德国海上风电的现状与前景

德国虽是风力发电大国，但海上风电却是该国一个相对较新的行业。如今德国海上风电正在经历快速的增长。尽管起初投资者都有意避开高投资成本和海上作业风险，但随着价格下跌和技术进步，海上风电的吸引力与日俱增，未来这一技术有望为德国达成气候目标作出重大贡献。与此同时，行业从业者也有着自己的担心——海上风电行业的蓬勃发展可能会导致财政支持过早结束。

德国海上风电数据速览（截至2018年底）

德国是世界风电领域的领导者，也是全世界风电装机最大的国家之一。德国陆上风电的经验可追溯至上世纪90年代初，但其海上风电仍是一个较为年轻的产业。该国第一个海上风电场Alpha Ventus于2009年开始试运行。此后，德国海上风电行业逐渐进入迅速发展阶段。

2017年，德国领海安装的涡轮机装机在全球的占比约为40%，德国成为全世界仅次于英国的第二大海上风电市场。2018年，德国在北海和波罗的海新增涡轮机136台，总装机容量0.96吉瓦。同年，海上风电在德国电力生产中的占比达到3.0%，比5年前的0.1%有显著增长，海上风电成为该国增长最快的可再生能源。德国可再生能源署（AEE）表示，到2030年，仅海上风电就可以保障全国近12.5%的电力需求。

根据德国能源行业调研机构AGEB的初步统计，2018年德国海上风电总装机容量6.38吉瓦，总发电量超过190亿千瓦时，较2017年增长约8%，并已超过德国首都、最大城市柏林的电力消费（同年柏林电力消费约140亿千瓦时）。

由于海上风电技术早期成本较高，2013年德国政府下调了最初25吉瓦的扩建目标。根据目前的计划，德国到2020年运营的海上风电装机至少要达到7.7吉瓦，到2030年至少要达到15吉瓦。根据德国Fraunhofer IWES研究中心的说法，德国海上风电装机有望达到54吉瓦，发电量有望达到260太瓦时。

海上涡轮机自本世纪初推出以来不仅发展迅速，而且比陆上运行的涡轮机尺寸更大，生产效率更高，如今新型的海上涡轮机平均装机为7.1兆瓦，转子平均长度为158米。Deutsche Windguard公司表示，海上涡轮机几乎全年发电，产能是陆上涡轮机的两倍。尺寸和产量的增长对发电价格影响巨大，近几年来带动电价大幅下降。

德国大多数海上风力机组位于北海，其余的分布在东部的波罗的海。北海的风电机组平均收益高于波罗的海，对投资者而言意味着更高的回报率和更强的吸引力。因此，北海是海上风电技术扩张的主要地区。在这里，英国、丹麦、荷兰、比利时和德国等国的项目共同创造了世界上最大的海上风电产业集群。为了在德国水域均匀分布涡轮机发电机组，2018年4月德国第二轮总计1.6吉瓦的海上风电招标中，波罗的海获得配额0.5吉瓦。

下萨克森州位于德国西北部，背靠北海海岸，2018年德国现有海上风电场中超过一半分布在此，这里也是德国大部分陆上涡轮机发电机组的所在地。石勒苏益格—荷尔斯泰因州是德国最北部州，也是德国唯一位于北海和波罗的海两海之滨的联邦州，根据德国行业协会BWO的数据，2018年德国新增海上风电装机中约三分之一位于此地，另有不到15%分布在德国东北部、波罗的海沿岸的梅克伦堡—西波美拉尼亚州。

德国西北部集中的风电装机容量给电网传输带来了挑战。过去由于缺少从海上到陆上的电网连接，对海上风电技术的批评之声曾不绝于耳。而如今，如德国电网运营商TenneT所言，此类问题在很大程度上已成为过去。在海上风电行业2018年现状报告中，BWO表示，目前仅有0.3吉瓦海上风电装机容量未能并网。现有电网的输电容量规模为6.8吉瓦，另有1.4吉瓦输电容量将于2020年底建设完成。预计到2025年，海上风电总并网容量将达到10.8吉瓦。

但是，从海上发电现场向陆上输送电力只是问题的一部分。另一个更大的挑战则是如何实现从德国北部风电场到南部工业中心的长距离电力传输，德国联邦网络局（BNetzA）在其海上电网发展计划中已经提出了这一点。主要输电线路项目SuedLink和SuedOstLink计划于2025年完工。然而，鉴于当地居民和立法者对这些绵延数百公里大型基础设施建设的持续反对之声，项目计划能否如期完成还是未知。

德国北海风电发展雄心并未止于德国。输电网运营商TenneT除了负责建设连接陆上到北海海上的电缆外，还在建设一条从德国水域到挪威长达620公里的输电线路，即所谓的“NordLink”电缆。这条容量1.4吉瓦的电缆建成后，德国海上风电将对挪威水电站进行调峰，从而增进两国的供电安全和电价稳定。电缆计划于2020年投入运营。

北海每个海上风电场都配有变电站，将所有涡轮机的输出汇总到一起，并将产生的电力转换为不同的电压水平。与他国项目相比，德国大多数海上风电场距离海岸较远，以免妨碍沿海居民日常生活。据德国风能协会（BWE）报道，新建造风机与海岸平均距离为74公里，深度为33米。因此，所产生的功率通常在现场被转换成直流电，以便在传输到陆上最近的节点之前将传输损耗降至最低。

此外，电网运营商TenneT还计划建设一个人工转换岛以同时连接多个风电场，进一步改善北海电网基础设施，同时还可使邻国受益。通过平衡海上对各个变电站的需求，该岛可以大幅降低海上风电设施成本，但其建设取决于邻国以及欧盟能否在立法、监管和资金方面达成一致。TenneT认为，人工岛有望在2030～2050年间建成。

过去，风电场与海岸的距离以及海上的恶劣条件是让投资者望而却步的主要原因。然而如今，持续高收益、陡峭学习曲线（steep learning curves）以及相关成本下降前景正在增加海上风电的吸引力。

早期，投资者可以借助德国开发银行（KfW）的资金援助弥补财务缺口，德国开发银行以常规利率为其国内首批十个离岸风电项目提供了资金支持。据德国联邦经济与能源部（BMWi）称，德国的商业银行不愿意为先驱项目提供资金，因为金融风险难以衡量。为此，德国开发银行出台了50亿欧元计划，意在让大胆的运营商积累经验，并挖掘降低海上风电成本的潜力。

柏林赫尔梯行政学院（Hertie School of Governance）的一项研究显示，成本控制在德国海上风电项目中得到了极大的改进。虽然该国第一个海上风电场Alpha Ventus实际开支超出成本预算约30%，但随后项目的财务规划愈发成熟。研究人员发现，德国海上风电场的平均成本超支约为20%，且其中大部分成本超支都是由于电网连接滞后造成的。相比之下，核电厂的平均成本超支为187%。

2014年，德国政府将海上风电上网电价补贴设定为12年期的15.4欧分/千瓦时或8年期的19.4欧分/千瓦时，以保障投资者的利益。在8或12年后之后，电力消费者支付的电费附加费将降至3.9欧分/千瓦时的基本水平，并在20年支持期后结束。

当德国可再生能源支持计划于2017年转向拍卖制度并且成本（尤其是风电成本）出现大幅下降之后，政府对海上风电的扶持力度逐渐减弱。虽然此期间其他国家也在进行可再生能源发电装机招投标，并也出现了成本下降，但在德国首次有中标方表示可以在不依靠政府补贴的情况下运营海上风电项目。换言之，如果开发商对2025年技术成本和电力价格，以及风电场投入运行的时间预估准确的话，海上风电项目将不再依靠政府补贴。

2017年底，荷兰紧随德国的脚步，也在海上风电招标中实现了零补贴。相较于德国中标方，荷兰这一零补贴项目计划于2022年完工，将成为第一批实际运营中没有补贴的海上风电机组。

在近年来北海和波罗的海越来越多海上风机建成的同时，海上风电这一高度专业化工业部门的就业人数不断增加。据德国海上风电基金会（Stiftung Offshore Windenergie）称，德国海上风电全产业链营业额早在2010年就已达到59亿欧元，到2021年有望达到220亿欧元。德国风能协会（BWE）表示，德国约有20000人受雇于海上风电及其相关行业。

海上风电为德国各地的轴承、传动装置和发电机生产企业创造了大量的就业机会，沿海地区更是受益于海上风电技术的崛起。造船厂以及海上风电场运营和维护服务提供商等，也在不断扩张的海上风电技术中受益。

德国最大的涡轮机制造商Siemens Gamesa由德国Siemens和西班牙Gamesa合并而成，公司2017年新增吊装容量为6.8吉瓦，占全球产量的15%。根据彭博新能源财经（BNEF）的数据，合并后的Siemens Gamesa仅次于丹麦Vestas，是全球第二大风电整机制造商。如果只考虑海上风机，则Siemens Gamesa在该领域处于绝对领先地位。

随着德国可再生能源支持计划转为拍卖制度，涡轮机制造商的成本压力加剧，Nordex和Senvion等德国风电整机商被迫裁员。由于全球收入下降，Siemens Gamesa同样也面临削减国际就业岗位的问题。然而，根据德国最大工会组织IG Metall针对的员工代表的一项调查，专注于海上风电行业的工作机会受公司紧缩计划的影响相对较小。大多数受访者表示，海上风电的前景要好于德国整个风电行业。

（文章来源：cleanenergywire.org网站）

原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年4月19日第15期