2017年，全球海上风电新增装机4.43GW，同比增长94%，累计装机量达到18.81GW，同比增速达30.8%，占风电累计装机量的3.49%，根据NREL的预计，到2022年全球海上风电累计装机量有望达到51.77GW，届时将占风电累计装机量的6%。未来5年海上风电装机累计装机增速有望达到20%以上，远高于陆上风电10%左右的年均累计装机增速。

欧洲是全球最早商业化发展海上风电的地区，技术、供应链、政策和资金体系发展相对较为成熟。2017年，欧洲海风累计装机量达到15.78GW，占全球海上风电累计装机量84.9%，领先优势明显。

一、欧洲引领海上风电发展

欧洲沿海区域风能资源丰富，海上风能开发时间较早，其中又以英国和德国对海上风能的利用最为成熟。2016年，英国由绿证政策转向CFD，德国的海上风电项目装机延迟，两大原因致使2016年欧洲海上风电新增装机下降，英德两国的新增海上风电装机量延迟到2017年释放。

2013-2017年间，英德两国海上风电累计装机量始终保持快速增长。2017年，欧洲新增海上装机共计3148MW，分布在英国、德国、比利时、芬兰和法国五个国家，其中英国装机1679MW，德国装机1247MW，占新增装机占比的93%。截止2017年，英国、德国和丹麦的海上风电累计装机量分别达到6.8、5.4和1.3GW，位居欧洲前三，英、德、丹、荷、比海上风电累计装机量共占到欧洲的98.0%。欧洲国家对海上风电的开发利用属于世界最领先水平。

过去十年海上风电的发展由欧洲主导，德国与英国占据了75%以上的装机份额，根据全球已核准并公告的海上风电项目，英国、德国的项目集中在2017-2019年投产；法国、美国、挪威的项目集中在2020-2022年投产，中国则有望成为海上风电装机规模最大的国家。

英国是全球海上风电发展最为领先的国家之一。截止2018年第一季度，英国海上风电发电量占总发电量比例达到8.52%，这意味着海上风电成为英国能源体系中举足轻重的环节。

二、运营商集中度高，投资稳定增长

欧洲风电项目投资通常是以风电企业带头领投，以养老基金、基础建设基金、资产管理机构等金融机构跟投的模式为主。2013年以来，欧洲海上风电投资额基本保持快速增长，2017年出现首次大幅下降，主要是由于2017年各国海上风电电价均逐步转向拍卖制度导致投资决策的短期变化，拍卖竞价机制将成为欧洲海上风电电价制定的主流模式，2016-2017年进行电价拍卖的项目有望在2018年起进行新增装机，投资有望重回增长。

2017年，欧洲海上风电投资市场中五大运营商DongEnergy、Vattenfall、E.ON、Innogy和MacquarieCapital共计占44%市场份额，集中度较高。过去几年运营商市场份额维持稳定，表明风电投资在欧洲已经属于成熟产业。

三、海上风电向离岸更远、水深更深方向发展

2016年欧洲海上风电项目平均离岸距离和水深为43.5km和29.2m，2017年海上风电项目平均离岸距离和水深略有下降，为41.0km和27.0m。从欧洲海上风电规划项目和批准项目来看，未来海上风电将向离岸更远，水深更深的区域发展，以获取更大的风能资源，目前已核准项目最远的离岸距离已经达到200km，最深的水深则是在50M左右，这些区域更为恶劣的自然环境条件对风机、海上施工与吊装包括后续运维都有更高的要求，欧洲海上风电的发展已经不断成熟。

海上风电的单位资本开支自2000年起持续上升，2014年的单位资本开支达到$5.9/W的高位，预计资本开支上升的主要原因在于项目持续往更远和更深的海域发展，提高了设备成本和安装成本，但2014年之后单位资本开支出现了下降的趋势，一定程度上可以说明虽然项目还在不断往深海推进，但在设备和工程方面的技术进步和成本下降已经能弥补深海区域建风电场带来的成本上升。

欧洲海上风电机组自从商用以来，最大单机叶片直径从35m增长至164m，最大单机功率从0.45MW增长至8MW。2008-2017年间，欧洲新增海上风电机组的单个风机平均功率从2.92MW增长至5.90MW，增长幅度达到102%；欧洲新增海上风电场平均规模从79.6MW增长至493.0MW，增长幅度达到519%。单机功率的提升和单个风电场规模的扩大是降低初始投资的重要方式，项目后续的运维成本也能够因为这两个因素得以下降。欧洲最大的海上风电项目HornseaOne项目于2018年开工，单个风电场规模达到1.2GW。

四、政府扶持加快行业发展

以英国、德国和丹麦为代表的欧洲国家海上风电的快速发展得益于政府适时出台的能源政策。

英国的能源政策机制更具代表性，主要有：

1.建立多方协调机制，研究海上风电成本下降路径。英国皇家资产局主导海上风电行业发展研究，其顾问包括气候能源部、可再生能源行业协会等121家机构和公司。由气候能源部主导海上风电项目的审批、实施和执行；由可再生能源行业协会主导研究海上风电成本下降路径。

2.电价政策保证投资者收益稳定，竞标机制促使政府补贴高效配臵。英国政府先后制定了可再生能源义务（RO）和差价合同（CFD）两种补贴机制。RO制度旨在海上风电发展前期通过扶持促进其快速发展。CFD制度旨在海上风电发展到一定阶段后通过市场竞标的方式实现补贴配臵的最优化。

2002年，英国实施可再生能源义务（RO）政策，规定可再生能源发电企业每生产1MWh的电即可获得一定数额的“可再生能源义务证书（ROCs）”。发电企业可以在销售电力时将证书一并转让给电网，也可在第三方市场上单独出售获得收益。电网必须通过提交这些证书来完成自己的义务，未完成部分按照规定的买断价支付款项。RO额度和RO比例于每年10月公布，而海上风电产业所获RO支持力度最大。2002年起，海上风电ROCs为1.5个/MWh；2010年上升到2个/MWh；2016年随着海上风电技术成熟下降到1.8个/MWh。RO机制在初期为英国海上风电产业发展提供了巨大支持。随着CFD的出台，2017年4月起，新上项目不再实施RO政策。

2014年起，英国实施差价合同（CFD）政策。发电商与政府签订价差合同，得到中标电价（反映低碳发电技术的发电成本）与参考电价（反映英国电力市场平均电价）的价差补贴，期限15年。当电力市场价格低于中标价时，发电商获得补贴；当电力市场价格高于中标价时，发电商返还价差。CFD机制的核心是通过有限的补贴预算支持尽可能多的低碳发电项目，当预算不足以覆盖全部申请项目的补贴总和时，便进入竞标流程，选出发电成本更低的项目，从而实现补贴的最优配臵。

五、成本下降与招标政策推动电价快速下降

2016-2017年，英国、德国、丹麦和挪威的最新海上风电项目竞标价格分别为57.50-119.89￡/MWh、0.00-81.00$/MWh、55.00-87.00$/MWh和60.00-101.00$/MWh。英国海上风电价格下降趋势最为明显，根据投产时间，从2018到2022年，海上风电价格从119.89￡/MWh下降至57.50￡/MWh。美国风能协会预估到2023年，欧洲国家的度电成本将下降至50.00$/MWh。欧洲海上风电竞标价格大幅下降的原因主要有：1）成本下降。风机功率增大，单个风电场所需风机数目减少，维护费用降低；海底电缆输电能力提升，电力损耗降低；海上作业装备与技术进步，施工建设成本降低。2012-2016年间，欧洲海上风电装机成本累计下降46%。2）协同效应显现。欧洲大型能源集团已初步在北海区域形成项目集群，新建项目与相邻的投产项目之间能够形成协同效应，从而共享施工人员、运维基地、办公场所等。3）融资成本低廉。欧洲资本市场流动性强，大型能源集团能够以极低的成本获得较长期的欧元融资，显著的杠杆效应可大幅提升竞争能力和风险承受能力。4）行业集中度提高。欧洲风电行业呈现垄断趋势，行业领先者利用市场、技术和资金优势，在产业链各环节通过谈判压低供应商利润空间，进而压缩成本。5）能源政策和招标机制。政府主导研究海上风电成本下降路径；补贴政策确保海上风电开发商能长期获益。

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