）的有保证并网（保证海上风电场2020年之前投入运行）的上网电价补贴计划演变为一个中央竞标模式（海上风电场在2026年以后开始投入运行）[13-15]。

（1）上网电价补贴模式。海上风力规划并不是集中进行的，由BSH制定的空间海上电网规划考虑了海上风电规划的位置因素。海上并网的时间因素是根据海上电网发展规划来加以考虑的，该规划由四家德国输电系统运营商制定并且对这些运营商具有约束力。

（2）过渡期。为了确保海上风电能力的持续扩大并与所规划的容量增加保持一致，在2种竞标模式之间引入了一个过渡期。在此期间，将考虑使用那些处于高级规划阶段的风电场。海上并网将根据海上网络发展规划进行规划。

（3）中央竞标模式。中央竞标模式结合了海上风电规划的位置和时间方面的因素。这意味着空间海上电网规划和海上网络发展规划将在一个单一的规划机制中进行合并。该规划机制将由德国联邦海洋和水文局根据场地开发规划集中制定。场地开发规划是海上风电规划所有因素中的中央规划工具。

1.3.2 规划流程

（1）海上风电潜力与区域资格预审。

在BSH制定“场地开发规划”期间，将由BSH进行集中规划。该规划为中央规划工具，分多个步骤进行制定。首先，BSH将起草“场地开发规划”草案。该草案将包含关于海上风电场空间与时间规划方面的初步建议。在确定竞标地点和顺序时，将采用不同的标准。最重要的标准是输电容量的可用性，这就是为什么需要一个“波罗的海配额”来分配北海和波罗的海海上风电容量以尽量减轻电网拥塞的原因。

将在征询利益相关者（包括4家德国输电系统运营商、公众以及国家和国际机构）的意见后对该规划草案进行审查。根据此次意见征询中所收到的反馈，德国联邦海洋和水文局将对场地开发规划进行修订。随后，将对拟竞标的海上地点进行评估，并且将允许投标人访问资格预审过程中所产生的数据。此外，BSH将进行第一次环境评估，此次评估与风电场的实际设计无关。

（2）空间规划。

2019年，德国联邦内政、建设和家园部受命修订了对德国专属经济区的海洋空间规划，并请求BSH给予支持。因此，BSH将代表德国联邦内政、建设和家园部进行空间规划。修订步骤如下。

①利益相关者意见征询。德国联邦内政、建设和家园部将通知所有有关的公共利益相关者并请求他们提供可用于规划及其他措施的信息。这些信息将在规划流程中加以考虑。

②草稿制定。根据所提供的这些信息以及研习会和其他咨询意见，德国联邦海洋和水文局将制定一个最新的海洋空间规划概念。

③环境分析。将进行战略环境评估。战略环境评估需在影响环境的每个项目的规划流程中进行，并且其中涵盖环境主管部门和公众。战略环境评估的核心内容是环境报告，该报告将对项目的预期环境影响进行论述和评估，并且还将对合理的规划备选方案进行讨论。

④提交和讨论。将提交初步海洋空间规划，并与利益相关者一起进行讨论。在讨论过程中，德国联邦海洋和水文局和德国联邦内政、建设和家园部将收集对初步规划的反馈意见和不同看法。

⑤定稿。将在讨论的基础上对初步海洋空间规划进行修订。将在2021年之前完成制定最终计划。

（3）最终选址。

最终选址将作为定“场地开发规划”的一部分完成。

1.4 各国规划机制特点及存在问题分析

1.4.1 英国

国家重大基础设施项目流程是英国独有的，提供了简化的中央规划流程，加快了主要海上风电开发项目的规划进度。在这一流程下，海上风电项目能够根据国家需要而不是由地方议会来进行，这显著降低了因地方反对意见而导致规划被延误的风险。英国成熟的海上风电技术中以及差价合约计划带来的大幅降低的电价（从2015年的114英镑/（MW·h）降至2019年的40英镑/（MW·h）都是规划流程成功的体现。

国家重大基础设施项目流程将国务大臣纳入规划决策，可能意味着某些规划决策的做出是出于政治动机，而非出于项目本身的价值。此外，由于国家重大基础设施项目流程需要开发商提供大量的计划才能正式启动，因此，它是否确实加快了规划流程也存在争论。

1.4.2 丹麦

丹麦能源署目前作为所有许可的“一站式服务点”，最大限度地简化繁文缛节的许可申请程序，所有许可责任均由丹麦能源署承担；丹麦能源署在早期阶段提供关于地理位置、时间表、容量需求和潜在支持的明确信息，提高了整个规划流程的效率；丹麦能源署将公布初步调查结果和许可证草案，为开发商降低了选址风险；除了提供所有必要的支持之外，丹麦能源署保持技术中立，这为开发商提供了充分的灵活性来设计风电场（包括海上升压站和出口电缆），同时丹麦能源署也为输电系统运营商提供了有保证的并网，并网将从运营的第一天起就将得到保证。

政府和丹麦能源署将承担巨大的责任，政府在为开发商的环境影响评估提供调查和研究服务方面的巨大作用要求有关主管部门和责任部门具有扎实和广泛的知识，虽然这是相关部门应具备的一个条件。

1.4.3 德国

作为一个“一站式服务点”，德国联邦海洋和水文局将进行集中规划，这将最大限度地消除官僚主义壁垒，并为责任以及数据来源建立确定性；作为一个中央规划工具，“场地开发规划”将提供地理位置、时间表、容量要求以及并网程序等方面的信息，因此它将为所有利益相关者提供关于海上风电开发规划的明确信息，竞标地点所附带的有保证并网将为竞标风电场开发商提供更多确定性；集中式规划流程还将为海上风电集成的网络相关方面提供优势；“场地开发规划”将确保在早期阶段就考虑电网拥塞问题，然后可以通过“波罗的海配额”等措施来解决这些问题；最后，由于竞标价格低于之前的上网电价补贴，这将导致海上风电价格下降。

但是，对最终消费者来说，中央竞标模式被认为比差价合约计划更为昂贵，批评者们认为德国本可以从这方面的国际经验中吸取教训。

2 欧洲海上风电激励策略分析

2.1 典型激励策略

目前海上风电的激励策略多种多样，欧盟最常见的大型设施（特别是海上风电场）激励策略主要包括上网电价补贴（Feed-in-tariff，FIT）、溢价补贴（Feed-in-premium，FIP）、差价合约（Contract for Difference，CFD）和竞标计划[16-18]。

2.1.1 上网电价补贴

根据上网电价补贴计划，可再生能源设施的运营商每向电网输送1 kW·h的电力，就可获得固定的补偿。通常情况下，FIT付款是由输电系统运营商或公用事业公司通过购买义务授予的。补偿由行政部门根据政府估计确定，通常因技术和电厂规模而异。由于收入流的确定性，FIT计划为可再生资源投资者提供了高安全级别，从而防范市场风险（不受批发市场价格波动的影响）。

2.1.2 溢价补贴

根据溢价补贴计划，可再生能源设施的运营商在各自的批发市场销售能源，并按每千瓦时输入电网的电量收取固定（或可变）溢价。电厂运营商直接在市场上销售电量，并可以根据价格信号调整其调度。在市场价格高的时期，可再生资源发电商更有动力以更具成本效益的方式运营其电厂。有2种类型的溢价补贴计划，标准和浮动溢价补贴，其优缺点对比详见下文。

2.1.3 差价合约

根据差价合约，可再生能源设施的运营商获得“参考价格”（电力的平均市场价格）和既定“履约价”（反映特定低碳技术投资成本的电力价格）之间的差额。也就是说，开发商在特定时期（如15年）内的发电量按统一（指数）费率支付。差价合约的基本原理描述如下。

（1） 履约价由开发商和政府（通过拍卖）商定。

（2） 如果批发电价低于约定的履约价，政府将向开发商支付履约价和批发电价之间的差额。

（3） 当批发电价高于履约价时，风电场会补偿政府。

（4） 投资者的风险最小化，因为溢价涵盖了每小时的价格偏差，并允许项目吸引廉价融资。

2.1.4 竞标计划

在竞标制度下，对可再生能源投资的公共支持被竞标给之后的发电商。该制度允许投标人竞争特定的补偿水平（上网电价补贴、溢价补贴或差价合约），并达到既定的限额。该限额可按容量（MW）、预算（欧元）或电量（MW·h）设定。竞标参与者被激励选择最成熟的技术和最佳位置，以获得反映在投标价格中的竞争优势。透明的选择过程选择最具成本效益的投标。竞标的成功很大程度上取决于它的设计。竞标设计元素提供了多种可能性，使竞标适应国家特点和目标。

2.1.5 典型激励策略的优缺点分析

表1对上述4种典型激励策略的优缺点进行了对比分析。

表1 典型激励策略的优缺点Table 1 Advantages and disadvantages of typical incentive strategies

上网电价补贴是在可再生技术不成熟、技术进步需要强大的价格信号支持的时候推出的。在可再生能源和传统能源之间的差距仍然很大的时候，上网电价补贴引发了可再生能源的快速增长。正是在这一时期，给予不成熟技术的高支持水平导致了总支持成本的快速增加，这一点体现在电费上。上网电价补贴为可再生能源提供补偿，不管价格和实际需求（缺乏市场整合），导致供应扭曲，并产生不必要的失衡风险。可再生能源技术成本的下降和效率的提高，以及降低支持成本的需要，促使各国政府转向其他激励机制。

标准溢价补贴由行政部门设定的溢价组成，该溢价随着时间的推移而固定，并根据生产能源的市场价格支付。总计补偿取决于电力接入期间的市场价格，这使得运营商面临更大的市场风险（价格风险）。浮动溢价补贴其补偿基于特定技术的可再生资源发电机的平均性能，这为电厂设置了相同的溢价补贴，从而激励选择最佳资源位置和高效运营。浮动溢价补贴的范例在德国。为了避免不希望的结果，溢价补贴系统通常辅以价格下限和价格上限，这是差价合约计划的基本结构。

差价合约的履约价（或价格上限）迫使可再生资源发电商向社会返还过多的收入，有了这一制度，电厂运营商受到激励，对价格信号做出反应，有助于可再生资源与电力市场的整合，从而导致更有效的电力供需平衡。差价合约计划运行良好的一个例子是在英国实施的。

在过去几年里，竞标作为竞争性市场机制，已成为促进可再生能源投资的一个有吸引力的选择。自2017年《环境和能源会员国援助指引》发布以来，许多欧盟成员国引入了标志性可再生能源竞标，该指引要求使用可再生能源竞标试点。丹麦早在2005年就推出了海上风电竞标。近年来，德国、英国、荷兰、法国和波兰也推出了海上风电竞标。

2.2 主要国家的激励策略分析

2.2.1 英国

英国的海上风电历来得到政府广泛支持。过去30年英国对海上风电行业的支持发生了显著变化。

（1）1990年《电力法》以非化石燃料义务的形式提出了第一个可再生能源支持计划。然而，直到2001年，第一个海上风电项目才得以开发。

（2）可再生能源义务(The Renewables Obligation,RO)：一个旨在支持和促进大规模可再生能源发展的计划。天然气和电力市场办公室设定了每年的可再生能源义务水平，规定发电量必须来源于可再生能源。2017年的新项目结合了可再生义务。

（3）上网电价补贴：旨在鼓励小规模可再生能源发电的项目，仅适用于5 MW以下项目。

（4）2014：差价合约计划的早期形式，即最终投资决定项目发布了海上风力发电项目投资合同。

（5）2015：首次差价合约拍卖。该计划旨在鼓励消费者以负担得起的方式发展可再生能源。

（6）从2017年开始，差价合约是唯一支持5 MW以上可再生能源发电的计划。

（7）2017：第二轮差价合约拍卖。授予3个海上风力发电项目长期合同。

（8）2019：第三轮差价合约拍卖。授予6个海上风力发电项目长期合同。

差价合约是英国鼓励低碳发电的主要计划。该计划授予可再生能源项目15年的合同，这些合同包括发电的固定履约价。这一价格高于市场平均价格，反映了开发可再生能源所需的较高投资成本。这一举措通过提供长期财务保障降低了项目风险，同时保护消费者免受高电价的影响。差价合约计划总共授予了11个海上风力发电项目合同，总容量9.8 GW。

英国的海上风电激励策略最初是可再生能源义务，然后替换为较小项目的“上网电价补贴”和较大项目的“差价合约”计划。未来，英国将继续鼓励差价合约这一激励策略。

2.2.2 丹麦

1993年，丹麦对陆上风力发电实行了固定上网电价补贴，并在此后的一段时间内，制定了五个海上风力发电站的上网电价补贴计划。但到了1999年，新任政府通过了一项在2002年前开放丹麦电力市场的决议。计划的5个海上风力发电站中有2个被取消，上网电价补贴也发生了很大变化。2004年废弃了上网电价补贴，导致2004年至2008年期间没有新增的海上风力发电项目。

如前文所述，丹麦有2种建立海上风力发电场的程序，即政府招标程序和开放式程序，由开发商选择遵循哪一个程序。政府招标包括2009年至2019年的海上风力发电上网电价补贴招标，2020年改为差价合约招标；丹麦大多数海上风力发电场都是通过政府投标程序兴建的。开放式程序是一个技术中立招标系统，开放式海上风电场有权享受与陆上风力发电场相同的补贴计划，该计划遵循的是溢价补贴制度。

丹麦的海上风电激励策略最初也是上网电价补贴，目前正从上网电价补贴转变为差价合约。丹麦采用的差价合约是双向的，意味着特许权所有者获得的溢价是投标价格和参考价格之间的差额。溢价是双向的，所以可正可负。在投标报价高于参考价格的年份，风力发电场将在即时价的基础上获得价格补偿。但相应地，在参考价格高于投标报价的年份，则会向丹麦政府付款。

2.2.3 德国

德国法规将海上风电场定义为离海岸距离超过3海里（约5.6 km）的设施。为支持部署海上风电，自2004年以来采用了特定的补偿计划。该计划随着时间的推移有所演化。以下列出了最相关的法规修订。

（1）《德国可再生能源法》（2009年）：到2020年可再生资源产量达到35%的目标。由于无海上风力发电实施，所以显著提升了补偿力度。

（2）《德国可再生能源法》（2012年）：引入8年内19.4欧分/(kW·h)的可选初始补偿。（银行可贴现性衡量标准）。初始补偿的期限根据与大陆的距离和水深情况延长。

（3）《德国可再生能源法》（2017年）：用具有确定容量的拍卖制度取代了补偿计划。

（4）《海上风电法》修订（2020年）：到2020年将海上风力发电目标扩大到20 GW，到2040年扩大到40 GW。

德国的激励策略经过多年的发展，具有长远的愿景，但激励政策的存在并不总能促使项目部署。例如，尽管有激励政策但到2009年也没有一个项目落成，因此2009年修订的《德国可再生能源法》提高了补偿率，从2010年到2011年，平均补偿约为15欧分/(kW·h)，从2012年至2014年通过附加管理溢价再次提高。2014年实施了一个更加以市场为导向的制度，即溢价补贴计划，该计划旨在支持能源生产、技术开发和市场整合。2017年，德国政府推出了第一部专门的海上风力发电法，随之推出了竞争性拍卖制度，德国政府的目标是利用这一计划降低可再生能源支持成本，提高透明度，并遵循欧盟指令。2020年后投入运营的海上风力发电场的补偿通过竞争性拍卖确定，旨在以经济高效的方式实现既定的部署目标。

德国的海上风电激励策略最初也是上网电价补贴，然后是管理性的固定溢价补贴，目前为拍卖固定溢价补贴。2020年修订的《海上风电法》变更了拍卖分配规则。为管理对进一步零投标的预期，德国政府提出了第二个投标部分。根据新条例，如果出现多个零投标，将进行第二轮投标，允许投标人以“负补贴”（即固定的年度特许权付款）进行投标。2020年6月，因担心会造成电价上涨和海上风力发电部署放缓，所以德国北部五个州的能源部长和参议员要求变更招标程序。他们认为，类似英国的固定差价合约不论对项目开发商还是决策者而言，都是更好的解决方案。

2.2.4 各国海上风电激励策略总结

最初的海上风电激励策略：英国是可再生能源义务，然后替换为较小项目的“上网电价补贴”和较大项目的“差价合约”；丹麦采用的上网电价补贴；德国最初也是上网电价补贴，然后是管理性的固定溢价补贴。

目前和未来海上风电激励策略：英国将继续鼓励差价合约激励策略；丹麦目前正从上网电价补贴转变为差价合约；德国目前为拍卖固定溢价补贴，但相关决策者认为类似英国的固定差价合约不论对项目开发商还是决策者而言，都是更好的解决方案。

3 中国海上风电规划机制和激励策略

3.1 规划机制

中国海上风电的发展由国家和地方统一协调规划开发建设和管理。2016年国家能源局、国家海洋局联合印发了《海上风电开发建设管理办法》（国能新能〔2016〕394号），其中第四条规定：“国家能源局负责全国海上风电开发建设管理。各省（自治区、直辖市）能源主管部门在国家能源局指导下，负责本地区海上风电开发建设管理。可再生能源技术支撑单位做好海上风电技术服务。”

海上风电开发建设管理包括海上风电发展规划、项目核准、海域海岛使用、环境保护、施工及运行等环节的行政组织管理和技术质量管理。海上风电的前期规划建设流程主要包括：海上风电规划、项目可行性研究、申请项目核准（参与竞争性配置）、开工前手续办理等阶段。表2汇总了中国海上风电规划建设相关政策。

表2 中国海上风电规划建设相关政策Table 2 Policies related to the planning and construction of China's offshore wind power

3.2 激励策略

海上风电产业的起步和发展离不开各项有关激励政策的引导、政策的有效实施和推动。从2006年国家《可再生能源法》颁布以来，中国的海上风电逐步进入快速发展期。根据激励策略的不同，中国的海上风电基本上可以划分为如下4个阶段。

第一阶段为2010年之前的起始阶段。海上风电发展处于示范阶段，相关的法规制度制定出台，主要法规政策包括2006年《可再生能源法》、2009年《海上风电场工程规划工作大纲》。

第二阶段为2010—2014年。海上风电进入特许权招标阶段，这个时期的主要政策包括2012年发布的《风电发展“十二五”规划》、2014年的《国家发改委关于海上风电上网电价政策的通知》。

第三阶段为2014—2018年。海上风电处于有补贴的固定上网电价阶段，这个阶段的主要政策包括2015年发布的《国家能源局关于海上风电项目进展有关情况的通报》、2016年的《风电发展“十三五”规划》、2016年《可再生能源发展“十三五”规划》，以及2017年发布的《国务院关于印发“十三五”节能减排综合工作方案的通知》。

第四阶段为2019年起的竞争配置阶段。根据2018年5月国家能源局下发的《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，自2019年起新增核准海上风电项目全面通过竞争方式配置和确定上网电价。2019年5月，国家发展改革委公布《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），进一步明确了海上风电电价及相关要求，规定自2019年起新增核准海上风电项目全面通过竞争方式配置和确定上网电价，标志着中国海上风电开始迈入竞争配置模式的新阶段。按照要求，海上风电标杆电价改为指导价，并作为该资源区内新核准项目通过竞争方式确定上网电价的上限。这也是自2014年海上风电实行固定上网电价政策后，首次对该产业的电价确定方式进行调整。有关的改革在继续，到了2020年初，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，中国海上风电的电价和补贴政策有了较大调整。新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。

中国部分省市的海上风电项目竞争性配置办法如表3所列。

表3 中国部分省市的海上风电竞争性配置办法Table 3 Competitive allocation policies of offshore wind power in some provinces and cities of China

4 欧洲经验对中国海上风电发展的借鉴与启示

4.1 欧洲经验与启示总结

欧洲国家在海上风电开发之初就提出了各自国家海上风电发展的宏伟蓝图，但却比较少出台指导实施的开发规划以及有效的并网规划。在进入大规模海上风电开发阶段后，规划不足的负面影响日益凸显，主要体现为：陆上电网容量不足；并网接入点布局不合理；并网工程存在部分重复建设，经济性不高；电网调度运行安全可靠性降低；并网工程与选址、环境保护、航运等协调不足。目前欧洲国家已经加强海上风电发展和并网规划。英国、德国和丹麦的海上风电规划机制发展经验表明，采取集中规划流程和“一站式服务点”，有助于降低因地方反对意见而导致规划被延误的风险，最大限度地消除官僚主义壁垒，为责任以及数据来源建立确定性，还将为海上风电集成的网络相关方面提供优势，有助于加快海上风电开发项目规划进度、降低海上风电价格。

过去的几十年里，全球海上风力发电行业经历了快速的发展和创新，为更好地将海上风电融入市场，欧洲各国的海上风电激励策略随着时间的推移、技术的成熟不断进行调整，其激励策略已从固定电价（上网电价补贴）转变为基于市场的计划（溢价补贴、差价合约、竞标计划）。英国、丹麦和德国三个国家均允许海上风力发电参与批发市场；英国还允许参与其他一些平衡和适当机制，并寻求推动海上风电电力参与其他市场，增加海上风力发电场的收入叠加；德国开发了直接市场和溢价补贴，提供基于市场的激励措施—浮动溢价补贴，旨在建立一个更加以市场为导向的制度，扶持能源生产、技术开发和可再生技术的市场整合。目前和未来海上风电激励策略：英国将继续鼓励差价合约这一激励策略；丹麦目前正从上网电价补贴转变为差价合约；德国目前为拍卖固定溢价补贴，但相关决策者认为类似英国的固定差价合约不论对项目开发商还是决策者而言，都是更好的解决方案。

4.2 中国海上风电发展建议

中国已进入新能源规模化发展阶段，海上风电是其中的重要领域。但与欧洲相比，中国海上风电发展起步较晚，相关的配套政策和措施还需要进一步完善。根据欧洲的经验，建议中国海上风电需要做好如下几个方面的加强和完善工作。

（1）明确主要机构的责任。包括政府部门（能源主管和海洋行政主管）、开发商、电网企业等，利用集中和统一规划的优势，有效促进有关行业和部门之间的协同操作，进行宏观统筹与整体规划。可以参考丹麦和德国的经验，组织具有单一责任点的一站式服务体系的方法。对于电网的建设，根据海上风电发展规划，及早分析和考虑可能的电网阻塞问题，以提出有效的电网补强方案。

（2）简化大型海上风力发电项目的中央规划流程，提供充分准确的位置信息，有关的开发时间表，装机容量需求等信息。帮助开发商降低与场地选择有关的风险。有关部门可以尽量早地公布初步风电资源调查结果和有关许可的草案。规划过程中主管部门应该保持技术中立，由开发商根据具体情况设计风电场（包括海上升压站和电缆的选择等），这样有利于实现有关技术的最优选择。

（3）从分散并网向统一规划、集中并网方向发展。由于法规政策对海上风电场并网工程投资主体规定的变化，德国海上风电并网方案由原先的各风电场分散并网转变为以风电场群为单位的集中并网模式。并网工程统一规划、集中并网，既可以有助于先进技术的采用，降低项目的工程成本，又可提高电网对并网海上风电机组的控制能力，经济、技术性优势明显。

（4）明确规划指引，统筹海上输电系统建设。目前我国负荷中心的输电通道资源普遍较为紧张，沿海区域远景目标网架还没有充分考虑大规模海上风电发展对电网的影响。应及早研究明确发展规划，避免陆上输电通道工程滞后于海上风电场投产进度，应从国家能源总体规划的高度实施海上风电输电系统规划和建设，避免重复建设和资源浪费。

（5）建立健全并利用好电力市场体系。相比于欧洲开展的拍卖、差价合约等机制，中国的电力市场机制仍存在不足，需要加快完善可再生能源电力消纳、电力市场化交易等机制，理顺海上风电等新能源电力参与电力市场化交易的机制；建立标准统一的电力市场交易技术支持系统，积极培育合格市场主体，完善交易机制，丰富交易品种；充分利用市场机制降低隐形成本，这些方面可以借鉴英国等欧洲国家的做法进行有关的尝试和探索。

（6）开展有关主管部门的能力建设。与陆上风电相比，海上风电的技术相对比较新，而且有关的技术发展很快，有关主管部门在规划和审批过程中承担这非常大的责任，这也要求主管部门和责任部门具有广泛的知识，所以有必要的能力建设应该实时加强和提高。