Public Disclosure Authorized 54745 中 世界银行 国 海 上 亚洲可持续发展与替代能源项目 风 Public Disclosure Authorized 电 及 大 型 陆 上 风 电 基 地 面 临 的 Public Disclosure Authorized 挑 战 ： 欧 洲 五 国 海 上 风 电 政 策 评 中国 述 Public Disclosure Authorized 海上风电及大型陆上风电基地 面临的挑战：欧洲五国海上风电政策评述 The World Bank The World Bank Group Asia Sustainable and Alternative Energy Program 1818 H Street, NW 澳大利亚政府援助项目 Washington, DC 20433 USA www.worldbank.org/astae 世界银行 亚洲可持续发展与替代能源项目 中国 海上风电及大型陆上风电基地 面临的挑战：欧洲五国海上风电政策评述 澳大利亚政府援助项目 免责声明 本文件应委托单位要求，根据Garrad Hassan & Partners Limited（GH）有限公司与委托单 1. 位达成的书面协议撰写。未经GH公司书面授权，任何第三方无权以任何形式使用本文件。本文 件仅在密级规定的范围内复制和传阅，未经GH公司书面批准，不得以任何形式公开发布。 GH公司不提供法律、法规、税收以及财政方面的提议，委托单位应自主安排这些部门 2. 的意见和建议。 本文件的编写依据文件起草时的相关信息。本报告不确保这些信息不会发生变化，本 3. 报告涉及到单位实体的任何情况、活动、财务条件、前景、资产价值以及状态或事件，以后均 有可能发生改变。 © 2008 Garrad Hassan and Partners Limited II 前言 本书是世界银行和中国国家能源局共同领导开展的“中国开发海上风电和陆上大 型风电基地战略研究”项目的研究成果。本项目得到了澳大利亚国际发展署和亚洲可 持续发展与替代能源项目的支持。 根据项目的研究成果，共出版了以下两本书。 《中国海上风电及陆上大型风电基地面临的挑战欧洲五国海上风电政策评述》： 本书详细阐述了欧洲各国的海上风电开发政策，并且分析和评价了各种政策的实施效 果。 《中国海上风电及陆上大型风电基地面临的挑战：实施指南》：本书提出了中国 开发海上风电和陆上大型风电基地的实施路线图，同时纳入了“中国海上风电开发及 沿海大型风电基地建设研讨会”的主要结论和建议。 以上两本书都是根据GH公司提交的项目研究成果而编制的，并作为《亚洲可持续 发展与替代能源项目技术报告系列图书》分别出版。 IV 致谢 此文献是世界银行和中国国家能源局共同支持领导开展的、中外有关研究单位和专家参与 的“中国海上风电和大型风电基地发展战略研究”的研究项目成果。本项目得到了澳大利亚国 际发展署和亚洲可持续发展与替代能源项目的支持。 参与本研究项目的世行官员包括 Noureddine Berrah ， Richard Spencer ， Ranjit Lamech，Yanqin Song 和 Defne Gencer。对这个研究项目给予技术支持的专家包括英 国Garrad Hassan Partners 公司的Andrew Garrad，Paul Gardner，Weiping Pan 和 David Williams，以及加拿大Alberta Electric System Operator的胡明先生等。 国家能源局可再生能源司副司长史立山先生、能源研究所所长韩文科先生领导并主持了本 项目的实施，能源研究所、中国可再生能源规模化发展项目（CRESP）办公室组织国内有关 院所和公司的专家共同参与了本研究项目，包括中国可再生能源学会风能专业委员会贺德馨、 施鹏飞、秦海岩，中国电力科学研究院新能源研究所王伟胜、陈默子，中国气象局气象科学研 究院杨振斌，中航保定惠腾风电设备有限公司庄岳兴、国华能源投资公司高辉，华能新能源产 业控股有限公司王斯永，中国国电龙源电力集团公司杨校生，三一集团王中炯、李成峰，中海 石油基地新能源公司邹华等。 此文献的顺利出版还要感谢 Soren Krohn 先生和 Anil Cabraal 先生给予的校验， CRESP项目办的工作人员的校对工作，以及编辑Rebecca Kary（英文）和图文设计 Laura Johnson（英文）。 感谢澳大利亚国际发展署（ AusAID ）为此文献的出版提供了资金支持以及 Alan Coulthart，Brian Dawson，Tim Suljada等人的帮助。对世行的Clive Harris先生和亚洲可 持续发展与替代能源项目（ASTAE） Frederic Asseline以及Laurent Durix为此书的出版和 宣传做出的努力表示感谢。 最后，特别感谢中国国家能源局的张国宝局长对此研究项目的关注和支持，并特别感谢吴 君辉女士和Ede Ijjasz先生对此研究项目和此文献的出版所给予的鼓励和支持。  总概要 受世界银行委托，Garrad Hassan and 施，部分政府扶持）的转变。 Partners Limited (GH)公司为中华人民共和 本报告还探讨了海上风电产业的发展滞 国国家发展和改革委员会(NDRC)就海上风电 后于人们预期的原因和主要障碍。需要指出 的发展提供意见和建议，其中一项任务就是 的是，这些障碍主要是商业方面的，而非技 介绍其他国家发展海上风电的经验教训，而 术或法规方面的。特别值得一提的是，某些 目前这些经验主要来自欧洲。由于各国采取 商业因素导致的资金成本过高已经成为最主 的规章制度和具体的规划方法有很大差异， 要的障碍，所有国家的海上风电市场都面临 因此可以借鉴这些经验为新兴的海上风电市 着这一问题。 场提供建议。本报告回顾了欧洲国家在发展 发展目标与激励政策 海上风电方面所采取的市场开发和规章制度 本报告从国际义务和政策措施出发，考 建立方面的做法，总结了各国政策法规的实 察了这五个国家的可再生能源发展目标和激 施效果，并对NDRC应采取的行动给出了具体 励政策。德国和英国拥有最宏伟的海上风电 建议。 市场发展规划，提出到2030年实现25GW装机 本研究所考察的五个欧盟国家，都具有 容量。但到目前为止，德国尚未建成任何海 发展海上风电的巨大潜力。它们分别是：丹 上风电场，主要是由于激励政策力度不够， 麦、德国、荷兰、西班牙和英国。 德国政府目前正在着手改变这一状况。从优惠 市场发展 扶持政策的角度看，德国可能是最具吸引力的 本报告介绍了上述国家海上风电发展 市场，德国最近宣布加大对海上风电的财政扶 的历史情况。目前海上风电开发规模最大的 持力度。英国、爱尔兰和西班牙提供的电力附 国家是丹麦，其次是瑞典和荷兰，这些国家 加费优惠政策基本相似，而丹麦政府则采取了 的海上风电开发最早。英国于2007年后来居 更加稳健的发展规划，确定了2025年前的海上 上，许多项目准备在2010年前并网发电。本 风电场场址，逐步开发海上风电项目。荷兰也 报告突出介绍了一些重点项目，以及从原来 制定了较高的海上风电开发目标，但我们认为 以研发为主（主要是科研院所参与，政府资 荷兰的这些优惠政策（和法律法规）力度还不 助）向示范项目为主（由商业企业负责实 够，难以完成预定的目标。 VI 法规制度 目的启动步伐。但借助欧洲大型电力公司 本报告研究了各种与海上风电相关的法 和开发商的力量，首批项目可以在2010年 律法规制度，包括法律条款，特许经营权， 启动。可以说，小型开发商在顺利通过项 奖励机制，审批手续以及电网接入等。我们 目审批方面，还是表现不俗。 发现，各个国家适用于海上风电发展的法律 荷兰，由于陆上风电潜在装机容量有 法规构架之间存在着较大的差异，甚至有些 限，其海上风电代表了大规模发展可再生能 法规条例原先是针对其他产业制定的。这就 源的最佳技术手段。但鉴于短期内兑现国际 造成了效果上的两极分化，那些国家之所以 承诺的压力，同时电网扩容工程耗资巨大， 成功，正是由于他们对鼓励海上风电开发的 政府对海上风电的支持力度仍显不足。由于 法律法规进行了积极的改革，如丹麦、英国 缺乏明确的政府扶持政策，使开发规模受到 和德国。 限制，对法律法规的必要改革也将难以实 发展动力、障碍和经验 施。此外，荷兰对可再生能源的优惠政策一 针对考察的每个国家，本报告从发展 直不稳定，且过于复杂，这对该国海上风电 动力和存在的法律法规障碍方面，分析了海 产业发展构成巨大障碍。 上风电所取得的经验和教训。在丹麦，借助 尽管产业发展缓慢，英国的海上风电 于强有力的政府支持，形成了自主发展的风 依然具有良好的发展前景。通过连续两轮启 电设备产业，成为最重要的海上风电发展动 动特许经营措施、理顺审批手续，以及最近 力。丹麦已成为海上风电领域世界领先的国 宣布对海上风电项目加大财政扶持力度，充 家，通过删繁就简、集中管理和长期战略规 分体现了政府对海上风电技术的大力支持。 划，丹麦建立了一套相对稳定和成熟的法律 上网一直困扰某些海上风电项目的进行，电 法规体系。 力监管与政府能源政策互相矛盾也是一大问 在德国，陆上风电的成功开发以及能 题。针对英国的经验教训，即对技术不加区 力饱和，使得政府转向海上风电的开发建 分的可再生能源证书交易制度，造成较廉价 设。固定上网电价提高到了一个新的水 的可再生能源技术（目前是陆地风电）占据 平，刺激了装机容量的快速增长，政府已 了统治地位的局面，本研究对此也做了深入 经制定了未来20年的宏伟蓝图。小型公司 探讨。总的来说，英国政府一直乐于接受改 在德国海上风电领域占据主导地位，其结 革，来支持和鼓励海上风电的发展。 果是在一定程度上延误了大型海上风电项 词汇表 BERR 商业、企业和法规改革处，英国政府部门. BoP 电厂配套设施，除风机以外的其他设备和电厂设施 CCL 气候变化税， 英国对高耗能用户征收的税种 CDM 建设工程（涉及和管理）条例，英国的健康安全管理条例 CE 皇冠产业 ， 英国的一个部门，负责授权开发项目 CNE Comisión Nacional de Energía (ES); 国家能源委员会 Contiguous Zone 毗邻区 海岸以外12～24海里的区域，拥有有限的执法权 COWRIE 合作海上风电场环境研究机构 ， 英国的一家政府机构 CPA 海岸保护法 ， 一项英国立法 DEA 丹麦能源署 Demonstration Project 示范项目 海上风电项目，享受收益和资金扶持政策 Defra 环境、食品和农村事务部，英国政府机构 DfT 交通部 ， 英国政府部门 DTI 贸易和工业部 ，英国政府部门 EA 电力法，一项英国立法 EIA 环境影响评估，欧盟项目的法定工作程序 EIA Energie-Investerings-Aftrek (NL) 能源投资抵扣 EEZ 专属经济区， 海岸外200海里区域 EPC 工程采购型施工项目（交钥匙工程） ES 环境声明 ， 环境评估报告结论 FEPA 食品和环境保护法，英国的立法 GHG 温室气体 GW Gigawatt等于1000兆瓦装机容量 HSE 健康和安全指导局，英国的政府机构，负责管理职业健康安全法 HSW 职业健康安全法， 重要的英国健康安全立法 MCEU 海洋审批与环境管理局 - 英国政府部门，属于DfT and Defra MEP Milieuvriendelijke ElectriciteitsProductie (NL); 环保发电支持机制 MW 兆瓦，风机或项目的装机容量 MWh 兆瓦时，电能单位 OMEL Operador del Mercado Ibérico de Energía (ES); 市场运营商 ORCU 海上可再生能源审批处， DTI下属的英国政府部门 R&D 研究与开发 RAB 开再生能源顾问委员会 ， 英国的信息协调机构 REE Red Eléctrica Española (ES); 电网经营企业 RO 可再生能源义务 ， 英国的市场机制，用来鼓励可再生能源 ROC 可再生能源义务证书 ，英国的可交易绿色能源证书 SEA 战略环境评估 SSSI 具有特殊科学意义的地区，英国划定的保护区 Territorial Waters 领海 海岸以外12海里内的区域 ，完全国家管辖区 TWA 交通运输与工程法 ， 英国立法 UNCLOS 联合国海洋公约 目录 引言… …………………………………………………………………………………………………… 1 市场发展… ……………………………………………………………………………………………… 3 2.1 欧盟… ……………………………………………………………………………………………… 7 2.2 丹麦 ………………………………………………………………………………………………… 8 2.3 德国… ……………………………………………………………………………………………… 12 2.4 荷兰… ……………………………………………………………………………………………… 16 2.5 西班牙… …………………………………………………………………………………………… 21 2.6 英国… ……………………………………………………………………………………………… 22 2.7 比较总结… ………………………………………………………………………………………… 24 3.1 欧盟… ……………………………………………………………………………………………… 27 目标和激励政策… ……………………………………………………………………………………… 27 3.2 丹麦… ……………………………………………………………………………………………… 30 3.3 德国… ……………………………………………………………………………………………… 34 3.4 荷兰… ……………………………………………………………………………………………… 37 3.5 西班牙… …………………………………………………………………………………………… 38 3.6 英国… ……………………………………………………………………………………………… 40 3.7 比较总结… ………………………………………………………………………………………… 43 4.1 主要适用法律和协定… …………………………………………………………………………… 45 法规及制度体系… ……………………………………………………………………………………… 45 4.1.1 欧盟… …………………………………………………………………………………………… 46 4.1.2 丹麦… …………………………………………………………………………………………… 46 4.1.3 德国… …………………………………………………………………………………………… 46 4.1.4 荷兰… …………………………………………………………………………………………… 48 4.1.5 西班牙… ………………………………………………………………………………………… 48 4.1.6 英国… …………………………………………………………………………………………… 49 4.2 特许经营权授予和海床所有权… ……………………………………………………………… 50 4.2.1 丹麦… …………………………………………………………………………………………… 50 4.2.2 德国… …………………………………………………………………………………………… 50 4.2.3 荷兰… …………………………………………………………………………………………… 50 4.2.4 西班牙… ………………………………………………………………………………………… 51 4.2.5 英国… …………………………………………………………………………………………… 52 4.3 许可审批… ……………………………………………………………………………………… 53 4.3.1 丹麦… …………………………………………………………………………………………… 53 4.3.2 德国… …………………………………………………………………………………………… 53 4.3.3 荷兰… …………………………………………………………………………………………… 54 4.3.4 西班牙… ………………………………………………………………………………………… 55 4.3.5 英国… …………………………………………………………………………………………… 55 4.4 政府机构… ……………………………………………………………………………………… 56 4.4.1 欧盟… …………………………………………………………………………………………… 56 4.4.2 丹麦… …………………………………………………………………………………………… 57 4.4.3 德国… …………………………………………………………………………………………… 58 4.4.4 荷兰… …………………………………………………………………………………………… 58 4.4.5 西班牙… ………………………………………………………………………………………… 59 目录 4.4.6 英国… …………………………………………………………………………………………… 59 4.5 电网接入… ……………………………………………………………………………………… 61 4.5.1 欧盟… …………………………………………………………………………………………… 61 4.5.2 丹麦… …………………………………………………………………………………………… 61 4.5.3 德国… …………………………………………………………………………………………… 62 4.5.4 荷兰… …………………………………………………………………………………………… 63 4.5.5 西班牙… ………………………………………………………………………………………… 63 4.5.6 英国… …………………………………………………………………………………………… 64 4.6 电力销售… ……………………………………………………………………………………… 65 4.6.1 丹麦… …………………………………………………………………………………………… 65 4.6.2 德国… …………………………………………………………………………………………… 66 4.6.3 荷兰… …………………………………………………………………………………………… 66 4.6.4 西班牙… ………………………………………………………………………………………… 66 4.6.5 英国… …………………………………………………………………………………………… 67 4.7 具体环境规章制度… …………………………………………………………………………… 67 4.7.1 欧盟… …………………………………………………………………………………………… 67 4.7.2 丹麦… …………………………………………………………………………………………… 68 4.7.3 德国… …………………………………………………………………………………………… 68 4.7.4 荷兰… …………………………………………………………………………………………… 69 4.7.5 西班牙… ………………………………………………………………………………………… 69 4.7.6 英国… …………………………………………………………………………………………… 69 5.1 丹麦… …………………………………………………………………………………………… 71 发展动力、障碍和经验教训… ………………………………………………………………………… 71 5.2 德国……………………………………………………………………………………………… 73 5.3 荷兰……………………………………………………………………………………………… 75 5.4 西班牙…………………………………………………………………………………………… 77 5.5 英国……………………………………………………………………………………………… 78 5.6 其他国家………………………………………………………………………………………… 80 5.6.1 比利时…………………………………………………………………………………………… 81 5.6.2 爱尔兰…………………………………………………………………………………………… 81 5.6.3 法国……………………………………………………………………………………………… 82 5.6.4 瑞典……………………………………………………………………………………………… 83 5.7 比较总结………………………………………………………………………………………… 85 6.1 避免重蹈覆辙…………………………………………………………………………………… 87 结论… …………………………………………………………………………………………………… 87 6.2 成功的条件……………………………………………………………………………………… 88 一般参考文献… ………………………………………………………………………………………… 93 参考文献… ……………………………………………………………………………………………… 93 国际协定… ……………………………………………………………………………………………… 94 欧盟… …………………………………………………………………………………………………… 94 各国文献… ……………………………………………………………………………………………… 95 丹麦… …………………………………………………………………………………………………… 95 德国… …………………………………………………………………………………………………… 97 荷兰… …………………………………………………………………………………………………… 99 西班牙… ………………………………………………………………………………………………… 101 英国 … …………………………………………………………………………………………………… 102 其他国家… ……………………………………………………………………………………………… 103 英国的项目审批经验… ………………………………………………………………………………… 105 德国的项目审批经验… ………………………………………………………………………………… 107 荷兰的项目审批经验… ………………………………………………………………………………… 110 目录 图目录 图1 世界海上风电装机能力（2008年6月）… ……………………………………………………… 3 图2 欧洲海上风电项目位置图（2008年6月）… …………………………………………………… 4 图3 1990年以来海上风电累计装机容量… …………………………………………………………… 4 图4 海上风电项目投资成本对比… …………………………………………………………………… 5 图5 欧洲的陆上和海上风电装机容量（截止2007年底） [7]… …………………………………… 8 图6 德国风电装机容量-历史数据和GH预测情况…………………………………………………… 16 图7 荷兰海上风电项目进展概况… …………………………………………………………………… 19 图8 荷兰海上风电申报程序示意图… ………………………………………………………………… 19 图9 各项目位置水深及离岸距离… …………………………………………………………………… 25 图10 欧洲各国温室气体减排目标[23]… ……………………………………………………………… 27 图11 欧洲各国可再生能源发展目标[29] (草案)… …………………………………………………… 29 图12 丹麦可再生能源占总能耗的百分比，蓝线… …………………………………………………… 32 图13 德国温室气体排放趋势 [63]… …………………………………………………………………… 34 图14 对CO2减排的贡献率[63]…………………………………………………………………………… 34 图15 固定上网电价趋势… ……………………………………………………………………………… 36 图16 欧洲2007年前的温室气体排放趋势及预测[108]………………………………………………… 39 图17 平均ROC价值以及RO履行情况（2002年3月～2006年7月）…………………………………… 41 图18 2002～2007平均ROC竞拍销售价格……………………………………………………………… 42 图19 英国的现场交易电价… …………………………………………………………………………… 43 图20 UNCLOS 1982划定的区域………………………………………………………………………… 45 图21 丹麦的“一站式”审批模式… …………………………………………………………………… 47 图22 西班牙海上风电项目审批流程… ………………………………………………………………… 51 图23 英国审批机构示意图… …………………………………………………………………………… 60 图24 瑞典可再生能源证书的平均价值… ……………………………………………………………… 85 图A-1 英国项目审批时间……………………………………………………………………………… 105 目录 表目录 表1 运行中的和已批准的丹麦海上风电场… ………………………………………………………… 9 表2 DEA未来海上风电建设方案建议………………………………………………………………… 11 表3 德国已建成的海上风电项目… …………………………………………………………………… 12 表4 德国的气象观测塔… ……………………………………………………………………………… 12 表5 北海海上风电场项目-Borkum 1组… …………………………………………………………… 14 表6 北海海上风电场项目-Borkum 2组… …………………………………………………………… 14 表7 北海海上风电场项目-Helgoland 1组… ………………………………………………………… 15 表8 北海海上风电场项目-SYLT/Helgoland 2组… ………………………………………………… 15 表9 波罗的海风电场… ………………………………………………………………………………… 15 表10 荷兰专属经济区（EEZ）内海上风电可利用区域… …………………………………………… 17 表11 运行中的荷兰海上风电场… ……………………………………………………………………… 18 表13 被拒绝或撤回的风电场申请… …………………………………………………………………… 20 表12 已接受的风电场项目申请（评审中）… ………………………………………………………… 20 表14 目前正在接受审查的风电场申请… ……………………………………………………………… 20 表15 英国在建和已批准的海上风电项目一览表… …………………………………………………… 22 表16 市场发展的比较总结… …………………………………………………………………………… 26 表17 欧洲各国温室气体减排目标（原始缔约国；Eu15）…………………………………………… 28 表18 欧盟各国温室气体减排目标（增加缔约国；EU10）… ………………………………………… 28 表19 欧洲各国可再生能源发展目标[29] (草案)… …………………………………………………… 29 表20 德国电价法概况… ………………………………………………………………………………… 35 表21 海上风电固定上网电价… ………………………………………………………………………… 36 表22 英国提出的ROC分类情况………………………………………………………………………… 43 表23 比较总结：目标和激励政策… …………………………………………………………………… 44 表24 英国海上风电项目的两套审批制度… …………………………………………………………… 55 表25 丹麦项目审批中需考察的指标… ………………………………………………………………… 57 表26 丹麦海上风能相关职能部门… …………………………………………………………………… 57 表27 负责海上风电的德国联邦政府和地方政府机构… ……………………………………………… 58 表28 相关委员会，联邦和地方发展机构… …………………………………………………………… 58 表29 负责海上风电的西班牙政府机构… ……………………………………………………………… 59 表30 英国海上风电项目审批所需时间… ……………………………………………………………… 60 表31 海上风电场并网选定的变电站… ………………………………………………………………… 62 表32 比利时海上风电的相关法规… …………………………………………………………………… 81 表33 运行中的瑞典海上风电场… ……………………………………………………………………… 84 表34 规划中的瑞典海上风电场… ……………………………………………………………………… 84 表35 对陆上和海上风电的补贴标准… ………………………………………………………………… 85 表36 比较总结-动力、障碍和经验教训……………………………………………………………… 86 表A-1 英国的项目审批时间表… …………………………………………………………………… 106 表B-1 Borkum 西部海上风电场审批过程… ………………………………………………………… 107 表B-2 Borkum西部海上风电场电缆审批项目清单审批…………………………………………… 108 表B-3 Borkum Riffgat项目审批过程… ……………………………………………………………… 108 表B-4 Kriegers Flak项目审批过程…………………………………………………………………… 109 表C-1 EGMOND海上风电场审批内容 [92]…………………………………………………………… 110 表C-2 Q7 海上风电场审批内容[91]… ………………………………………………………………… 111 表C-3 Egmond海上风电场工程进展情况… ………………………………………………………… 111 1 引言 作为海上风电开发以及大规模陆地风电 规制度安排的角度，研究了正反两方面的经 开发的一项大型研究项目的一部分，世界银 验教训，通过这些经验教训，得出了关于最 行(WB)委托Grrad Hassan and Partners Limited 有效制度的特点的一般性结论。同时，我们 (GH) 公司对海上风电发展的法规制度进行一 始终认为，由于国情的差异，任何单一的模 项调查评述，让世界银行了解最新的产业经 式都不可能成为适用于所有的国家的“最佳 验。世界银行将利用这些信息，帮助中国国 模式”。 家发展和改革委员会等相关部门，采取适当 本报告中的“2 市场发展”、“3 目标 的措施，促进海上风电在中国的发展。 和优惠政策”、“4 法规制度” 等各节给出 本报告对丹麦、德国、荷兰、西班牙和英国 了各个国家的背景信息，因此可以看成是说 五个国家的以下问题进行了调研及评论： 明性的。“5 发展动力、障碍和经验教训” 市场发展； ① 讨论了每个国家的经验和教训，以及每个国 目标和激励； ② 家为提高海上风电开发能力所采取的优惠政 管理制度； ③ 策（发展动力）。“6 结论”将这些经验总 发展动力、障碍和经验。 ④ 结在一起，提炼和整理了普遍采用的模式， 虽然西班牙目前尚未开发海上风电场， 借鉴这些模式为海上风电的管理提出了建议 但对未来的发展已有了很多的思路，并且鉴 方案。 于西班牙在陆地风电开发以及风电产业整体 本报告列出了词汇表，解释了报告使用 发展方面所取得的卓越成就，我们认为西班 的关键术语和缩写词。两个附件分别总结了 牙的模式对本研究具有宝贵的价值。 各国海上风电开发的有益经验。 本研究主要描述了上述五国政策法规的 现状、历史沿革以及未来的规划走向，从法  2 市场发展 目前各国海上风电项目的发展，就市场 目前世界上已建成的海上风电装机容量 结构和发展成果而言，存在着很大的差异， 为1240MW，在撰写本报告之时，仍有704MW 这在很大程度上是由于产业不成熟，但更重 正在建设中。图1给出了各国所占海上风电总 要的原因在于，国家政策目标和现有法律法 装机容量的比例。 规对海上风电所起到的推动作用差别很大。 如图1所示，海上风电产业目前正处于高 本节概述了各国海上风电发展的历史、现状 速发展期，主要的建设项目是在英国。除了 及前景，详细介绍了所考察的五个国家的具 日本的一个小型示范项目，目前所有建成的 体情况。 或在建的海上风电项目都在欧洲，见图2。 图1 世界海上风电装机能力（2008年6月）   欧洲五国海上风电政策评述 按照发展的阶段，目前建设的海上风电 图2 欧洲海上风电项目位置图（2008年6月） 项目可分为两类：研发项目和示范项目。现 在，第一个准商业化的项目正在准备签订合 同，将在今后几年内建成投产。 从研发项目到示范项目 第一台海上风力发电机组于1990年安 装在瑞典的Nogersund。在之后的20年间，丹 运行 麦、瑞典、荷兰和英国相继建设了一批研发 在建 性的海上风电项目，主要由政府提供经费、 科研机构参与。2002年，160MW规模的 Horns 业性投资项目；另一类是利用的政府资金和财政 Rev海上风电项目的建成，标志着这一阶段的 支持的项目。图3清楚地表明1999年到2001年期 终结。该项目大大提升了建设的规模，之前 间这两个阶段的过渡。 最大的海上风电项目规模也仅为40MW。 一场空欢喜 随 着 丹 麦 海 上 风 电 项目的 进 一 步 开发 在本世纪最初几年由Horns Rev和Nysted示 (Nysted，166MW)，英国也开发建设了一批项目， 范项目所构成的“丹麦浪潮”之后，海上风 这标志着海上风电从此进入了示范阶段。这些示 电的增长速度从2004年到2006年明显地慢了 范项目又可以进一步分为两类，一类是主要由商 下来，每年只有一个项目建成，所有的这些 图3 1990年以来海上风电累计装机容量 示范阶段 研发阶段 市场发展  项目都建在英国(Scorby Sands, Kentish Flates, 业专家对海上风电增长速度的预测一直都很 Barrow) 。2006年以后，又慢慢恢复了发展势 乐观，主要是由于对学习曲线效应以及对相 头，这要归功于荷兰和瑞典重新启动了海上 应的成本下降幅度估计过高。 风电项目的开发，同英国一道壮大了海上风 ②从最初开展示范项目以来，成本实际 电的队伍。 上下降很少，这意味着许多经济效益不好的 值得注意的是，尽管目前势头强劲，但 风电场在现在的条件下变得不可行。 是当时的情形并非如人们所预期的，海上风 ③风机制造商不愿签订EPC 1 型的海上风 电在2004年到2006年的装机应该要比现在大 电场合同，迫使开发商自行处理多项工程项 得多。2005年，一位权威的产业分析专家曾 目，而这就需要承担更多、更大的技术和商 预测，到2007年底，海上风电的总装机容量 业风险，而且海上风电项目承建商尚未介入 将要达到3.6GW，然而实际装机却只有这个 来填补这一领域。这一点与早期项目的各种 数字的三分之一左右。 经验教训有关，将在下面进一步讨论。由于 究其原因，人们认为主要有三个方面的 合同需要重新谈判，给很多先起步的海上风 原因： 电项目造成了较长时间的延误。 ① 通过反思首先发现，2000年以来，行 图 4 海上风电项目投资成本对比 1 Engineering Procurement Construction (工程采购施工): 用来指提供“交钥匙”工程项目的单一责任。  欧洲五国海上风电政策评述 成本不断攀升 B o P 2供 应 链 。 目 前 ， 海 上 风 力 发 电 ④ 根据公布的数据，图4表明海上风电项目 项目所需的某些电场配套产品和设备供应紧 投资成本的上升趋势是人们始料未及的。 张，尤其是装配船、海底电缆、海上变压器 GH公司认为，造成成本上升的主要原因 等。供应短缺已经造成竞争不足，配套产品 有四个。 价格过高。 最初对海上风电的未来发展过于乐 ① 所有这些因素，可通过市场的力量矫 观，造成了风机制造商与承建商之间对初期 正，供应链的不平衡现状有望在未来的几年 示范阶段项目的激烈竞争。为了抢占一个有 内得到改善。此外，可能需要实现风机设计 利的市场地位，提出了过分乐观的低价EPC合 专门化，设计和制造海上专用的风电机组， 同。造成这种状况的原因，是由于故意采取 并建立起某种特殊的供应链。这样，就可以 “先亏损，后赚钱”的策略，或由于疏忽造 建立起一个特定的海上风电市场，不受陆上 成的对成本估算过于乐观。我们认为，这些大 风电设备制造产业激烈竞争的影响。以上两 的承建商不可能从这些早期的合同中获得利 种缓解因素要获得足够的影响力，还都需要 润。这又导致了另外一种结果，即承建商重新 政府的额外支持。显然，在中国拥有强大的 调整投标价格，以保证获得少量的利润。 风电设备生产能力之后，供应不足的情况将 风电机组市场。2005年以来，陆上风 ② 得到改善。 电和海上风电的风电机组价格都出现了大幅 未来：要么学会游泳，要么淹死 度上扬，原因是由于风电设备供不应求，导 在上述产业发展的（研发为主和示范为 致竞争不足。尤其是关键零部件供应短缺， 主）两个阶段之后，人们希望尽快出现第三 如传动系统、轴承、变流器、铸件、锻件和 个阶段，可以称之为商业扩展阶段。在商业 碳纤维等，限制了供应能力的增长速度，难 扩展阶段，项目主要靠税收政策扶持，而不 以满足急剧增加的海上风电需求。 是通过财政资金支持。英国的第二批项目以 海上风电机组市场。目前，海上风机 ③ 及德国的试点项目，被认为是第三阶段的首 的市场在很大程度上与陆上的风电项目使用 批项目，虽然这两批项目由于没能按预期降 同样的产品，制造商和用户也相同。由于供 低海上风电技术成本，可能都需加大税收支 应海上风电机组相应的额外风险，加上陆上 持的力度，使得实际上这一阶段的过渡有些 风电机组的需求量大，制造商目前对投标海 勉强。第二阶段和第三阶段项目的一个更加 上风电项目的积极性不高。假如要在北海和 明显的差别在于规模的不同，后者的装机容 美国得克萨斯之间就一个250MW的合同进行 量通常达到了几百兆瓦。 选择的话，他们肯定会选择得克萨斯。 未来十年，海上风电的新兴市场有可能 2 Balance of Plant (电电场配套系统)：除风电机组以外的项目要素。 市场发展  实现商业化的自我发展，政策法规方面也可 展，项目供应链的某些环节内部，能够有新 能逐渐成熟。在欧洲，可能包括法国和西班 的企业和新的设备进入市场加大竞争的激烈 牙，近期的立法和政策改革，意味着在一定 程度。然而只有当一个稳定的市场建立起 程度上具有了大规模海上风电开发的潜力。 来，不再出现目前存在的“停止-启动”的情 除欧洲之外，本报告介绍了美国、加拿大、 况，上述情形才会出现。 韩国、台湾和中国大陆开展的大量海上风电 项目开发活动，尽管有些刚开始，也有一些 2.1 欧盟 零星项目，但前景尚不明朗。然而，除非中 国加大项目开发的力度，在未来的十年里， 欧洲的能源供给在很大程度上依赖进 绝大多数建成并网的海上风电项目都将出现 口，有大约50%来自欧盟之外。随着北海原 在欧洲，而其中的大多数项目将建在英国或 油资源的迅速开采，在未来的几十年内，这 德国的海域。 一数字可能攀升到70%[28]。人们觉察到，欧洲 未来几年的另一种可能性是，专业性承 正在进入一个崭新的能源时代，将对可持续 建商愿意承担项目管理的风险，作为获得利 发展、竞争和能源供应安全设立新的目标， 润的一种手段，使得EPC型合同重新出现。假 降低能源风险将会越来越重要。 如其他任何因素都一样，由于将项目的交接 为了降低对能源进口的依赖，尽快实现 和管理的风险从项目业主转到承建商身上， 京都议定书的目标，可再生能源在全欧洲战 这有可能导致项目价格的上涨。但这可能让 略中受到越来越多的重视。按照2007年可再 业主加快他们的海上风电项目的开发速度， 生能源发展路线图，风能作为可再生能源发 因为风险不一定非得靠自己去管理了。 展的重中之重，希望对电力供应做出最大的 一般认为，通过技术创新来降低项目成 贡献。 本的潜力很大，有几个领域可能实现这一目 2007年，欧洲的新增风电装机容量了超过 的，如风电机组设计和安装方法。前一个领 850 0 MW，其中约20 0 MW来自海上风电 [ 7 ] 。到 域已经显现出了一定的效果，出现了少数新 2007年底，欧洲风电总能力达到了55GW以上，较 的海上风电专用机组的设计和制造企业。此 上一年提高了18%，其中有1GW来自海上风电。 外，一些技术示范项目，如英国的Beatrice和 显然，海上风电所占比例仍然很小。 德国的Alpha Ventus深水海上风电场，其建 图5表明，德国和西班牙仍然是欧洲风 设方案中很快采用了新的设计技术和安装方 电大国。如本报告所示，就项目以及技术方 法，有可能对这一领域做出重大贡献。 面，德国有望成为海上风电领域的领头羊， 最后，人们期望，随着产业规模的发 而西班牙也可能会向这一领域进军，但由于  欧洲五国海上风电政策评述 一些具体的国情特点和制约条件，其中一点 兰、法国、瑞典和爱尔兰等。如果能够发展 是该国仍有巨大的陆上风电发展潜力，因此 海上专用的风电机组，就能使其他国家和地 不会马上进入海上风电。 区新的风电领域主要市场以及技术方面更加 但这并不意味着其他国家不想大力发展 多样化。 新的海上风电，尤其是英国，还有丹麦、荷 图 5 欧洲的陆上和海上风电装机容量（截止2007年底） [7] 2.2 丹麦 组对环境没有明显的影响。但是，这项环境 监测研究并不包括大规模海上风电场对环境 试点项目 的潜在影响，因此，在随后建设的两个大型 1991年，丹麦Elkraft公司在Vindeby 建设了 示范项目 (Horn Rev 1和Nysted/Rødsand 1项目) 一个5MW海上试验风电场。1995年，Elsam公 中，针对风电场的环境影响开展了一系列专 司紧随其后，在Tunø Knob 建设了一座5MW海 项研究。 上风电场。 21世纪议程项目 在建设和运行过程中，针对海上风力发 1999年12月，经过全面的环境评估后， 电机组对Vindeby和Tun Knob风场环境的影响进 丹麦能源署（DEA)批准在哥本哈根港3.5 行了研究。这些研究结果表明，海上风电机 市场发展  公里外的 M i d d e l g r u n d e n 建造一座由20台风 成为1997年制定的海上风电行动计划[41]的首 电机组成的海上风电场，规划总装机容量 批两个项目。在这两个项目的建设的同时还 40MW。该项目由两家公司合作建设，一家 开展了一项综合性环境研究[40]。 是Middelgrundens Vindmøllelaug 公司(是一个社 民间投资 团合作伙伴公司），另一家公司是哥本哈根 只有一个100%私人投资（没有电力 电力公司 Københavns Energi (以后又称 Energi 公司参与）的海上风电项目，于2003年在 E2，即今天的DONG Energy)。 Rønland, Harboøre建成。这个项目在近海 可再生能源岛 区域安装了8台海上风电机组，50%的项目投 Samsø 海上风电项目于2002年秋天建成， 资来自一家联合公司。 并于2003年初并网发电。1997年，在所有丹 （腓特烈）Frederikshavn研究项目 麦岛屿参加的全国选拔中，Samsø 被选定为丹 20 03年，M B D财团、A a l b o r g 大学和 D o n g 麦的“可再生能源岛”，海上风电建设项目 Energy公司在腓特烈港地区建设了三座海上风电 成为这项开发活动的一部分。该项目由10台 场，目的是对不同的政策扶持模式开展研究。 风电机组组成，总装机容量达23MW。 取消的项目 两座160MW示范项目 1997年，某全国性委员会选定了5个海 Horn Rev 一期(见图7)和 Nysted/Rødsand 上风电示范项目，总装机容量共750MW，经 一期两个项目分别于2002年和2003年建成， 丹麦政府同意，并获得欧盟批准，计划2007 表 1 运行中的和已批准的丹麦海上风电场 2007年前丹麦已建成的海上风电场 风电场 年度 装机容量 经营公司 1 Vindeby 1991 5 MW DONG Energy 2 Tunø Knob 1995 5 MW DONG Energy 3 Middelgrunden 2001 40 MW DONG Energy & Middelgrunden Coop 4 Horns Rev 1 2002 160 MW Vattenfall & DONG Energy 5 Rønland 2003 17 MW 私营公司和联合公司 6 Nysted/Rødsand 1 2003 165 MW DONG Energy & EON Sweden 7 Samsø 2003 23 MW Samsø Kommune & Samsø Vind Coop 8 Frederikshavn 2003 8 MW DONG Energy, MBD & AU 计划和批准的2008 ～ 2010期间建设的海上风电场 9 Horns Rev 2 2009 200 MW DONG Energy 10 Hvidovre 2009 10 MW DONG Energy & Hvidovre Vind Coop 11 Nysted/Rødsand 2 2010 200 MW 2008年新的中标公司 10 欧洲五国海上风电政策评述 年底前由国家电力公司负责开发建设。这 2月宣布，启动新一轮招标，重新决定这个风 5个示范项目区域也将成为进一步开发的基 电场的开发权。有意投标的公司有两个月的 础，按照规划目标，每年（平均）新增能力 时间准备并网的有关事项，而并网已经延至 250MW，到2030年实现4000MW规模。 2011年。虽然报价更高，但E.ON再次中标。 到1999年，电力公司获得了这5个“示 与此同时，丹麦能源署一直在重新制 范”海上风电场中的4个项目的初步审批： 定它的海上风电行动计划，为风电上网、海 H orns Rev, Ls, Om St lgrunde, 和 Rødsand/ 运、环境保护以及确定海上保护区制定指导 Nysted，并启动了环境和技术研究工作。 政策。 2002年，这5个示范项目中，有3个项目 与 2 0 0 9 年 11 / 1 2 月 联 合 国 C O P 1 5 气 候 被撤销了（包括 Ls, Om Stålgrunde 和 Gedser 变化哥本哈根会议同时，Dong Energy和 Rev ），当 时 这 3 个 项 目 尚 未 开 工 。 有 说 法 Hvidoverevindmøllelaug 已经通过公开程序，申 称，是由于政府换届导致这项计划缩减， 请用3台3～5MW的示范风机替换哥本哈根以 也可能只是因为要放慢可再生能源的发展 南 Avedøre 风电场的11台风机，安装在距现有 速度。 350kW风机40～100米以外的海上风电场。 Horns Rev项目于2002年开始运行，Nysted 2010年以后的目标 风电场2003年底竣工投产。 丹麦未来海上风电选址委员会(The 2005年6月底，经过公开招标，丹麦政府 Committee for Future Offshore Wind Turbine 特批Energi E2公司（现在的Dong Energy公司） L o c a t i o n s )于2007年4月发表了一份报告： 扩建Horns Rev项目(Horns Rev 二期)。E2公司 Future Offshore Wind Turbine Locations (未来海 以12年期最低单位能源价格中标，与西门子 上风电场址)。该报告规划了一批专门的海上 公司签订合同，供应91套SWT-2.3-93 VS型 风电区域，用来建设安装海上风电机组，规 风机，计划在2009年安装。 划总装机容量达4600MW。这4600MW海上风 2006年1月，丹麦政府启动了第二轮招 电发电能力约18TWh，占丹麦能源消耗总量的 标，将现有的Nysted海上风场扩建到200MW， 8%以上，相当于丹麦电力消费的50%左右。 随后也由E2公司中标。该项目随后在丹麦能 该委员会详细考察了23个具体的风场选址位 源产业重组期间被转让给E.ON Sverige ，但在 置，每个占44平方公里，总面积为1012平方 2007年12月， E.ON 由于经济情况恶化，尤其 公里，分成7个海上风电区域。 是风电机组价格的上涨，决定放弃该项目。 2008年2月，丹麦政府与在野党之间就 由于上网电价固定在投标价格上，导致项目 2008-2012年间的能源政策达成了一项协议 的收益没有灵活性，因此丹麦政府在2008年 （2008年能源法令），根据这项计划，决定 市场发展 11 再建两个200MW或一座400MW的海上风电 样的。最后，委员会提出了 Kattegat 的 Store 场，从2013年开始试运行。电网公司已明确 Middelgrund ，以及波罗的海的Kriegers Flak 和 表示，他们倾向于在“Djursland-Anholt ”建设 Rønne Banke 两个建议场址。建议场址见表2第 单一风电场的方案[61]。 一栏。这项新的能源法案 [57] 和电网公司的声 七大海上风电区域 明都支持第二批两个海上风场建在 Djursland- 该委员会评估了社会各界关于电网输送 Anholt [61]。 条件、航海、生态保护、景观影响及资源开 由于在选择开发区域时照顾到了各方利 采等方面的利益，还研究了大型海上风电设 益，海上风电具体建设顺序的建议重点考虑 施接入国家电网的各种方案，包括考察了向 了与水深相关的装机成本增加因素、陆地电 陆地输电的工程、经济和计划方案，以及各 网接入以及预计发电量等。 建设区域铺设海底电网的重要问题。与此同 这份报告还讨论了一些风电开发区，其 时，委员会还制定了深海风电场专用风电机 中的几个在以前就划定了[41]，委员会并没有马 组的技术开发方案。委员会认为，风力发电 上认定它们适合建设大型海上风电场。 和电网建设必须按照规划协调发展，以获得 累计海上风电装机容量 最佳的经济效益。 2012/2013年以后建设更多海上风电场 考虑到所需的经费，该委员会建议，海 的规划，有可能违反丹麦政府和反对党的 上风电场的建设应按以下顺序进行： 2008年能源法案，因此在中期尚存在一定的 在Kattegat的Djursland-Anhot 和北海的Horns 不确定性。随着2011年 Horns Rev 二期项目和 Rev建设第一批海上风场，但 Horns Rev 风场 Nysted/Rødsand 二期项目的完成，丹麦海上风 的方案取决于自然环境保护的严格评估。 电的累计装机容量将达到823MW。假如另外 如果从经济效益的角度，在北海 R i n g k b i n g 两个200MW或同等规模的项目得到批准，到 海岸以外的 Jammerbugten 建设风场几乎是一 2013年，总发电运行能力将可达到1223MW。 表2 DEA未来海上风电建设方案建议 装机容量 上网费用 建设成本 投资强度 平均风速 总投资额 地区 MW DKKm/MW DKKm/MW DKKm/MW m/s DKK/kWh Djursland 2 × 200 3.3 12.7 16.0 9.7 3.98 Horns Rev 5 × 200 4.4 12.8 17.2 10.2 4.01 Jammerbugt 4 × 200 4.9 13.3 18.2 9.8 4.42 Ringkøbing 5 × 200 4.2 15.3 19.5 10.3 4.52 Store Middelgrund 200 3.3 16.1 19.4 9.7 4.80 Kriegers Flak 4 × 200 5.6 14.9 20.5 9.7 5.10 Rønne Banke 2 × 200 4.3 18.1 22.4 9.8 5.50 注：平均值不能简单相加，因为有些上网费用可能会重复计算[42] 12 欧洲五国海上风电政策评述 2.3 德国 发，因此海上风电项目必须规划在离岸稍远 的深海区。 德国的风力发电装机容量居世界首位， 虽然这项规定的确引起了一阵“圈地” 为20GW以上。是风电大国西班牙和美国的2 热潮，以实现德国的风力发电翻番的目标， 倍，占世界总装机容量的28%左右。然而， 但要在这些深水海区和离岸较远的海域建设 德国北部风力最强的陆上风电开发区已接近 风电场，还面临诸多挑战。这意味着，首先 饱和。德国政府认识到要继续扩大规模，就 要在其它较近的地点取得一定的经验，要让 要开发新的风电建设区域。现在德国已经把 投资商在开始这样的大型工程之前建立信 重点放在德国中南部风资源稍差的地区，并 心，还需要一步一步地改善财政优惠政策和 向海上发展。 条件。最近一些有经验的非德国风电开发公 继丹麦之后，德国成为第二个鼓励大规 司进入德国的海上风电市场，说明这个时机 模发展陆上风电的欧洲国家，同样，德国很 已经到来。 早就明确表示，要让海上风电成为该国的重 迄今为止，在海岸附近的地方，已经建设了 要发电技术。德国海岸线附近的水域，尤其 一批单个风电机组项目，见表3，并安装了几座测 是北海地区，被认为是一片宝贵的野生动植 风塔，目前有两座由国家研究项目设立，另外两 物栖息地，很大一部分已经被划为自然保护 座由项目开发商安装。在靠近德国边境的丹麦海 区。因此，大部分海域不能用于海上风电开 域也有几座测风塔，见表4。 表 3 德国已建成的海上风电项目 风电场 开发商 风机 说明 Dollart / Emden [74] Enova 1 × 4.5MW Enercon 离岸10m水深3m Breitling / Rostock [58] Wind-Projekt 1 × 2.5MW Nordex 在封闭咸水湖内，离岸0.5km，水深2m 表 4 德国的气象观测塔 风场 业主 时间 位置 风塔说明 塔架式；海面以上高度 FINO 1 GL Wind 2003年9月 离岸45km，水深 30m 101m 北 Essent Wind/ 海 Amrumbank West 2005年4月 离岸45km，水深 23m 单桩式； 海面以上高度90m Amrumbank West 地 FINO 3 FH Kiel 计划 (2007年) 离岸45km 单桩式 区 3个风塔: 西北2km / 2km Horns Rev, DK DONG能源公司 1999年 单桩式；高度62m/70m/70m 东 / 6km 东 Sky 2000 Sky 2000 2003年 离岸13km水深 21m 单桩式, 海面以上22m Schifffahrts- institut FINO 2 2007年5月 离岸31km水深 20m 单桩式; 海面以上105m 波罗 Warnemünde 的海 Arkona-Becken AWE 2007年3月 离岸35km水深 24m 单桩式; 海面以上95m 地区 Nysted (Rødsand), DK DONG能源公司 1997年 靠近风场 单桩式; 海面以上45m 位于Gedser reef; Nysted Gedser, DK - 1997年 单桩式; 海面以上48m 东南 市场发展 13 此外，2008年签订了合同的第一个深水 德国的海上风电既需要取得风电场本 “试验”风电场，位于 Borkum West 的 Alpha 身的工程许可，同时还要通过输电电缆的建 Ventus ，2009年启动海上风电场的施工建设。 设审批。迄今为止，共有17个大型风电场， 该项目为一个样机开发项目，与以后要开发 每个安装80台风点机组，以及另外两个小型 的大型项目不同，它只安装12台风机组，总 项目，已经完成了风电场建设审批。风场规 装机容量60MW。这一项目由一家私企开发商 模目前只限于试点阶段，最多安装80台风电 PROKON Nord负责建设，已经取得了风电场建 机组，主要是为了获得海上风电场的开发经 设连同输电电缆工程的许可。但是，在联邦 验，分析对环境以及其它商业活动，尤其是 政府的鼓励下，一期工程已由三家德国电网 对海上运输的影响。输电电缆的布线至关重 运营公司EON ， Energieversorgung Weser Ems 要，因为它要跨过海岸自然保护区，在那 (EWE) 和 Vattenfall 组成的联合公司所承接，称 里，工程施工将受到严格限制。 为Stiftung der deutschen Wirtschaft für die Nutzung 表5～表8列出了北海区域正在开发的项目， und Erforschung der Windenergie auf 见 (Offshore- 表9是波罗的海项目。德国海上风电审批的最新 Stiftung) (德国海上风能开发研究所)。 Alpha 进展情况请参见BSH[77]和dena[85]网站。 Ventus 项目的主要目的是，示范海上风电场 除此之外，已有在德国北海西北部深海 的生存能力，并在一个暴露的环境下试验下 区建设H2-20(2000MW，200公里，40米水深) 一代5MW风电机组。一开始考查了一批风电 项目的申请。 机组制造企业，最终有 Enercon, Multibrid 和 即便对海上风电场的建设时间和未来装 REPower 三家德国最大的风电机组供应商入 机容量做出了预测，也往往不一定可靠，德 选，每家公司提供4台风电机组。但Enercon随 国的情况也不例外。一方面，从施工审批、 后撤出了该项目，由Multibrid和REPower每家提 固定上网电价和电网接入条件来看，对最近 供6台机组。 几年内开工建设海上风电场是一个利好；而 虽然近期目标不可能按计划完成，实际 另一方面，也可能由于缺乏合适的风电机 上原来到2006年实现500MW的目标已经落空 组、必须等待建成输电线路以及安排好这些 [82] ，但最终的海上风电建设目标仍然相当宏 前所未有的大规模项目建设资金，而造成项 伟。尽管如此，初期的进展缓慢并没有动摇 目的长期滞后。 德国的政治决心，即一定要建成海上风电场，并 图6是GH公司对德国未来海上风电发展的 为实现这一目标制定力度更大的扶持机制。虽然 一个大胆预测。我们认为，从2008年以后能 在未来的十几年里，还要扩大陆上风电的规模， 逐渐提供更多的5MW风电机组，但供应量的 但仅依靠陆上风电是远远不够的。 增加将比1990年底的陆上风电的情况要慢一 14 欧洲五国海上风电政策评述 表 5 北海海上风电场项目-Borkum 1组 审批时间 容量 概况 (离岸距 海上风电场 开发商 /投资商 WTGs 风电场 电缆线路 离; 水深) Alpha Ventus (Borkum West) Stiftung OWE / DOTI 12 2001年11月 2004年12月 43km; 28～30m Borkum Riffgat Enova / EWE 44 14,5km; 16～20m Borkum Riffgrund Plambeck NE / Vattenfall 77 2004年2月 34km; 23～29m Borkum Riffgrund West Energiekontor 80 2004年2月 40km; 30～35m Borkum West II Prokon Nord / Trianel 80 2008年6月 45km; 25～35m North Sea Windpower ENOVA Offshore / Delta (E.ON) 48 2005年2月 40km; 25～33m Delta Nordsee (Enova 2) ENOVA Offshore / Delta (E.ON) 80? 2005年2月 40km Godewind Plambeck Neue Energien / Econcern 80 2006年8月 45km; 26～35m Godewind II Plambeck Neue Energien 80 45km; 28～34m MEG1 Prokon Nord 80 OWP West LCO / Econcern 80 40km; 29～33m Nordergründe EnergieKontor 25 2003年12月 2004年9月 13km; 2～18m 表 6 北海海上风电场项目-Borkum 2组 装机容 审批时间 海上风电场 开发商/投资商 概况（离岸距离，水深） 量WTGs 风电场 输电线 Aiolos Eos 80 48 nm; 39m Albatros LCO / Econcern 80 75km Aquamarin BARD 80 83km; 38m Austerngrund GWS / BARD 80 87km; 40m BARD Offshore 1 BARD / - 80 2007年4月 87km; 39-41m Bernstein BARD 80 108km; 41m Citrin BARD 80 111km; 41m Deutsche Bucht Eolic / BARD 80 87km; 40m Diamant BARD 80 11km; 41m GAIA (I-V) Northern Energy 80 × 5 90-110km; 30-41m Global Tech I Nordsee Windpower 80 2006年5月 75km; 39-41m He dreiht EnBW 80 2007年12月 75km; 39m He dreiht II EOS 28 46nm; 39m Hochsee Windpark Nordsee EnBW 80 2006年7月 75km; 25.7-39m Notos EOS 33 46nm; 39m Sea Storm Northern Energy, Westerholt 80 110km; 41m Sea Wind I & II Northern Energy, Westerholt 80 × 2 90km; 39m Skua OPG Projekt 80 85km; 38m Veja Mate BARD (Cuxhaven SC) 80 85km Ventotec Nord 1 Arcadis (GHF) 80 132km; 41m Ventotec Nord 2 Arcadis (GHF) 80 104km; 41m 市场发展 15 表7 北海海上风电场项目-Helgoland 1组 装机容量 审批时间 海上风电场 开发商/投资商 概况（离岸距离，水深） WTGs 风电场 输电线 Amrumbank West Amrumbank West 80 2004年7月 2007年2月 35km; 21～25m Kaskasi Essent 40 35km Meerwind Ost & Windland / 80 2007年5月 15/80km; 22～32m Meerwind Süd Blackstone Nordsee Ost WINKRA / Essent 80 2004年6月 2007年2月 30km 19～24m Hochsee Testfeld GEO ca. 35km; 24m Helgoland 注：在编写本报告时尚无关于是否批准，何时批准的信息 来源：GH根据dana和BSH网站的信息提供 表 8 北海海上风电场项目-SYLT/Helgoland 2组 装机容量 审批时间 概况（离岸距 海上风电场 开发商/投资商 WTGs 离，水深） 风电场 输电线 OSB Offshore Bürger- Windpark Butendiek 80 2002年12月 35km; 16～22m Butendiek / Airtricity Dan Tysk GEO; Vattenfall 80 2005年8月 45km; 23～31m Nördlicher Grund Nördlicher Grund 80 2005年12月 2006年6月 86km; 23～40m Sandbank 24 Projekt 80 2004年8月 2007年2月 90km; 30～40m Sandbank 40 90km; 25～34m 24 extension 49km; 25m; Natura Uthland GEO 400MW 2000 within Natura 83km; Natura Weiße Bank Energiekontor 280MW 2000 zone 2000 注：在编写本报告时尚无关于是否批准，何时批准的信息 来源：GH根据dana和BSH网站的信息提供 表 9 波罗的海风电场 开发商/ 投 WTG 审批时间 风电场 地图 概况说明 资商 数 风电场 线路 Arcadis Ost 1 Arcadis / GHF 70 Nr 8 12海里区; 17km; 41～46m Arcadis Ost 2 Arcadis / GHF near Nr 5 Arkona Becken Südost E.ON 80 2006年3月15日 Nr 4 34km; 23～36m Baltic I EnBW 21 2006年4月5日 2006年8月23日 Nr 2 12海里区; 15km; 15～19m Beltsee Plambeck 125MW Nr 6 9km; 25～36m GEOFReE GEO 5 near Nr 7 12海里区; 20km; 20m Klützer Winkel Arcadis / GHF 1 - 12海里区; Kriegers Flak EnBW 80 2005年4月6日 Nr 3 31km; 20～35m Sky 2000 / Beta-Baltic E.ON 175MW Nr 7 12海里区; 13km; 21m Ventotec Ost 2 Arcadis / GHF 80 2007年5月16日 Nr 5 33km; 36 ～ 41m 16 欧洲五国海上风电政策评述 图6: 德国风电装机容量-历史数据和GH预测情况 累计装机 年装机（MW） (资料来源: GH 以及[2]、 [66]、 [80]、 [81]) 些。陆上风电与海上风电机组规模的差别， 网电价制度曾经几度启启停停，2006/2007年 意味着购买海上风电机组的竞争主要来自其 又做了一次修改。早在1994年，荷兰就已经 他国家的海上风电市场，因此那些建设条件 建设了首座海上风电场，第二个海上风电项 较好，或者激励政策力度更大的国家，如英 目于1996年建成。1990年代后期，荷兰准备 国，可能对项目的进度产生影响。德国的EEG 在Egmond建造第一个大型海上风电场，但由 目前正在评审，海上风电的电价有可能再次 于各种政策原因和准备过程的拖延，项目只 提高。从长远来看，一个强大的德国市场， 完成了基础施工。似乎，荷兰的政策环境仍 将会增强风机制造商提供扩大产能的信心， 然还在反复变化，这无疑会继续影响潜在投 为德国和其他国家市场生产更多的产品。 资商和开发商的信心。 延续上百年的风能技术开发传统，荷兰 是世界上第三个在海上建设风电场的国家， 2.4 荷兰 风电场位于淡水内陆海 Ijsselmeer 的 Lely 。但 荷兰错过了海上风电发展的机会，在过 是，就像该国现代陆上风电所经历的一样， 去的十年里，发展一直缓慢。原因是多方面 海上风电的发展一直很慢，断断续续，经历 的，有政府换届的因素，也有迟迟不能制定 了许许多多的延误。这不是因为荷兰缺乏能 出项目审批程序的原因，而且荷兰的固定上 力，因为荷兰有着非常先进的研究机构，还有 市场发展 17 许多成功的项目开发企业和海上风电合同商， 能资源非常理想 [108] 。从ECN2004年后制作的 主要是由于缺乏政策支持的连续性造成的。 风资源图上看，海平面以上50米平均风速计 Lely风电场是世界上首个采用单桩基础 算结果为：海岸附近地区平均9m/s，靠近 结构的海上风电场，位于海岸不到一公里的 Doggersbank地区平均为10m/s[94]。 海域，靠近 M e d e m b l i c k 。风电场安装了4台 然而，充满希望的荷兰海上风电建设 500kW NedWind 风电机组，1994年投入运行。 却步入了一个动荡时期。2002年3月大选以 两年以后，建设了第二座“海上”风电场， 后，新一届政府宣布对可再生能源的政策和 也在 Ijsselmeer 省，但这次更靠近海岸，位于 补贴措施做出大幅调整，出台了一项新的 Lelystad 的Irene Vorrink 。由于大片荷兰土地的 可再生能源扶持计划： MEP, Milieuvriendelijke 安全要依靠挡住海水的堤坝，堤坝上以及周 Electriciteits Productie, 即环保型电力生产规 围的施工建设受到严格的限制，风电机组必 划。政府将提供财政补贴，以实现到2010年 须建在离岸几十米以外的海上。如果修建通 9%的可再生能源发电目标，但补贴的条件和 往风电机组的栈道，虽然方便了运行维护， 要求几度更改，这显然与政府对实现这一目 但基础施工需要利用浮船和吊车。 标的信心不无关系。 1998年Grontmij 公司签约，对北海荷兰海 因此毫不奇怪，这一期间的海上风电 域海上风电发展前景进行评估。评估使用的 发展速度慢了下来，目前只有四个项目在运 GIS模型中考虑了北海地区的其他经济活动， 行，总装机容量仅有249MW，见表11。 例如航运、捕捞、石油和天然气等。表10给 这四个建成的项目没有一个符合现在的 出了计算得出的可用于风电场开发的所有区 海上风电政策制度，前两个位于内陆淡水湖 域。由此可得出结论，2020年的6000MW全国 上，Egmaond-NSW项目是一个特殊的示范项 海上风电装机目标均可建设在水深不超过20m 目，Q7项目是在宣布新法规之前竣工的，获 的海域。 得了规定的专项免税。 表10 荷兰专属经济区（EEZ）内海上 Egmond项目 [92] 也称作海上风电场 Egmond 风电可利用区域 a a n Z e e ( O W E Z ) ，正式名称为 N e a r - S h o r e 水深 < 20 m 水深 < 40m Windfarm (NSW) （近海风电场），是荷兰的海 离岸距离 > 8 km 1700 km2 22000 km2 上风电示范项目，位于Egmond以外的荷兰领 专属经济区EEZ 海内。该项目由荷兰政府提出，于2004年3月 680 km2 20000 km2 (离岸距离 > 20 km) 正式获批[96]。与此同时，项目以招标方式选择 根据现有北海石油和天然气钻探平台 了Shell和Nuon组建的联合公司中标，由Ballast 已建立的长期风速观测资料可知，荷兰的风 Nedam执行承包工程， NEG-Micon 提供他们在 18 欧洲五国海上风电政策评述 表 11 运行中的荷兰海上风电场 项目 风机 装机容量 地点位置 年度 Lely, IJsselmeer 4 x NedWind 40/500 2MW 离岸距离800 m水深 4~5m 1994 Dronten, IJsselmeer 28 x Nordtank 43/600 18.8MW 离岸距离30 m水深1~2m 1996 NSW Egmond, North Sea, 36 x Vestas V 90 (3MW) 108 MW 离岸距离10km 水深18m 2006 Q7-WP, North Sea, 60 x Vestas V 80 (2MW) 120 MW 离岸距离23km水深19~24m 2008 荷兰设计的DOWEC 2.75MW风电机组。后来 权贷款建设的海上风电场。 Vestas并购了NEG-Micon公司，结果将风机 荷兰政府依据公共工程及水域管理法案 替换成了功率更大但体积略小一些的3MW （ The Wet beheer rijkswaterstaatswerken (wbr), Vestas V90风机。该项目同时开展了一项 Public Works and Water Management Act ） [103] 由政府资助的技术和环境研究项目，研究 进行海上工程设施的审批，如海上风电场。 报告在网上公开发表，见参考文献 [97] / [103] 。 2000年12月，将这一法案的适用范围扩大到 荷兰的第二大海上风电场Q7项目（用北 专属经济区，2004年12月9日开始实施一项 海地区命名）也是在非同寻常的情况下开发 新的海上风电场审批制度。这项制度伴随着 的，但没有享受到政府的优惠政策。在1999 一项北海地区综合管理规划，负责认定合适 年12月最初的申报时，现行的海上风电审 批 的地点，但不包含整个SEA [93] 。荷兰交通运 规定还没有出台，因此对这项计划采取了 输、公共工程和水资源管理部的航道及公共 特殊审批。审批的申请，包括环境评估报 工程理事会运用一个荷兰专属经济区的GIS 告（EIA）是2001年8月提交的，2002年3 模型系统进行规划决策，详细资料可参见 月分别批准了风电场和输电电缆施工的许 SenterNovem网站[98]。 可 [95] 。工程拖延了好几年，因为不知道是否 在6个月内，政府共收到了57个项目的立 能实行固定上网电价。就在此时，项目又被 项申请（意向书），要求批准在总面积（但 原来的开发商E-Connection (原来支持这项开 有重叠）2230km2范围内建设海上风电项目， 发的Vestas,Mammoet van Oord, Smulders和 规划总发电能力达17.5～21.5GW 3 。当时， Fabricom)于2004年10月卖给了E-Concern (后 组建了临时联合公司，维持了约六个月，在 来ENECO也加入进来)。工程建设于2006年底 接下来的六个月里，另外有6个项目提交了申 启动，由Vestas提供2MW V80型风电机组，由 请，增加发电能力1～1.5GW，见图7。总体 于项目审批时的规定 [101] ，必须采用体积相对 可实现的装机容量实际上只有一半左右，因 较小的机型。这是世界上第一个利用无追索 为这些海上风电场址有相当大的重叠。第一 3 这一发电容量范围根据申请书中提出的最小和最大发电容量计算。 市场发展 19 批项目的处理文件（处理意见）于大约一年 或拒绝。申报手续示意见图8。 后给出了答复，对以后上报的申请处理程序 Ijsselmeer 淡水区也具备海上风电场建设 加快到了6个月。由项目开发商准备的全套申 条件。1999年，Noord-Oostpolder行政区决定， 请书，包括环境影响评估，一直比较慢，到 所有的风电场都应建在Ijsselmeer，不得在陆地 目前为止，已经上报了2.5～3.5GW。其中， 上开发[99]。这片内陆海既不属于现在风电立法 有0.9GW的申请已经被接受，目前正在评 所指的陆地上，也不在海上。在2006年前对 审，见表12。有1.3GW项目很快被拒绝了， 是否由荷兰经济部牵头审批达成一致意见之 见表13。另外有1GW项目尚未决定是否接受 前，曾对此进行了旷日持久的讨论。 图 7 荷兰海上风电项目进展概况 图 8 荷兰海上风电申报程序示意图 开发商上 开发商上报正式 接受申请，全 获得批准 报预申请 全套申请材料 面评估开始 申请评估 被拒绝的项目 被拒绝的项目 20 欧洲五国海上风电政策评述 表12 已接受的风电场项目申请（评审中） 装机容量 风场面 申请项目 项目号 风电场 开发商 MW 开始调研 调研指南 积km2 Min Max 上报时间 接受时间 11 Scheveningen Buiten Evelop 39.4 369 369 2005年3月 2006年3月 2006年4月 2007年5月 24 West Rijn Airtricity 45 250 353 2005年3月 2006年3月 2006年5月 2006年11月 27 Breeveertien II Airtricity 42 300 403 2005年4月 2006年4月 2006年11月 2007年11月 表 13 被拒绝或撤回的风电场申请 面 装机容量 开始调研 调研指南 项目申报 项目 风电场 开发商 积 Min Max 号 上报时间 接受时间 拒绝时间 km2 MW MW WEOM ③ 1 IJmuiden 17 140 246 2005年2月 2006年3月 2006年6月 2006年11月 2008年2月 (Nuon/Shell) WEOM 4 Katwijk 50 400 705 2005年2月 2006年3月 2006年5月 2006年11月 2008年2月 (Nuon/Shell) WEOM ① 5 Den Haag I 25 215 381 2005年2月 2006年3月 2006年6月 2006年7月 (Nuon/Shell) WEOM ③ 6 Den Haag II 43 270 480 2005年2月 2006年3月 2006年5月 2007年1月 2008年2月 (Nuon/Shell) ② 25 Q4-WP E-Connection 21 100 100 - - 2005年2月 2006年11月 ② 26 P12-WP E-Connection 21 100 100 - - 2005年2月 2006年11月 注： ① 需要重新规划航道。 ② 开发商材料不全，不能开展评估。 ③ 撤销了申请。 表 14 目前正在接受审查的风电场申请 装机容量 项目 面积 风电场 开发商 MW 开始调研 调研指南 申报时间 号 km2 Min Max 10 Katwijk Buiten Evelop 40.6 329 329 2005年5月 2006年5月 2006年5月 16 Helmveld Evelop 50 432 432 2005年5月 2006年5月 2007年9月 28 Rijnveld Noord E-Connection 10 60 60 2005年4月 2006年4月 2007年9月 29 Rijnveld Oost E- Connection 17 102 102 2005年4月 2006年4月 2007年9月 55 Okeanos Arcadis 13 40 120 2005年5月 2006年5月 2007年9月 57 Thetys Arcadis 16 50 159 2005年5月 2006年5月 2006年8月 市场发展 21 2.5 西班牙 环境待查区：以后的设计阶段必须要对 环境影响或冲突进行再分析的区域。 虽然西班牙有一些大的风电开发企业， 按照政府的测算，42%的西班牙沿海区 如Gamesa和Acciona（前身是EHN）愿意参与 域适于海上风电建设。另一方面，根据以上 海上风电的开发，但是到目前为止，西班牙 研究，一些最具技术优势的地区，如Gibralta 还没有建成任何研发、示范或商业性的海 海峡和Ebro河三角洲地区，已经被政府划为禁 上风电场。1997年，EHN公司开发了一个叫 止开发区。 做“ Mar de Trafalga” 的大项目，设计容量为 西班牙海岸外适于建造海上风电场的 1000MW（由270台风机组成），但迫于渔 地点极少，只有Gilbraltar海峡西面的Cabo de 民、政治、社会和环保团体的压力而放弃 Trafalgar有一个大的场址，可支持装机容量达 了。早期失败以后，由于类似的原因，有一 1000MW。其他的场址都很小，且靠近海岸。 些小项目也被迫放弃了。 假如飘浮型风电场技术可行并且经济上 2007年7月之后，西班牙对海上风电建设 合理，在Iberrian半岛建设200m深水海上风电 没有制定专门的立法。1028/2007号皇家法令[116] 场具有极佳的前景。 是西班牙建立适用于海上风电法规制度的第一 2007年，西班牙建设了3.5GW海岸带风 步。此外，2007年12月，政府发布了“Estudio 电场，占总装机容量的23%。风电装机容量 estratégico ambiental del litoral español para la 在2007年的快速增长，部分原因是由于Real instalación de parques eólicos marinos” [110]，按 Decreto 661/2007[104] 法规中对电价作了调整， 照适合海上风电场的条件，并考虑到环境影 适用于所有2008年以后批准的风电场。然而，根 响，以及避免海洋环境下与其它用途如海运 据目前的测算，要达到2010年的近期目标，每年 的冲突，把领海划分成了若干区域。这项研 要继续增长1700MW。无论如何，海上风电正在 究的目的，是为项目开发的初期提供指南， 成为开发商现实可行的选择。 以便留有调整的余地。这有利于加快项目后 虽然西班牙风机制造企业有能力出口大 期行政管理的审批程序。 批风电机组，但和德国一样，一个稳定的庞 海洋区域被划分为三类。 大的国内市场是成功的独立自主的风电设备 适于开发区：研究中没有发现对环境的 制造产业的前提条件，因此，一旦陆上风电 影响，但这并不意味着这一区域能通过最终 市场趋于饱和的形势下，就需要建立一个海 的环境评估。 上风电市场，在这方面西班牙一直面临着巨 禁止开发区：有明显的环境影响，并与 大的压力。 其它海洋利用有冲突。这些区域不能用来作 学习西班牙海上风电的经验和教训还为 为潜在的海上风电场场址。 22 欧洲五国海上风电政策评述 时过早，但有一点是清楚的，他们已经在尝 多家公司投标30平方公里范围内不超过30台 试学习其他国家的成功经验。 风电机组的项目开发权，所有这些风机将安 装在英国领海以内（英国海岸线外12海里以 内）。经过一系列评估，2001年4月，向全部 2.6 英国 18个项目发放了租赁协议，设计装机容量达 Blyth 1.5GW。值得注意的是，有些项目几乎位于 英国的第一个海上风电项目建在位于北 同一地点，有的是两个项目连在一起，还有 海的Blyth海域，离Northumberland海岸以外1公 一个是三个连成一片。 里处。该项目由两台Vestas V66型风机组成， 第一轮开发的初衷是建立英国海上试 每台额定功率为2MW，于2000年12月建成投 验风电场，风电场的规模受到限制，大部分 产。当时，这是投入运行的单级容量最大的 建在靠近海岸的浅海水域。与英国的陆上风 海上风电机组，也被用在丹麦2000年12月同 电经验相比，海上风电开发计划审批通过的 时建成的Middlegrunden项目上。 比例高，而且相当快。但是，项目的实际进 Blyth本来是一个研发型项目，通过欧盟 展比政府希望的要慢，导致项目延误的原因 的European Commissions Thermie Program 提供 表15 英国在建和已批准的海上风电项目一览表 了大量资金援助。项目由AMEC/Border Wind, Powergen Renewables, Nuon UK 和 Shell 2008年在运行的海上风电场 开发批次 装机容量 Renewables组建的一个联合公司开发。通过 风电场 Round Capacity 贸易和工业部 [131] ，资助一项监测评估项目， Blyth 其他Other 4MW North Hoyle 1 60MW 监测评估的内容包括健康与安全、安装、调 Scroby Sands 1 60MW Kentish Flats 1 90MW 试、导航、投资和运行成本等，英国政府也 Barrow 1 90MW Beatrice 其他Other 10MW 部分参与了这个项目。除了研发本身的价值 Burbo Bank 1 90MW 外，项目也产生了技术创新，其成果有助于 2008年在建的海上风电场 Robin Rigg/Solway Firth 1 180MW 提出政策建议，促进英国的海上风电发展。 Lynn/Inner Dowsing 1 194.4MW Rhyl Flats 1 90MW 英国目前所有在运行的、在建的以及已 获得审批和建设合同的海上风电场 Gunfleet Sands 1 100MW 经批准建设的海上风电场见表15。 Greater Gabbard 2 500MW 第一轮开发 已获得审批的海上风电场 Scarweather sands 1 90MW 英 国 海 床 产 权 的 所 有 者 —— 英 国 皇 家 Teesside 1 90MW Ormonde 其他Other 150MW 财产局（ The Crown Estate ），于2000年底启 London Array 2 1GW Thanet 2 300MW 动了英国的“第一轮”海上风电开发，邀请 Sheringham Shoal 2 315 MW 市场发展 23 很多，但主要是成本高导致的经济效益差。 题。这三个区域是：泰晤士河口地区，Greater 到目前为止，主要的原因是项目花费过高， Wash和英国西北部地区。随着SEA第一阶段的 开发商不愿意承担全部项目风险。人们注意 完成，Crown Estate公司于2003年2月对英国第 到，有迹象表明，有些开发商正在开始加快 二轮海上风电开发发出了一个征集参与企业 启动项目施工。 的邀请函，随后在2003年7月对感兴趣的公司 第一轮项目首个完成的是North Hoyle 发出了招标通知[121]。 (60MW)，于2004年投入运行，第二个项目 第二轮开发方案比前一轮更加庞大，不 Scorby Sands (60MW) 也在2004年左右建 限制项目规模，一些方案超出了领海范围以 成投产。这两个项目都是由大电力公司开发 外。在提出的70个项目方案中，共有15个获 的，他们利用这个项目取得海上风电的初 得了开发许可。和第一轮不同，中标公司主 期经验。随后2005年和2006年建设的Kentish 要是大的电力公司，也有国际性的石油天然 Flats (90MW)和 Barrow (90MW)项目，在 气企业。 爱尔兰海建设的Burbo Bank项目(90MW)于 进展最快的第二轮项目已经获得了合法 2007年秋完成了试运行。早期开工建设的有 的审批，但还没有任何项目开始施工。有一 Lynn/Inner Dowsing (194MW)和Robin Rigg 半左右的项目尚未拿到审批文件。 (180MW)项目，这两个项目计划于2008年竣 虽然正在按计划推进，但这些项目的财 工，另外一个Rhyl Flats (90MW)项目按计划 务可行性尚有很大的不确定性，而且谁来负 将于2009年完成。Gunfleet Sands (108MW)计 责及时提供有成本效益的电网接入，成为所 划在2008年开工建设，预计2009年完成。 有项目的一个头疼的问题。英国政府还没有宣 总体看来，到2010年前，第一轮开发项 布任何对第二轮项目的额外财政支持。然而， 目总装机容量将达到962MW，占原来 Crown 通过“3.6节”讨论的分级可再生能源份额证书 Estates 的9年租赁期计划能力的三分之二。项 (ROC-banding)为海上风电提供的额外支持，有 目进程缓慢，让英国政府感到非常不满意。 可能会激励加快第二轮的开发和建设工程。 第二轮开发 人们认为，至少有一个泰晤士河口的第 2002年，英国贸易与工业部(DTI)编制 二轮项目有可能在2010年前开工建设。 了一份框架文件，题目是“未来的海上风 不在第一轮和第二轮中的项目 电 ” [ 1 3 3 ] ， 其中制定了第一轮开发以后的海 虽然英国的大多数海上风电开发都集中 上风电发展规划。文件经过征求有关部门的 在两个前后衔接的Crown Estate项目群中，但 意见之后，英国政府授权开展了对三大区域 也有一些例外。除了Blyth项目外，有4个海上 的战略环境评估(SEA)，以探讨各种环境问 风电项目已经在这两轮之外开发完成： 24 欧洲五国海上风电政策评述 （1）Ormonde海上风电场 在这两轮开发项目的范畴，但英国贸易工业 Eclipse Energy公司提交了一项方案，一个 部现在把它们列为第一轮项目，因此可享受 小的天然气开采工程同时开发一个100MW左 赠款支持。 右的风电场。该项目的风电场部分最近已经 第三轮开发 获得了批准（2007年2月）。 2007年12月，英国商业、企业和法规改 （2）Tunes Plateau海上风电场 革部(DBERR)国务大臣John Hutton宣布，将加 一家联合公司在北爱尔兰水域内建设了 大海上风电的开发，提出到2020年实现总装 一个海上风电场，装机容量达180MW。当地 机容量33GW的目标。为了启动这一宏伟的目 对这一项目反对声音很大，参与项目合作的 标，DBERR表示，2008年要启动新一轮海上风 一家公司E.ON，撤出了该项目，从此以后， 电开发，2009～2010年批准项目开工建设。 这项开发计划就搁置了。 更多关于英国目前和将来特许开发项目 （3）Beatrice海上风电场 的信息请参见3.6节。 Beatrice海上风电项目目前已处于工程后 期，由2台5MW风机组成，安装在苏格兰东海 2.7 比较总结 岸约45米外海上。Beatrice项目从欧盟、英国 政府以及苏格兰行政部门那里得到了一大笔 表16给出了这五个国家海上风电市场发 研究经费。 展的一个简要的比较总结。 （4）Aberdeen海上风场 就项目特点而言，图9标示出了欧洲主要 在苏格兰Aberdeen（阿伯丁）附近，正 海上风电国家的海上风电项目位置的水深及 在建设一个装机容量为115MW的海上风电 离岸距离。此处未对运行中和规划中的项目 场，由Aberdeen可再生能源集团公司(AREG)和 加以区分，但有一点是明显的，即德国和荷 Amec Wind联合开发。 兰的海上风电项目比其他国家的项目离岸距 虽然Ormonde和Tunes Plateau项目原来不 离更远。 市场发展 25 图9： 各项目位置水深及离岸距离 比利时 德国 丹麦 西班牙 法国 最大水深 爱尔兰 荷兰 瑞典 英国 离岸距离 26 欧洲五国海上风电政策评述 表 16 市场发展的比较总结 国家 市场发展概况 历史成绩 前景 经过整个1990年代的R&D项目，丹麦海上风电技术的发展处于领先 水平。在Horns Rev和Nysted建设的大型示范风场项目进一步奠定了丹 丹麦 麦在这一产业的领先地位。前若干年出现了政治上的动荡，最近根据 良好 良好 长远战略投资规划推出的一系列未来风场建设方案，重振了丹麦的海 上风电发展 虽然德国提出到2030年将达到25GW海上风电装机容量的目标，但 德国 目前只建设了两个海上风场。目前有1.8GW海上风电项目获得了批 较差 良好 准，还有4.8GW正在等待输电设备的审批 荷兰在海上风电建设的初期起到了举足轻重的作用，1990年代就 建设了两个项目，后来又开发了两个示范项目（其中一个正在建设 荷兰 一般 一般 中）。未来项目的大规模开发已经启动，尽管迄今为止成功率不高。 要实现2020年6GW的目标，法规制度以及政府扶持力度仍需加强 西班牙在陆上风电开发中发挥了积极作用，装机容量位居欧洲第三 （前两位分别为丹麦和德国）。目前已有数家大型开发商和风电设备 制造商，一旦陆上风电开发殆尽，就会涌向海上。政府颁布了海上风 良好（长 西班牙 电管理和电价制度，已进入起步阶段。然而只能说从长远来看，前景 较差 远） 还不错，因为目前本国厂商还没有研发出海上风电机组，按审批流 程，首批海上风电项目将在2014年左右建成。成熟的深水技术对未来 至关重要 英国的第一个海上风电项目建于2000年，随后推出了第一轮海上风 电示范项目，总容量约1.6GW（18个项目）。其中4个已投入运行， 英国 另外6个正在建设。2003年启动了第二轮15个项目，约7.2GW。第一 良好 良好 轮的两个项目预计2010年投入运行。此外，第三批特许权项目预计 2008年正式启动 注：德国和西班牙的历史成绩较差是由于迄今海上风电项目较少。当然，在展望未来的海 上风电发展时，应当肯定德国在陆上风电方面的成就。 3 目标和激励政策 本报告的这一部分仔细分析了这五个国 3.1 欧盟 家各自的可再生能源发展总体目标，并讨论 欧盟国家的海上风能发展前景，取决 了推动这些目标实现的国际义务，以及各国 于在国家层面上如何实现降低对进口能源的 的政策激励措施。着重讨论了海上风电技术 依赖程度和减少温室气体排放战略目标的实 发展的具体指标，以及各国实现这些指标的 现。因此，成功与否将依赖于具体的欧盟指 可能性。 令（ EU Directives ），尤其是每个成员国设定 本节还讨论了针对可再生能源发电的国 的目标、法制力度、各国的积极性以及每个 家优惠政策，以及风电和/或海上风能的具体 国家不同种类可再生能源的储量。 规定。同时还概要总结了各国修改或替换这 关于可再生能源，包括海上风电，有两 些具体法规制度的确切方案。 个最重要的欧盟指令： 图 10 欧洲各国温室气体减排目标[23] 温室气体排放量 注：1.目标指与1990年基数相比2008～2012年的平均排放量； 2.数值不包括京都议定书机制的调节量。 27 28 欧洲五国海上风电政策评述 表 17 欧洲各国温室气体减 表18:欧盟各国温室气体减排目标（增加 排目标（原始缔约国；Eu15） 缔约国；EU10） 国家 2008/12 目标 2004年实际 国家 2008/12 目标 2004年实际 比利时 －7.5% 0.7% 塞浦路斯 无目标 48.3% 丹麦 －21.0% －1.7% 捷克共和国 92.0% －25.1% 德国 －21.0% －17.5% 爱沙尼亚 92.0% －50.0% 希腊 25.0% 23.9% 匈牙利 94.0% －32.0% 西班牙 15.0% 47.9% 法国 0.0% －0.8% 拉脱维亚 92.0% －58.7% 爱尔兰 13.0% 22.8% 立陶宛 92.0% －60.1% 意大利 －6.5% 12.1% 马耳他 无目标 45.5% 卢森堡 －28.0% 0.0% 波兰 94.0% －31.6% 荷兰 －6.0% 1.6% 斯洛伐克 92.0% －30.3% 奥地利 －13.0% 15.7% 葡萄牙 27.0% 40.8% 斯洛文尼亚 92.0% －0.5% 芬兰 0.0% 14.5% 注： 1.目标指与1990年基数相比2008-12年的平均排放 瑞典 4.0% －3.6% 量;2.数值不包括京都议定书机制的调节量。 英国 －12.5% －14.1% 欧盟 －8.0% －0.9% 随着京都议定书规定的期限的临近，人 备注 1.目标指与1990年基数相比2008-12年的平均排 放量；2.数值不包括京都议定书机制的调节量。 们的关注点又转向了后京都议定书协议的签 署。欧盟正在提出一项更加宏伟的目标，即 要求减少温室气体的排放量[36]； ① 到2020年（同样在1990年的基数水平之上） [30] 要求提高可再生能源在能源利用总量 ② 将温室气体排放减少20% 。 中的比重[35]（指令修正案征求意见）[29]。 可再生能源 温室气体排放 从表19和图11我们可以看出，最近发布 表18、表19和图10阐明了每个协议缔约 的可再生能源目标草案既具有挑战性，又令 国的温室气体减排指标，以及2004年底实现 人鼓舞。本报告所涉及的国家用黑体标出， 的减排完成比例。值得注意的是： 关于这些指标应注意的是： ① 这些指标是根据成员国之间的谈判结 目标指总能耗，不单指电力消耗； ① 果，并根据每个国家的实际情况制定的，包 指标的测算是按“能源的最终消耗” ② 括相对富裕程度、绝对排放水平、实现减排 进行； 的难度以及国家实现减排的愿望等。 可再生能源利用比例的提高是史无前 ③ ② 2004年，只有英国、德国和希腊有望 例的。 实现各自的减排目标。 仔细观察这些国家的发展目标，可以看 ③ 人均减排量相对较低的国家包括瑞 出： 典、葡萄牙、法国、意大利和西班牙。 不同国家的可再生能源利用水平差别很 目标和激励政策 29 大，一般地，波罗的海以及东欧的一些国家 英国预计增长13.7%，是现在利用水 ① 指标较高，而最低的国家有英国、荷兰、爱 平的11.5倍。 尔兰和比利时等。 丹麦提出将可再生能源的利用增加 ② 增长目标也有很大不同，难度最大的国 13%，从排名的第8位上升到第6位，因此需 家有： 要相当大的努力。 表 19: 欧洲各国可再生能源发展目标[29] (草案) 可再生能源占总能源的比重 可再生能源占总能源的比重 国家 国家 2005年 2020年 2005年 2020年 比利时 2.2% 13% 卢森堡 0.9% 11% 保加利亚 9.4% 16% 匈牙利 4.3% 13% 捷克共和国 6.1% 13% 马耳他 0.0% 10% 丹麦 17.0% 30% 荷兰 2.4% 14% 德国 5.8% 18% 奥地利 23.3% 34% 爱沙尼亚 18.0% 25% 波兰 7.2% 15% 爱尔兰 3.1% 16% 葡萄牙 20.5% 31% 希腊 6.9% 18% 罗马尼亚 17.8% 24% 西班牙 8.7% 20% 斯洛文尼亚 16.0% 25% 法国 10.3% 23% 斯洛伐克共和国 6.7% 14% 意大利 5.2% 17% 芬兰 28.5% 38% 塞浦路斯 2.9% 13% 瑞典 39.8% 49% 拉脱维亚 34.9% 42% 英国 1.3% 15% 立陶宛 15.0% 23% 图11: 欧洲各国可再生能源发展目标[29] (草案) 目标份额（2020） 目前份额（2005） 亚 兰 兰 典 国 斯 亚 兰 宛 亚 亚 牙 利 利 他 利 牙 亚 国 兰 堡 腊 时 国 克 麦 克 维 波 尔 瑞 法 路 尼 芬 陶 尼 利 班 大 牙 耳 地 萄 尼 英 荷 森 希 利 德 伐 丹 捷 脱 爱 浦 文 立 马 加 西 意 匈 马 奥 葡 萨 卢 比 洛 拉 塞 洛 罗 保 爱 斯 斯 30 欧洲五国海上风电政策评述 西班牙虽然在风能和太阳能领域处于 ③ 麦政界一直在辩论国家的能源政策。丹麦能 领先地位，但现在的能源结构中可再生能源 源署成立于1976年，主要是为了应对能源安 比例较小，反映了其干热气候条件下生物质 全问题，但工作重心逐渐转移到国内能源生 能源作物难以生长的难题。西班牙提出的目 产（北海石油和天然气、可再生能源等）、 标增量为11.3%，在现在可再生能源利用量 能源供应和分配（天然气管网、热电联产 上翻一番。 等）以及节能方面（隔热、能效标志等）。 虽然德国在大多数可再生能源技术 ④ 此外，国际可持续发展目标（特别是CO 2 减 方面声名显赫，实际上目前可再生能源只占 排）以及经济发展一直是最近几年的工作重 6%，需要提高3倍。 心。例如，丹麦能源署负责管理节能和绿色 荷兰和英国的排名相近，可再生能 ⑤ 能源税的补贴、电力和天然气市场的自由 源，包括风能的利用很低。荷兰增加可再生 化，以及引入CO2排放配额等。 能源利用的目标也很高，要增加6倍，达到 2001年前的可再生能源政策 11.6%。 主要的目标是2030年前逐步淘汰煤炭的 比利时、爱尔兰、芬兰、法国和瑞典 ⑥ 使用[43]。可再生能源和天然气曾是用来实 都对发展海上风电兴趣盎然。 现这一目标的主要手段，海上风电曾预计增 由于国土面积小而意义不大但值得关 ⑦ 长达150MW（1997年的数字没有预计到风机 注的国家是马耳他，目前还根本没有可再生 规模能增长这么快）。2001年，丹麦政府换 能源，陆地可再生能源的空间有限。马耳他 届，海上风电“暂缓”，直到2006年情况才 争取实现10%的目标。 有所改变。 2001年以后的可再生能源政策 政府每年要向丹麦议会提交一份能源政 3.2 丹麦 策报告，最近的一次是在2007年[45]。根据这 能源政策 份报告，丹麦的可再生能源有关状况如下： 丹麦能源署(Danish Energy Authority) 的 促进可再生能源的利用是丹麦政府未来 职责是制定能源发展指导方针，在考虑到能 实现非化石能源供应目标的一个关键方向。目 源供应安全、效益以及国际承诺的前期下， 前，可再生能源的主要来源是风能和生物质能。 使得能源生产与销售达到最优。通过可行性 发电和供热的很大一部分将利用废弃物，如果能 研究，丹麦能源署进行了对比分析，以便在 很好地加以利用，将成为宝贵的资源。 某种适当的方式下，使得设定的目标能够以 风电技术在现有的可再生能源供应中 最灵活、效益最佳的方法得以实现。 起着至关重要的作用，正在稳步发展。因此 自从1973年的第一次石油危机以来，丹 目标和激励政策 31 有许多迹象表明，风电将继续为丹麦的能源 能的开发利用：丹麦政府将努力为风电构建 供应做出非常重要的贡献，而且要实现这一 一个良性政策制度，包括促进陆上和海上示 点，一定要继续提供财政补贴，同时做好规 范和试点风电场开发，为海上风电制定一项 划，为能源的未来打好基础。为此，丹麦政 基础设施建设规划。 府早就任命了两个委员会，一个负责考察未 进一步发展垃圾发电：政府将加大核 ⑤ 来海上风电场址[42]；另一个则负责规划未来 心发电厂的垃圾利用量，实现高效率的热电 的陆上风电基地。 联产能力。 近年来，政府实施了一系列优惠政策， ⑥建立合理的税收制度：实行能源税，提高 改革补贴方式，在可再生能源领域鼓励市场 可再生能源的成本效益。政府希望提高CO 2减排 机制的运用。在这些优惠政策下，将来对可 的经济效益，确保对减少化石燃料的优惠政策在 再生能源的公共补贴力度和发挥的作用要比 配额管理的行业内部和外部做到一视同仁。为此 现在大得多。 政府将制定一些具体的方案。 丹麦政府正在寻求建立一种灵活高效的 推广家用地源热泵技术：政府希望发 ⑦ 能源利用模式，确保向可再生能源转变，同 起一项专项行动，推广使用节能地源热泵， 时这样的转变要通过高效和竞争的能源市场 替代过时的燃油锅炉。 来得到加强。 增加燃料选择的灵活性：政府将修改 ⑧ 在拟议中的“展望未来的丹麦能源政策 目前的规定，鼓励发电和供热系统自由选择 [46]”中，丹麦政府提出以下措施：改革和 燃料种类，从社会经济和能源安全的角度考 提高财政补贴制度的效率，促进可再生能源 虑，逐步提高热电联产中生物质燃料的利用 的利用。需要对目前的可再生能源补贴方式 率。为此政府将制定一些具体方案。 (PSO)进行改革，进一步降低可再生能源的单 车用生物燃料：到2020年，交通运输 ⑨ 位成本。 使用的生物燃料比例将提高到到10%。如果 政府的改革方案基于以下原则： 社会经济效益好、有利于环境可持续发展的 尽可能利用招标方法，加强竞争。 ① 生物燃料技术成熟以后，政府准备制订2020 提高补贴的透明度和可预见性。 ② 年之前的分阶段目标。 大力推广沼气利用：政府希望推广沼 ③ 氢燃料汽车的免税政策：为了鼓励交 ⑩ 气，既有利于减少化石能源的消耗，又能降 通运输部门能源使用方式的转变，用其他燃 低温室气体甲烷的排放，同时解决农业生产 料替代化石燃料，政府将对氢燃料汽车实行 中的废物利用问题。 税收减免。 通过风电场建设战略规划，增加对风 ④ 通过每4年对能源战略的定期评估，丹麦政 32 欧洲五国海上风电政策评述 府将对这些政策措施进行审查、补充或更新。 图 12: 丹麦可再生能源占总能耗的百 2008年2月签订的协议适用于2008～2012 分比，蓝线 年期间，主要有[52]： ①通过更加优惠的政策，提高风电装机 预测达到欧盟的目标 容量，除一部分陆上风电外，主要是发展海 目测目标（能源法案） 上风电。 实际情形 ②通过更加优惠的政策，提高生物质能 源的利用。 ③提高地源热泵利用。 （资料来源：2008新能源法案[52]） ④对发展太阳能光伏和海浪能技术实行 专项扶持政策。 ⑤通过更优惠的政策鼓励节能，降低能 丹麦计划通过JI和CDM项目来兑现一部 源总消耗。 分在京都议定书中的承诺，这些项目主要来 承担国际义务 自东欧地区，而其他一些国家，如中国和埃 丹麦是京都议定书的签约国。此外，丹 及，也对风电开发采取了财政扶持的措施， 麦政府于2007年3月8～9日的春季峰会上签署 也会提供一部分这类项目。 了欧盟能源政策协议，向欧盟27个成员国承 对风电机组的激励政策 诺，到2020年（在1990年水平上）降低20% 对风电机组的补贴取决于每台机组的上 的CO2排放量。 网日期和生产日期。 另外，丹麦政府帮助起草了“海上风电 1999年底前购买的风电机组可享受补贴 哥本哈根战略[47]”，同时也是重要的拥护 政策，加上市场电价可以保证0.60 DKK/kWh 国。该战略为欧盟成功开发海上风电技术制 的电价水平，直至等效满负荷小时数 4 补贴用 定了一个蓝图。作为欧盟能源政策的主要条 完为止，之后对10年寿命以内的风机实行0.43 款之一，是要实现到2020年可再生能源占能 DKK/kWh的电价。接下来为20年以内的风机 源消耗总量20%的目标。丹麦目前制定了一 另外征收0.10 DKK/kWh的电价附加。附加费 项国内目标，到2025年，可再生能源比例将 根据市场价格调节，两项补贴总计不超过0.36 达到30%，但2008年1月制定的欧盟能源政策 DKK/kWh。 新草案为丹麦提出的目标是，到2020年实现 2000～2002年期间并网的风电机组可享 可再生源比例占所有能源消耗总量的30%， 受补贴，等效满负荷小时数22000期间可保证 见图12。 0.43 DKK/kWh上网电价。为20年以内的风电 4 等效满负荷小时数（能量单位）：假设机组在额定功率下连续运行时的发电小时 数。比如，以50%的额定功率运行1000小时，等效满负荷小时数就是500。 目标和激励政策 33 机组，另外征收0.10 DKK/kWh的电价附加。 据 市 场价格调节，两项补贴合计不超过 附加费根据市场价格调节，两项补贴总计不 0.36 DKK/kWh 。 超过0.36 DKK/kWh。 并网服务由电网公司无偿提供。 对2003～2004年期间并网的风电机组， 每个海上风电场的等效满负荷小时数及 20年以内可另外征收0.10 DKK/kWh的电价附 相应的电价由谈判或竞标的方式确定。 加费。附加费根据市场价格调节，两项总计 对于Hors Rev和Nysted两个最初项目，电 不超过0.36 DKK/kWh。 价确定为0.453DKK/kWh，是海上风电价格 对2005年1月1日到2008年2月20日期间 的一般水平，但在成本加成的基础上通过谈 并网的风电机组，20年以内可另外征收0.10 判，适应期限延长至42000等效满负荷小时 DKK/kWh的电价附加费，并补贴 0.023 DKK/ 数。在接下来的两个项目中（ Horns Rev 2 和 kWh成本补偿费。 Nysted 2 ），通过竞标确定电价，在等效满负 对2008年2月21日以后并网的风电机 荷小时数50000以内，Horns Rev 2 的中标电价 组，等效满负荷小时数22000内可享受0.25 为0.518DKK/kWh ， Nysted/ Rødsand 2 中标电价 DKK/kWh的电价附加，之后20年内另外征收 为0.629 DKK/kWh（Nysted/ Rødsand 2原来的中 0.10DKK/kWh，并补贴0.023 DKK/kWh成本 标电价只有0.499 DKK/kWh，但是由于投资成本 补偿费。 的增加，中标企业最终还是放弃了该项目）。 需要指出的是，自2000年以后，丹麦陆 对于政府行动计划之外的风电场，必须 上风电装机容量的增长十分有限，原因是固定电 由开发商支付电网接入费用。 价所带来的收益不大，设备无法适时更新。 对于不符合政府行动计划[42]中关于选 电力公司出资或按招标方式建设的海上 址和进度的规定的，如项目是按照“开门原 风电场，根据专项规定提供补贴，补贴的原 则”上报的，电网接入费用由项目开发商支 则如下： 付，并执行与陆上风电场相同的上网电价。 ①风电场业主负责在电力市场上销售， 修订激励政策的愿望 并负责相关的成本 政府层面上对将来的风电激励政策一直 ②在市场价格 0.453 DKK/kWh 基础上，业 在协商，估计不会改变对海上风电的优惠政 主另外享受补贴，补贴期限为等效满负荷小 策，即按照上面的模式，采用招标的方法确 时数42000。如果按照上网电价发电，另可享 定电价。 受0.007 DKK/kWh的补偿。 对于陆上风电，在市场价格的基础上， ③用完等效满负荷小时数后，20年内另 等效满负荷小时数 25000 内将实行 0.20 DKK/ 外征收0.10DKK/kWh附加费，附加费根 kWh的补偿[50]。 34 欧洲五国海上风电政策评述 3.3 德国 现国内目标，但达到了京都议定书目标，能 源产业和工业部门对实现目标的贡献最大， 在欧洲，德国的可再生能源发展目标 见图13和图14 [68] 。在第二份国家气候保护计 最高，提高可再生能源的利用比例得到了全 划中，能源和工业部门都认为需要进一步减 体国民的大力支持。其原因有多种，有些是 少约2100万吨CO2当量的排放量，以实现京都 感性的因素，如反核情绪，对全球变暖的担 议定书的目标，并补偿交通运输部门可能增 忧，担心能源供应的安全性、可靠性和资源 加的排放。按照计划，由于可再生能源，包 短缺等。德国在环境科技领域的成就所带来 括海上风电，在2008～2012年期间不会增长 的经济效益，成果已经显现，未来也会在德 太快，因此将采取一种弹性排放交易许可制 国的政治决策中发挥越来越重要的作用。 度，保证实现这些目标。海上风电扶持机制 根据京都议定书的规定 [20] ，欧洲同意减 少8%的温室气体排放量，而德国一个国家 的贡献远远高于这个比例，这反映出：①国 图 13 德国温室气体排放趋势 [63] 家的富裕程度；②经济成熟度；③人均排放 量高；④作为工业现代化的恶果，德国东部 温室气体排放 的减排势在必行；⑤国家对环境问题非常重 视。德国承诺，2008～2012年温室气体排放 量比1990年时降低21%[36]。最初几年，德国的 排放量迅速降低，从1990年的12.48亿吨CO 2 当量，似乎很快要实现10.17亿吨CO 2 当量的 目标。但最近德国经济的快速增长有可能导 致排放量的增加，因此需要进一步加大减排 图 14 对CO2减排的贡献率[63] 力度[23]/[24]。从积极的方面看，良好的经济 状况有利于加大投入，有利于德国联合政府 的两大政党减小未来政策掉头的风险。 温室气体减排贡献率 2000年10月，德国出台了第一份“国家 气候保护计划” [68] ，并制定了到2005年减少 25% CO2排放的国内目标。尽管只针对单种温 室气体，但实际上这比京都议定书规定的目 标更高。5年后的评估认为，2003年的温室气 体排放比1990年减少了18.5%，虽然没有实 目标和激励政策 35 所设定的2010/2011年目标，其背后主要原因 排目标由2020年减少30%，提高到2050年 是温室气体减排目标的压力，但是从目前情 减少60-80%，整个欧盟承诺到2020年减 况来看，海上风电对实现上述目标的贡献将十 排20%。 分有限。下一步的减排目标肯定更加严厉，然而 对于德国，可再生能源的长远目标是， 适用的政策措施却很有限，加大对海上风电的支 到2050年占一次能源的50%[85]。从近期看，目 持力度是一个重要的出路。 标不甚清晰，尤其是海上风电，因为还不很 由于利用可再生能源每年减少的温室气 清楚何时开始大规模开发，但德国自然环境 体排放量约为1.01亿吨，其中风电贡献2600 保护和核反应堆安全部（BMU）发布的预测提 万吨CO2当量，约占所需总减排量的11%，因 出，到2011年将发展到1500MW，到2030年达 此风电成为实现京都议定书中规定目标的一 到20～25GW，每年可发电85～100TWh，相当 个重要贡献因素。现在，风电对减排的贡献 于当前全国电力需求量的15%左右[66]。 比水电更大，生物质虽然不属于发电领域， 为了达到这一目标，德国建立了世界上 但总体影响仍然最大。 最成功的可再生能源财政扶持政策，以较低 由此看来，对可再生能源，尤其对陆上 价格向社会供应大量电能 [ 3 ] [ 2 2 ] [ 11 ] 。法规制度 和海上风电的支持仍然会继续。例如，新的 在过去的几年里有了很大进步，表20总结了 欧洲能源战略提出，到2020年，可再生能源 1991年以来的主要发展阶段，风电固定上网 占所有能源的比例将要达到20%[26]/[27]，比2001 电价的逐步下降过程如图15所示。 年设定的2008/12的12%的目标有所提高。与 2004年EEG（可再生能源法案）修改 此同时，发达国家修订后的欧盟温室气体减 之 后 [60]， 海 上 风 电 理 论 基 础 上 网 电 价 为 表 20 德国电价法概况 日期 法律名称 法律文本 (英语版) 备注 1991年 Stromeinspeise-gesetzes (StEG) 电力上网法 固定上网电价为消费电价的 90% 1997年1月 Baugesetz-buches 建筑规范修订 理顺规划程序; 将风电机组作为公共利益考虑 2000年4月 Erneuebar Energie (EEG) 可再生能源法案 (EEG) 上网电价每年降低 1.5%; 为期9年 [59] 小幅一次性降低上网电价 , 对海上风电从 2008 2004年8月 EEG修订 年起每年减少 2% , 提供12年期较高补贴 [60] Infrastrukturpla-nungsbeschleu- 2006年12月 加快基础设施规划法 电网公司负责海陆输电线路建设[61] nigungsgesetz 2008年6月 EEG修订法案于2009年1月生效 延长期限，提高海上风电上网电价 [76] 36 欧洲五国海上风电政策评述 图 15 固定上网电价趋势 固定上网电价 竖杆表示最早/最晚时期 年 €c6.19/kWh，对2010年底前试运行的项目 海岸线3海里 5 以外的项目，支付年限最少12 提供电价附加费€c2.91/Wh，最终支付的电 年，此后降回到基础上网电价€c3.5/kWh。 价是€c9.1/Wh。还有一些其他条件，如下所 为了支持离岸更远以及深海风电项目，支持 述，但这一海上风电电价称为理论是因为除 年限从12年起，12海里以外每增加一海里， 了Alpha Ventus一期工程以外，在该法案废止 年限增加1/2月，水深20m以外每加深1米， 之前不大可能有风电场获批。然而，这一规 年限增加1.7个月。其他条件是，2004年 定在2009年的修订稿中得以保留。 以后补贴费每年降低5%，在自然保护区和鸟 2009年修改后的海上风电基础上网电价 类保护区不提供附加费补贴[60]。 为 €c13/kWh ，对2015年底前试运行的项目 德国海上风电电价历史沿革见表21和图36. 外加€c2/kWh附加费。该电价水平只适用于 表 21 海上风电固定上网电价 固定上网电价 执行期 项目前期1到126年 项目后期126 到20年 2008年 €c6.19 + €c2.91 附加 = €c9.10 €c6.19 目前 (EEG 2004) [60] 2010年 €c5.83 + €c2.74 附加 = €c8.57 €c5.83 以前的 BMU 方案 [65] 2010～2013年 €c11-14每年减少 5-7% €c3.50 …～2013年 €c14 修订案草案 [66] 2014年 €c12 €c3.50 2015年～… €c11.4 左右每年减少 5% 即将颁布的 EEG 2009 …～2014 年 €c13 + €c2 = €c15 €c3.50 2008年6月6日通过德国议会审查 [66] [76] €c3.50×0.95 = €c3.33 etc. , 2009年1月1日生效 2015年 (€c13*95%) + (€c2*95%) = €c14.25 每年减少5% 5 海岸线地图见 Nr. 2920 "Deutsche Nordseeküste und angrenzende Gewässer", Edition 1994, XII, and Nr. 2921 "Deutsche Ostseeküste und angrenzende Gewässer", Edition 1994, XII., scale 1 : 375.000. 612海里以外每增加1海里，增加 0.5个月附加费，20米水深以外每增加1米，增加1.7个月补贴。 市场发展 37 激励政策的最近一次改进是，决定对 国内可再生能源状况 EEZ之内2011年底前开工建设的的项目，将由 荷兰关于可再生能源（包括地热能和生 TSOs支付的风电上网费用社会化[61]。这将对项 物质能）占总能源的比重目标，到2010年和 目的财务产生重大影响，在收入保持不变的 2020年将分别达到5%和10%。由于可再生能 情况下，降低资金成本30%。这项决定促成 源主要用于发电，预计可再生能源电力的比 了一批海上风电项目的销售，表明激励政策 重将会更高，到2010年将达到9%。2006年， 现在终于到位了。 利用可再生能源发电的贡献率是6.5%，其中 可再生能源法(EEG)按计划定期评审和修 风电占2.36%。 订。对未来战略的讨论还在继续，由于利益 陆上风电装机容量目标是到2010年达到 集团和决策者在争相对结果施加影响，很难 1500MW，2007年就超过了这个目标。因此这 预测最终的决定如何。例如，2009年的EEG[71] 一数字可以看成只是做个样子，而不像一个 和原来的方案有了很大不同，但到目前为 真正的目标，这说明该国对陆上风电信心不 止，对发电激励政策和扶持制度的修订已经 足。其原因有人说是由于荷兰国土面积小， 趋向于合理，趋于适当，因此虽然还不知道 人口密度大，但东北地区按荷兰的标准属于 是否能落实这些具体建议，但人们有信心， 人口稀少地区，也很少有风电场，相对于西 这些激励政策将会保持一定的力度。 北面紧挨着德国的Niedersachsen 地区，肯定要 少得多。其结果是，未来政策的重点是发展 3.4荷兰 海上风电。 国际义务 海上风电发展具体目标 荷兰对欧盟在京都议定书[20]中的义务贡献 荷兰官方从2001年就制定了2020年将达 平平，从1990到2008年12月期间，将减少6% 到6000MW海上风电装机容量的发展目标[9] ， 的温室气体排放[36]。荷兰将通过在国内和国外 这在欧洲排第三位，仅次于德国和英国。尽 （例 如 通 过 联 合 履 约 和 清 洁 发 展 机 制 ） 的 管船运需求巨大，但荷兰在北海地区的风资 节能措施和发展可再生能源，努力实现这 源非常理想，并有足有的空间在未来超过这 一目标。 一目标。 和其他国家一样，荷兰的能源政策需要 激励政策 定期评估，有可能在未来的几年进行修改， 从历史上看，荷兰对海上风力发电的激 尤其要考虑到按照京都议定书所制定的国际 励政策采用了三种方式[100]： 协议，考虑到欧盟正在制定的2020年可再生 在自由市场电价之上的固定上网电价 ① 能源发展目标。 the MEP Milieuvriendelijke Electriciteits Productie, 38 欧洲五国海上风电政策评述 Generation of Environmentally- friendly Electricity, 加了补偿。 （环境友好型发电）； 此外，按照EIA的“能源投资抵扣”制 ②免除生态税REB 36i(已废止)； 度，在荷兰的可再生能源投资商能够享受应 ③税收补贴EIA Energie-Investerings- 纳税款的55%的税收减免 [ 5 ]。这项优惠措施被 Aftrek,Energy Investment Deduction[105]。 用到了Q7风电场项目中，降低了财务安排的复杂 从2005年1月开始，补贴额度已经逐渐提 性，有利于解决资金成本过高的问题[4]。 高到97欧元/MWh。最初在2003年7月设定的 TenneT是一家国有电网管理公司和输电系 额度是68欧元/MWh，然后经过六个月的修 统运营商，通过其补贴性的 EnerQ ，负责管 改，稍稍降低到67欧元/MWh，然后又是68 理荷兰的高压电网。它也是实施MEP制度的行 欧元/MWh，直到目前的69欧元/MWh，现已 政机构，由经济事务部监督MEP经费的使用。 经执行了3年 [89]。然而，开发商需要确保当政 府预算有钱时他们能得到这个优惠，而且至 3.5 西班牙 少有两次这项补贴计划被临时终止过，分别 京都议定书义务 在2005年5月10日和2006年8月18日，因为当 根据特殊的国情，欧洲整个减排协议 年预算已经用完了。不同的技术享受这项补 的总体安排中，允许西班牙在2008～2012年 贴的额度不一样，陆上风电的补贴幅度小一 期间在1990年基数之上增加15%的温室气体 些，目前是对前等效满负荷小时数20000期间 排放量[23]。The Estrategia Española de Cambio 的补贴为65欧元/MWh [8]/[85] 。优惠幅度每年根 Climático y Energía Limpia [111] （西班牙气候变 据当前成本，以及根据政府认为投资商所需 化与清洁能源战略）对通过提高能效、降低 的财务回报率来计算 [107] ，因此这是一个反复 能源消耗和生产清洁能源等措施来实现这一 变化的制度，而且投资商需要考虑电价是要 目标打下了基础。2005年，西班牙的温室气 升还是要降。假如市场电价当年升了，在优 体排放量为4.406亿吨CO 2 当量，这意味着在 惠政策降低了补偿额度前，开发商可能觉得 1990年基础上增加了52.2%。这一情况的出 需要马上申请补贴。 现主要是历史原因。以前，西班牙的经济与它的 过去，海上风电享受同样的补贴金额， 欧洲邻国相比相对落后，因此经济一直在迅速发 但一部分是税收优惠。 REB 36i 生态税的减免 展。另外，也有人口增长的因素，由于经济的发展 [5] 在2002年相当于60欧元/MWh的补贴额 ，但 吸引了外来劳动力，包括从北欧来的退休人员， 2003年先降到了29欧元/MWh，然后在2004 加之政府在这方面的努力不够。 年中期为15欧元/MWh，最后到2005年终止 图16表示了CO2排放量的增长情况. [10] 了 。不过补贴总额度未变，在MEP电价中增 鉴于排放量的增长，西班牙对气候变 市场发展 39 化和清洁能源战略进行了重新审视。在这 2008～2012期间新的目标，力争将温室气体 项评审中，提出了实现西班牙气候变化和清 的增幅限制在1990年基数上的37%以内。这 洁能源战略应采取的最迫切的措施，制定了 表示，这个排放量比欧洲实施京都议定书方 图 16 欧洲2007年前的温室气体排放趋势及预测[108] 京都议定书 过去的趋势 承诺期间 实行现有办法的规划 京都机制目标与碳减排 京都目标 （来源：欧洲环境机构） 案给西班牙原先的指标高出22%。 尚未确定这一可再生能源发展的目标。 可再生能源生产目标 西班牙有很好的理由全方位支持可再生 结合欧盟的政策，西班牙政府制定的 能源，这些理由包括： 2010年可再生能源发展目标如下(Plan de ①京都议定书； Energías Renovables 2010) [113]： ②能源消耗年增长量巨大； 至少占一次能源消耗的12%； ① ③对能源的高度依赖性（日常能源需求 占全国发电量的29.4%； ② 的80%）； 占交通运输生物燃料的5.75%。 ③ ④对气候变化和可持续发展的普遍关注。 风能是目前可再生能源发电的主要技 为此国家政府作出了响应，把海上风电 术，尽管沼气和生物燃料等其他可再生能源 纳入了今年修订的优惠电价范畴 [115] ，并建立 对实现这些目标也做出了很大贡献，而发展 了海上风电场审批制度。具体内容如下： 并不太理想。 ①对同一场址的项目申请，运用竞争价 西班牙政府认为，海上风电是实现中长 格机制，上网电价最高可达€c16.4/kWh； 期可再生能源发展目标的决定性因素，目前 ②规定项目最小规模为50MW； 40 欧洲五国海上风电政策评述 ③由环境部授予特许经营权； 从发展可在生能源的角度来看，最近一 ④提出了项目申请应包括的详细内容； 项最重要的进步就是，2007年2月所有的27个 ⑤明确了资源的其他使用者，项目开发 欧盟成员国都同意，到2020年减少20%的CO2 必须评估对他们的影响； 排放。要实现这项具有总体约束力的目标， ⑥制定了同一场址项目竞争的办法，在 发达国家要实行更严厉的减排措施，减轻欠 评估前支付估算总投资1%的押金，申请成功 发达国家的减排对经济产生的影响。在这种 后再付1%； 情况下，英国承诺到2020年减少30%的CO2排 ⑦制定了申请评估标准； 放量。这对英国是一个严峻的挑战，很有可 ⑧规定两年内拥有风资源评估和开展环 能需对发电产业做出大力调整，少用高碳燃 境研究的专有权，最多可延长一年； 料发电技术。 ⑨允许对风电场规格参数保持一定的灵 最近另一个重要的法制促进手段是英国 活性。 政府2007年3月以草案形式发表的“气候变化 设定的上网电价幅度足以支持试点和示 法案”。根据这项法案，英国政府要在2050 范项目风电场，包括西班牙风电机组制造企 年前减少60%的CO2排放量（同样基于1990年 业的第一个海床固定式项目以及第一座漂浮 水平）。法案还提出了2020年的近期目标， 式海上风电场。法规中规定的竞争因素意味 与上述欧盟协议相符。气候变化法案的一个 着，Cabo de Trafalga海上风电场的建设尽量少 重要前提是，英国可能要从别国购买减排指 用政府财政资金。 标，帮助实现它的目标。但总的来说，这项 法案的草案表示，英国政府承诺在未来的几 3.6 英国 十年里，大幅度减少碳排放量。 2007年12月，英国政府宣布了一项新的 政策驱动力 目标。到2020年，英国海上风电的总装机容 英国是京都议定书的签署国，虽然该协 量将达到33GW。虽然目前还没有与鼓励可再 议对国内的可再生能源市场没有太多直接的 生能源利用的主要政策机制（可再生能源义 联系，但这对于英国政府来说应该是最重要 务法令）联系起来，但这项新的目标将为新 的气候变化国际义务。按照议定书要求，英 一轮风电场建设铺平道路。 国将（在1990年基础上）减少共六种温室气 可再生能源义务 体排放量的12.5%。尽管协议签属以来CO2的 英国2002年开始实施可再生能源义务 排放量逐渐上升，但是英国在按部就班地实 (Renewables Obligaiton, RO) ，作为实现2011年 现京都议定书中的目标，主要是在1990年代 前可再生能源发电10%目标的一项主要政策 从利用煤炭发电转向用天然气发电。 目标和激励政策 41 机制。该项政策于2002年写进可再生能源义 源完成义务的供应商。通过自行生产可再生 务法令 [133] ，2005年的另一项法令把RO目标提 能源完成的义务越少，ROC的价值就越高，反 高到2016年的15.4%。 之亦然。 RO强制要求电力供应商有义务不断提 图17给出了目前RO制度的执行情况，包 高可再生能源在燃料中的比例，发电企业 括总体强制制度、履行情况以及ROC的平均 必须通过购买或生产可再生能源义务证书 价格（对电力生产商），画出了四个义务阶 （ Renewable Obligation Certificates, ROCs ）， 段。从图上可看出，义务履行率在60%～75% 来证明其承担了自己的可再生能源义务。这 之间，整个期间使得ROC的价格保持相对稳定 些证书发放给有正式资质的发电企业，每生 的较高水平。 产1MWh可再生能源电力，发放1份ROC。目 除了每年回收的一次性购买专项经费外，每 前对可再生能源技术没有设定分类，一视同 季度由非化石燃料购买机构对ROCs进行拍卖，这 仁，因此这一制度本身对较廉价的可再生能 样使得发电企业有机会通过非一次性方式购买 源技术最有利，目前是陆上风电。 这些ROCs。图18给出了RO制度建立以来20次ROC 通过购买ROCs来实现电力供应商可 拍卖的平均销售价格。从图上可看出，ROC目前的 再生能源义务的另一个方法是支付“一 市场价格保持相对稳定。 次性购买”价，在最近一次的承诺期 随着义务接近目标，以及更多的项目开 （2006/2007），价格是33.24/MWh，而在目 发，形成了买方市场，ROC价值也随之下降。 前的承诺期（2007/2008），一次性购买价格 由于这个原因，加上2010年以后市场可能出 为£34.30/MWh。这个价格与零售价格指数 现的不稳定因素，人们对2010年以后仍需偿 （一个国家对物价上涨的度量值）有关，每 年都要调整。所有支付的费用放到一次性购 图17 平均ROC价值以及RO履行情 买专款中，在一定的义务期间，按照可再生 况（2002年3月～2006年7月） 能源对RO的贡献情况重新分配（或循环）给 提交的ROC 指标 职责（非ROC 指标） ROC生产企业。 ROC 指标平均值 ROC证书的价格是英国可再生能源市场背 后的推动力。决定ROC价格的因素包括一次性 购买价格、所谓的“回收效益”，以及当年 的可再生能源开发规模。电力生产商可以选 择支付一次性购价来完成他们的义务，由此 2002/2003 2003/2004 2004/2005 2005/2006 2006/2007 累计的专项经费再支付给通过购买可再生能 42 欧洲五国海上风电政策评述 生能源改革措施是政府的一种手段，目的是 图18:2002～2007平均ROC竞拍销 售价格 不让RO延长到2020年的20%左右，以避免在 2015～2020年期间量少价高的ROC情形下出现 对可再生能源的巨额补贴。 英国政府很早就认识到，要实现它的目 标，仅有陆上风电本身是远远不够的，需要 大力发展海上风电和波浪发电。所以最初对 海上风电的支持来自额外的资金支持，以带 （资料来源：非化石燃料购买机构） 动这一产业的长远发展。现在资金已经授予 一些项目，一旦获得必要的审批手续，资金 还贷款项目的财务状况表示出担心。政府对 即可到位。目前只有英国的第一轮开发项目 这些担忧的回答曾是进一步提高可再生能源 可享受这笔资金，资金总额为1.02亿英镑， 义务的强度，到2015年达到最高的15.4%， 每个项目可从中得到1000万英镑。 以后按照这个幅度延长到2027年。 由于第一轮项目的进展缓慢，加上海上 可再生能源义务的改革 风电面临着投资成本的加大的难题，英国政 能源行业已经暗示了，需要将目标再提 府最近在《2007能源白皮书》[122]中推出了 高，至少到2020年，以便为长期项目提供保 一系列计划，对RO制度进行修改，对各种可 障。但政府表示在现有目标取得明显进展之 再生能源技术提供不同的支持力度。将来发 前，尚未考虑进一步提高目标。但为了缓和 电企业每发电1MWh，将得到一份RO证书的 人们对ROC市场的长期稳定性的担心，政府对 ROC系数，这一系数按可再生能源技术确定， RO进行了一部分改革，规定每年的义务有一 如表22所示。 个延长期，允许义务阶段内需要购买的ROCs 这种改革需要通过立法程序（修改法律）将 有6%的“通过空间”。 提案变成法律，最早也要到2009年4月。然而有迹 这项措施的目的是在2015年后可再生能 象表明，英国的电力行业通过加大海上风电开发 源的开发高于预期的情况下，建立一个切实 力度，对这些提案获得了一定的信心。也有人对 可行的ROC市场，并防止一个成功的产业由 这些改革措施对ROC市场价值的影响表示一定 于RO制度而受到限制。但是，如果可再生能 的担心，尤其是陆上风电开发商，他们感到来自 源义务不能在2015～2020年期间通过强制配 对海上风电市场的过分激励可能导致价格碰撞 额得到履行的话，在这一期间以及直到2027 的风险。上面介绍的RO通过空间，就是为了减轻 年前仍将保持2015年的水平。实质上，可再 这种担心而设计的。 目标和激励政策 43 表 22 英国提出的ROC分类情况 分类证书 可再生能源技术 ROC 系数 已分类 污水沼气, 填埋沼气, 非能源作物混燃 0.25 参考分类 陆上风电，水电，能源作物混燃，热电联产废弃物能源 1 后期示范 海上风电, 专用普通生物质能 1.5 刚出现 波浪，潮汐流，先进转化，生物质（能源作物）, 普通生物质热电联产，地热 2 其他优惠政策 直接交易，但预计价格会水涨船高，尽管会 英国于2001年4月开始征收气候变化税 有适当的优惠，以减轻价格波动带来的风险 （ The Climate Change Levy, CCL ），征收对象 （见图19）。 基本是英国的企业和政府部门的能源用户。 利用可再生能源生产的电力免征这项税，原 图 19 英国的现场交易电价 来对可再生能源电力免征4.3/MWh，2008/9 年这项税率为4.56/MWh。 英国的发电企业都向电网运行公司交 电价 费。这种“系统使用费”额度由配电公司或 电网公司确定，也可能两家共同决定，取决 于风电场项目接入点的位置。按照风电场规 日最低电价的月平均值 日最低电价的年平均值 日平均电价的月平均值 日平均电价的年平均值 模，大多数第二轮项目都愿意直接接入到英 日最高电价的月平均值 日最高电价的年平均值 国的输电系统，而第一轮项目大都连接到配 （资料来源: Elexon） 电系统。系统使用费的额度根据地区不同而 不同，如果项目业主从电网运行商那里得到 3.7 比较总结 支付，使用费也可能是负数。这套制度的设 计，是为了有利于支付额外的基础设施成 表23对上述五国海上风电的目标和激励 本，特别是向用电需求量低的地区供电。 政策给出了简要的比较总结。 电力销售占目前海上风电项目收入的 50%以上，往往通过与电力公司达成的固定 期限（通常3～5年）的购电协议来实现，通 常参考ROC和CCL的组合价格销售。这种购电 协议可能包含某些风险分担机制，与ROC回 收效益有关。目前，在英国很少有风电当场 44 欧洲五国海上风电政策评述 表 23 比较总结：目标和激励政策 国家 目标/义务 激励政策 评价 竞争性招标：近期0 .518 和 0.629 DKK/ kWh (首个等效满负荷小时数达到 到 2025 年可再生能源供应比例占 30% ； 50000小时) 每年增加海上风电装机容量约150MW； 丹麦 <0.36DKK/kWh 低到一般 到2025年实现4.6 GW海上风电目标 ； (等效满负荷小时数50000以后)； 电网连接费用由政府承担 竞争招标价格可以更高期限更长； 总优惠约€67/MWh 到2050年可再生能源电力供应比例达到 50%； €c12/kWh(basic EEG)+.€c 2/ 计划到2030年实现 25GW海上风电装机 kWh 德国 容量； (对2014年之前投入运行项目的奖 非常好 电网连接由政府承担(2015年前开工建 励)； 设的项目) 总优惠幅度约 €140/MWh2 确定了法规制度和固定上网电价 竞争性固定上网电价； 很好(长 西班牙 总优惠幅度约€164/MWh (最大) 远角度) 对可再生能源电力实行MEP电价(每年 到2020年可再生能源比例达到10%； 由政府调节)； 荷兰 一般 到2020年实现6GW海上风电装机容量 税收优惠 (EIA)； 总优惠幅度约€97/MWh 到2016年可再生能源比例达到15.4%； 市场电价； 希望到2020年可再生能源比例占 可再生能源证书； 20%； 英国 税收分离 (征收气候变化税)； 很好 通过绿色证书交易制度实现目标； 可能上调对海上风电的支持力度； 独立电网企业提供并网服务，项目开发 总优惠幅度约€115/MWh 商承担费用 注:货币汇率: €/DKK=0.134, €/SEK =0.109, €/£ =1.45. （来源：GH） 4 法规及制度体系 本章对上述五国的海上风电管理制度体 然资源的利用。海岸线以外12海里到24海里 系进行了评述，主要包括下列内容： 之间被称作毗邻区，沿岸国家可在此进行反 主要适用法律和协定； ① 走私和反偷渡行动。毗邻区以外至距离海岸 特许经营权和海床所有权； ② 200海里区域就是经济特区（EEZ），在此沿岸 许可审批； ③ 图20 UNCLOS 1982划定的区域 政府机构； ④ ⑤ 电网接入； 公海 电力销售； ⑥ 大陆架 具体环境法规。 ⑦ 经济特区（200海里） 4.1 主要适用法律和协定 对五国海上风电发展影响最大的国际条 200 约是《联合国海洋法公约》(UNCLOS)1982 海里 [21]。该公约制定了世界海洋利用的规则，确 毗邻区（12海里） 定了各国的权利和义务，包括对商业活动的 领海（12海里） 指导方针。最重要的是，公约划定了各国从 近海 基线 海岸线向外延伸的海洋区域范围，规定了各 国在每个区域的权利。图20给出了UNCLOS中 陆地 划定的区域示意图。 沿岸国家有权对领海制定法律，规范自 （根据 GNU公开文献使用许可重新绘制） 45 46 欧洲五国海上风电政策评述 国家拥有自然资源开发权。 丹麦能源署审批一个海上风电项目要分 实际上，这意味着海上风电项目可以建 三个步骤： 在EEZ内的任何地方，而具体地点将由国家法 环境和技术调查工作开始之前，必须 ① 律决定。此外，还需要一个法律体系，来审 得到先期（预可研）许可； 批这些建设方案。但是，在某些方面，国内 预研究报告通过后，批准风电场工程 ② 法律在EEZ的适用范围较领海区更加局限，这 许可； 主要因为不能确定航海权。 风场试运行前，必须得到能源生产许 ③ 可，有效期通常为25年。项目申请须以书面 4.1.1 欧盟 报告说明所有条件均已具备。对于25MW以上 规模的项目，开发商需须得到发电许可。 正如3.1节考察欧盟层面的目标和激励政 丹麦能源署负责发放所有审批许可，并在审 策中所述，欧盟指令是实施全欧洲政策的主 批过程中征求各方意见。丹麦对海上风电的审批 要措施，相关的主要指令内容包括： 过程可称为“一站式服务”模式，哥本哈根战略对 在温室气体排放方面 [36] ，欧盟决定如 ① 此给与了支持和肯定[47]。具体审批规则在能源供 何将减排指标分配到各个国家，一旦指标制 应法案中进行了明确[44]。 定并公布了，各国则协商进行分配； 促进可再生能源利用方面，欧盟正在 ② 对2020年新目标进行修改[29]。 4.1.3 德国 此外，在环境影响评价方面也有许多法 德国负责审批海上风电项目的主管 律和条约，将在4.7.1节介绍。 部门主要考察项目地点：领海项目由地方 政府 ( B u n d e s l ä n d e r ) 审批，即 M e c k l e n b u r g - 4.1.2 丹麦 Vorpommern, Schleswig-Holstein 或 Niedersachsen ，经济特区项目，由联邦（国 在近海建设风电场必须得到特批，项目 家）主管部门审批，经济特区的风电项目不 须经过翔实的环境评价，证实对景观的影响 仅需获得联邦政府的风电场建设和电缆铺设 很小，且不会对重要的文化遗迹、海洋生物 许可，其输电线路工程还需要获得地方政府 和地质带来影响时，才可以开发建设。也有 许可。 例外，比如某些特殊地区，其可用海域域面 现在，联邦政府明确规定，经济特区 积刚好与风机占地相吻合。 内项目的审批由BSH (Bundesamt fur Schifffahrt 一般来说，任何海上风电场建设前，都 und Hydrographie; Department for Navigation and 需要做环境影响评价（EIA）。 Hydrographie 航海与水文局)负责，同时该局还 法规及制度体系 47 图21 丹麦的“一站式”审批模式 特许权 战略规划 审批 相关利益方 开发商 丹麦能源部 并网 Eltra 激励措施 政府政策 负责协调领海电缆建设的审批。 许可证的有效期为25年，要求风电项目 地方政府对领海海域内项目的审批要按 必须在两年半内开工建设，但由于电网建设 照所在区域的法律，并参照陆上风电场的审 的延迟，往往不可能在规定时间内完成。项 批执行。 目许可本身是一个非常重要的文件，有100多 对于经济特区海域内项目,审批程序遵循 页，规定了下列详细内容： 如下法律。 ①项 目 各 环 节 和 整 个 项 目 周 期 的 生 产 （1） Seeanlagenverordnung (SeeAnlV) 安全； Marine Facilities Ordinance [62] （《海上设施法 ②勘查和建设中要采用最先进的技术； 令》）中有涉及商业性海上设施建设和运行 ③要安装视觉标志； 的相关规定。该法修正案第3款允许适宜区域 ④风场选址和布置要尽量避免船舶碰撞 建设海上风电场，但需要开发商证明所开发 等事故； 项目对区域的影响在允许范围内。导致项目 ⑤噪声降到最低（对动物的影响最小）； 申请被拒绝可能的原因如下： ⑥保证有拆除时所需资金。 ① 影响航海设施及其标志； （2） S e e a u f g a b e n g e s e t z ( S e e A u f g G ) ; ② 干扰海上或空中航道。要求至少距离 Maritime Federal Responsibilities Act （《海上联 主航道2海里，并在风机上安装AIS（自动识别 邦义务条例》），规定新建海上风电场不妨 系统）； 碍海上航行[68]。 ③ 污染海洋环境； （3） Infrastrukturbeschleunigungsgesetz ④ 威胁到鸟类迁徙，评价指标是风场造 (InPBeschlG); Infrastructure Acceleration Law 成的鸟类伤亡数，应该注意的是，鸟类迁徙 （《加快基础设施建设法》），规定海上风 中的伤亡率本身就很高。 电和陆上风电并网费用由电力公司承担，适 48 欧洲五国海上风电政策评述 用于2011年底前开工建设的海上风电场[66]。 （3）《海上风电场建设标准》， 根据领海管理办法，审批手续依据下列 Standard Konstructive Ausführung von 有关地方法律规定的条款： Windenergieanlagen auf die Meeresumwelt (stUK （1） Raumordnungsverordnung (ROV), 3), 2007年2月 [83]。 Regional Planning Act （《地方规划条例》， 海上风电场在审批前须完成勘查和评价 1990年12月13日实行），规定了获得审批须 工作，BSH有义务和责任批准海上风电项目, 遵守的法律[64]。 该项目及相关活动会对海洋环境或海上交通 (2)Bundesimmissionsschutzgesetz 造成危害除外。 (BimSchG); Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, 4.1.4 荷兰 Geräusche, Erschütterungen und ähnliche 北海地区的主要适用法律和协约包括 Vorgänge, 1974, Federal Pollution Control Act （陆上风电场适用不同的法律法规）： （《 联 邦 污 染 防 治 条 例 》 ） ， 规 定 陆 地 和 荷兰管理联邦海域的法律( Wet beheer ① 领海海域内建设风电场由地方主管部门 rijkswaterstaatswerken (Wbr)) ，包括整个经济 (Bundeslander)审批[70]。 特区[91]； BSH已发布了三个法定标准，指导规范场 荷兰经济事务部的“MEP制度”（MEP ② 址勘查、环境影响评价以及项目设计工作。 是荷兰语缩写，表示“环保型发电”）， 一般，获得批准须符合以下条件： Milieuvriendelijke ElectriciteitsProductie [114]。 （1）《地质条件和海底电缆铺设路 线勘查标准-海上风电场基础和海底电 缆铺设路线评估的最低要求》，Standard 4.1.5 西班牙 Baugrunderkundig, Mindesanforderungen fur 西班牙针对海上风电场开发的主要法 Grundungen von Offshore-Windenergieanlagen, 律有： 2003 [81]. 第1028/2007号皇家法令，该法令包含海 （2）《海洋环境下海上风电场环境 上风电场建设的行政管理规定。主管部门是 影响评价标准》，2007年修订，也有旧 Ministerio de Industria, Turismo y Comercio through 版本的英文翻译稿（2003），Standard – Dirección General de Política Energética y Minas Untersuchung der Auswirkungen von Offshore- （工业、旅游与商业部）。该皇家法令包括 Windenergieanlagen auf die Meeresumwelt (stUK 以下内容：. 3), Februar 2007 [82]。 ①第661/2007号皇家法令，规定可再生 法规及制度体系 49 能源和非传统能源生产的管理，主管部门是 审批法 工业、旅游与商业部。 有很多法律影响对英国海上风电项目的 ②第1995/2000号皇家法令，规定传输、 审批，详细情况在4.3.5中说明。 配送、交易和供应以及其电力能源设施的审 健康和安全法 批程序。主管部门是工业、旅游和商业部，其他 英国有许多有关海上风电场开发、建设 三个机构也对此负有重要的责任：Operador del 和运行的健康发展和安全管理法规，本报告 Mercado Ibérico de Energía (OMEL), Red Eléctrica 由于篇幅有限不能一一介绍，下面只提及一 Española (REE) and Comisión Nacional de Energía 些最重要的法规。详细情况可参考英国风能 (CNE)，详细情况请见4.6.4节。 协会资料[123]。 ③第1302/1986号皇家法令，负责指导 （1）职业健康与安全等法案1974 环境影响评价。主管部门是Ministerio de Obras 这项立法简称HSW法案，规定了雇主保 Publicas y Urbanismo。 护员工健康、安全和福利的责任，适用于所 ④第22/1998号法律，海岸条例。主管部 有风电项目中雇用劳动力的业主，他们必须 门是负责相关海岸地区的地方当局。 保证他们的业务活动不会对员工或第三方造 2007年7月发布的第1028/2007号皇家 成危害。 法令，是第一部专门提到海上风能的法律法 （2）建设工程（设计与管理）条例SI 规。除了上网电价的法律外，其他的法律均 1994 No.3140 未专门提到海上风电。 这些条例规定称为CDM，与海上风电发 展的许多方面都相关，尤其要求保证对项目 涉及的公司和个人进行健康安全方面的协调 4.1.6 英国 管理。英国健康与安全行政部门颁发了对CDM 英国对海上风电场的开发最为重要的法 条例的指南[141]。 律主要集中在三个关键领域：特许经营权、 （3）码头管理条例SI 1988 No.1665 项目审批以及健康和安全。 规定提出了英国的码头以及领海作业中 特许权法 对健康安全的要求。 影响英国海上风电场特许经营权最重要的 （4水下作业管理条例SI 1997 No.2776 立法是能源法令2004和海洋法案2007。这两项立 规定了对所有商业性水下作业的健康安 法在第 0节中给出了一些介绍。此外，2005年的 全管理，雇主和员工必须遵守的作业步骤， 可再生能源义务法是推动英国可再生能源发展 以降低水下作业风险。 的另一个关键立法，详细情况见3.6节。 （5）电力作业管理规定SI 1989 No.635 50 欧洲五国海上风电政策评述 规定指出了有关发电和输电中的安全原则， 4.2.2 德国 规定了避免电力作业中伤亡危险的措施，且相关 在德国，风电场的特许权是建设项目审 责任人有义务采取必要的预防措施。 批的一部分，因此由管理经济特区海域海床 的中央部门和负责管理12海里以内靠近海岸 4.2 特许经营权授予和海床所 带的地方部门分别负责。 有权 一旦申请者将完整的申报材料提交到BSH 特许经营权有时又称“租约”，指授 后，即意味着获得了开发权申请。BSH主管 予某公司在规定海域开发特定自然资源的权 部门经过若干步骤来处理这些申请，一旦申 利。这种特许权的审批主要由拥有海床所有 请条件合格，并完成了所有的申报资料后， 权的国家机构来完成。在某些国家，这一审 即可进入审批程序。申报的项目按先符合制 批首先要求开发商获得项目的批准，而有些 度规定先处理的顺序，但不一定按申报的先 国家没有这样的要求。 后排队，最终材料齐全的申报方才能进入排 队。因此，对同一地区先申报的项目先处 4.2.1 丹麦 理，申报方将得到一个通知，告之材料是否 丹麦政府对于在领海、毗邻区以及经济 合格。对于先提交申请但材料不齐或不符合 特区海域内的风能利用拥有专有权，项目审 要求的申报方，主管部门会要求其提供补充 批根据供电法进行 [44]。 材料，其间其他项目方可申报同一地点，并 申报一个风电建设项目有两种方式： 有可能获得优先权。 ①投标丹麦能源署发布项目； ②通过“开门原则”申报，当DEA有意开 4.2.3 荷兰 发某个具体风电场时，双方建立投标关系。 荷兰的经济特区海域面积为58619km 2 ， 这两种方法的差别是，在第2种情况下， 水深约20～40m。整个北海地区（不仅荷兰 从风场到陆地的电缆连接由开发商承担，收 部分）的开发强度高，可用于不同开发目 益按陆上风电规定。对第1种情况，电网经营 的，具有重要的生态价值。除现有的经济活 企业承担电网接入费用，通过谈判（招标） 动（渔业、石油和天然气开采、采砂、电缆 决定收益。 和管道铺设等）以外，海上风电开发给这一 这两种方法在丹麦均有先例，已知最大的限 地区造成额外的压力。2004年12月，根据荷 制是要求申报企业有一定的财务能力，以承担项 兰联邦海域的法律，经过若干年的准备，最终出 目建设期间和25年运行期间的风险。 台了允许12海里外建设风场的规定(Wet beheer 法规及制度体系 51 rijkswaterstaatswerken, Wbr)，将开发范围扩大到 售的所有必要手续。荷兰业界普遍认为，还 整个经济特区（EEZ）。现在荷兰联邦政府（特别 需要得到其他一些具体的审批手续，如安装 是V&W部，见4.4.4节）根据这项Wbr规定，制定 维护中船只的停靠，穿越沙层的电缆铺设， 经济特区海域的空间利用规划。要求必须开展海 工程作业条件等，需要建立某种“一站式” 上风场的环境影响评价。 方法来理顺这一审批过程。 一项海上风电场的审批过程需经过以下 几个主要步骤： 4.2.4 西班牙 ①提交启动申报函； 如4.1.5节所述，西班牙管理海上风电 ②接受项目申报指南； 的规章办法是第1028号皇家法令，可以分成 ③申请MER批准； 两步： ④进入检查和征求意见程序。 第一步，政府准许开发商对该地区进 海床特许开发权只授予某一家开发商， 行深入调研，并给出开发区域特征报告，最 审批过程同上。这意味着只需要一次审批过 后向社会公布。报告中必须有容量系数的估 程即可获得风电场工程建设、验收和电力销 算。应注意的是，该报告的公布必须在实际 图 22 西班牙海上风电项目审批流程 52 欧洲五国海上风电政策评述 测量工作开始之前。 第一轮是英国海上风电的示范项目，对 第二步，开始招标，任何开发商都可以 项目的要求如下： 申请开发经过调研的区域。所有相关部门的 ①风电机组数量：每个项目最多30台。 代表将组成一个委员会，该委员会根据以下 ②最小装机容量：20MW。 指标来决定哪个项目最好： ③项目地点：英国领海范围内（离岸12 ①开发商的法律实力、技术实力和经济 海里以内）。 实力； ④项目占地10平方公里。 ②装机容量（项目开始后不能变）； 对风场规模和地点的要求决定了只批准 ③电价方案； 沿岸的浅海风电场，项目水深不超过20米， ④容量系数估算； 离岸距离不超过12公里。 ⑤项目拟采用技术的说明； 第一轮项目没有规定开发区域和海洋区 ⑥项目的经济、环境和社会影响。 域，项目开发商可自行申请领海内任何场址。 最后，政府将为开发商发放建设项目和 事实表明，这种对项目地理位置不加限制的做 海区使用许可证。 法，已经造成了对技术或环境不利现象。审批过 图22概述了1028/2007号皇家法令中规定 程的问题在第二轮项目中得到部分解决，具体措 的审批过程。 施包括：严格限制重要战略地区的项目，做好技 术可行性研究，更重要的是做好战略环境评估 4.2.5 英国 （SEA）。得到三个相关地区的SEA结果后，DTI决 定，在海岸外8～13公里范围内不得建设风电场， 特许权与英国公有财产组织 以减少视觉影响，并减少社会对影响某些鸟类生 英国有一个Crown Estate（英国共有财 活环境的担忧。 产，简称CE）组织，拥有领海内的海床所有 第二轮风场开发中，对申报的项目没有 权以及围绕经济特区海域的整个英国大陆架 规模限制，建设了很大规模的风场项目，已 内资源的开发权。CE的职能是增加增加英国 批准的最大规划装机容量达到1.2GW，最大 公有财产的价值，进而使英国政府能从中获 占地面积达250平方公里。 益。CE隶属于英国财政部。 第二轮开发中，Crown Estate 一次性收 和贸易与工业部一起， Crown Estates 取申报成功项目的申请费，费用标准取决于风场 为英国海上风电法规制度体系的建立起到了 海床面积不同，额度范围从小项目的£25,000到 核心作用，这主要体现在2000年和2003年连 150～250km2大项目的50万英镑。开始运行以 续两轮的风场项目审批。第2.6节给出了这两 后，第二轮项目需要支付契约租金，租金按 轮CE项目的详细介绍。 法规及制度体系 53 £0.88/MW•h乘以一定的系数计算，相当于 定的规模是150MW），要求开发商必须针对 电力销售额加上优惠补贴总收入的1%。 风电场若干问题开展后续深入的调查研究。 按照计划，2009年将批准一批新的风电场， 一个由多国科学家组成的专门小组，通过一 但关于第三轮开发的安排尚无明确的消息。 个监督委员会来负责监督这些研究项目的实 能源条例2004 施。这些研究项目的经费由开发商支付，但 为了建立一个针对英国领海外可再生能 可以通过价格补贴得到补偿，见3.1节。 源项目的法律体系，需要有新的立法，因此 有关最新上报的两大项目（ Horns Rev 2 英国颁布了能源法案2004 [124] ，该法确定了领 和 Nysted/ Rødsand 2 ）还没有开展任何后续研 海附近围绕英国经济特区海域的一个可再生 究，因为这两大项目靠近第一批示范项目， 能源开发专区。法案要求开发商按照电力法 尚未发现任何重大问题。 案1989申报审批项目，并把可再生能源专区 内的租赁契约的审批权交给了CE。 4.3.2 德国 海洋法 经济特区海域内的风场项目主要依照 英国的特许开发权制度在某种程度上受 Seeanlagenverordnung (SeeAnlV)Marine Facilities 2007年海洋法的影响，该法案的一份白皮书 Ordinance [68]（海洋设施法令）进行审批，同时 [142] 目前正在征求各方意见 。法案本身是为了 须符合Seeaufgabengesetz (SeeAufgG); Maritime 完善现有的海洋环境立法，有利于战略规划 Federal Responsibilities Act[63] （海洋联邦义务法 中充分考虑环境和经济利益。目前，对风电 案）的规定。审批过程如下： 场特许经营权的直接影响还不清楚，因为白 ①向BSH提出申请， 皮书提出的未来海洋利用的布局规划还只是 ②BSH评估申报材料是否齐全，包括方案是 战略层面，不是具体的开发计划。 否足够详细，如果不齐，则允许修改和补充； 第一次征求有关部门的意见，包括当 ③ 4.3 许可审批 地航运部门，联邦矿业部门，环境和自然保 4.3.1 丹麦 护区管理部门； 4.1.1和4.2.1节中对这些问题已经讨论 第二次更广泛征求意见； ④ 了很多，但下面仍需作进一步解释： 召开答辩会，由开发商作项目介绍， ⑤ 应该认识到，由于海上风电场对环境影响的 通过所需的研究范围； 不确定性，丹麦能源署针对大型风场申报项 项目申报企业开展环境影响评价（20 ⑥ 目采取了以下措施。如果项目规模较大（具 台风机以上项目），航运影响评估，提交研 体数字没有确定，但在第一次行动计划中规 究报告。此时申报项目具有优先权7； 7之前申报项目具有初步申请优先权，可申请封锁场址：这一规定在2001年11月15日有了变化，变成了BNatSchG ，后来又做了修改，见AnlV。 54 欧洲五国海上风电政策评述 ⑦ BSH协调有关部门对申报项目进行评 Nördlich Borkum [78] ，2个在波罗的海的 Kriegers 估，提出意见； Flak [79]z和Westlich Adlergrund [75]。划定专门的海 BSH公布申报项目，并广泛征求意见； ⑧ 上风电开发区，是政府的一种前瞻性手段， BSH评估申报项目，重点是环境影响和 ⑨ 可以保证海上风电按计划有序开发，避免应 航运影响（第二项评估由航道和海运指导委 对个案项目申报的不便。在这些划定的开发 员会负责）； 区获得规划审批比较容易，因为联邦政府已 ⑩发放项目许可证，其中包括开发条件等。 经开展过环境影响评价。在开发区以外获得 输电线路上岸的审批由地方行政机构负 审批则要难得多，在对应陆地区域，风场开 责，需要和各个地方和联邦机构协调，征求意 发被严格限制在指定区域。BHS认为，指定海 见，或要求当地批准。尤其要考虑到自然环境和 上风电的开发区将来只接受80台以上风机的 文化遗址保护，以及将要经过的道路、铁路、水库 风电场方案。 和河流等。由于这些所有权分布广泛，因此很费 N rdlich Borkum 风电场被划分成三个区 周折。例如，ENOVA内海项目的70公里陆地输电 域，现有4个开发项目：Borkum Riffgrund West, 线路要穿越700块土地，这些地块归400个私人 Borkum Riffgrund, Borkum West/Alpha Ventus 和 所有。The Infrastrukturbeschleunigungsgesetz [66] Godewind 。 Kriegers Flak 只有一个项目Kriegers 将获得许可的工作及输电线路费用转由电网 Flak ； Westlich Adlergrund 有两个项目： Arkona 公司承担。由于不确定是否能因电网公司不 Becken Südost 和 Ventotec Ost 2 。所有项目又 能准时提供电网接入而得到足够的补偿， 获得了风电场工程许可，虽然有的是在宣布 有些开发商还在继续申报建设输电线路， 指定开发区之前审批的 8 。此外，在这些地区 一旦申报成功，许可证将移交给电网公 以外也批准了一些建设项目。 司，由电网公司补偿开发商费用。 附件1详细说明了一些海上风电场的规划 4.3.3 荷兰 过程。一般地，审批过程非常缓慢，这是由 依据 Wet beheer rijkswaterstaatswerken ， 于申报材料过多，开展广泛的环评的能力不 简称Wbr (Public Works and Water Management 足，以及主管部门缺乏处理经验等。 Act ，公共工程与水管理法)，荷兰的海上风电 目前，2个海上风电项目没有通过审批， 发展须考虑北海地区的环境和生态系统，也 它们都在波罗的海，且项目地点被划在Natura 需考虑海洋的其他功能（如军事区、航船路 2000保护区。 线、隔离区、搜索区，珊瑚礁资源以及海底 经过战略环境评估，2005年12月有3个 电缆线路等）。法律原则上对海上风电场开 地区批准为海上风电开发区，1个在北海的 放整个经济特区海域，但实际上有些区域绝 8 例如，Alpha Ventus (Borkum West)2001年11月9日就获得了审批，2004年12月15日通过了输电线路批准。 Borkum Riffgrund 和Borkum Riffgrund West都是2004年2月25日通过的。这些日期都在2005年12月宣布指定开发区之前。 法规及制度体系 55 对不能（也不适合）建设海上风电场。 4.3.5 英国 Wbr 说明了工程审批的要求，须提供的信 英国的海上风电场开发商在获得规划审 息如下： 批方面积累了丰富的经验，成功率较高，评 风电场范围内的合作方； ① 估周期也比较短。本节讨论具体的规章制度 风电场的类型和设计方案； ② 要求，相关政府部门以及英国的海上风电项 有关风电场 ③ “电网和必要条件”的信息； 目审批程序将在4.4.6节做进一步介绍。 对其他海洋利用的影响； ④ 原则上，开发商可选择通过两套审批 风电场对环境的影响； ⑤ 制度之一获得项目的审批，每套制度都须依 建设施工方案； ⑥ 照某些法律规定，如表24所示。在某些情况 维修计划； ⑦ 下，具体项目可能需要额外的审批，尤其是 安全保障方案； ⑧ 陆上项目。 根据国际灯塔协会有关部门对海上风 ⑨ 下面对每套相关的法规做一个简要总结。 电场标记的建议制定标记方案； 电力法案1989（EA）-第36条[130]，2004 应急处置方案； ⑩ 年修订 电场预计使用寿命； ⑪ 领海海域内装机容量1MW以上的海上风 拆除计划方案； ⑫ 电项目须按此法案审批。同时，贸易和工业 风机设计评估证书。 大臣批准了开发商上报的项目后，项目周边海 相关的审批文件（荷兰文）可参见文献[109]。 域将不允许进行公共航行（第46B条）。假如风电 场可能妨碍重要国际海运航道，项目将不能获得 4.3.4 西班牙 西班牙对海上风电项目的管理规定依照 表24 英国海上风电项目的两套审批制度 1028/2007号皇家法令，4.2.4节的流程图对 第一轮开发 第二轮开 方案 (EA / 发(TWA / 此作了说明。 FEPA) FEPA) 开发商必须向工业、旅游和贸易部提交 电力法1989-第36条 √ N/A 食品和环境保护法 1985 √ √ 建设申请，期望成为特殊发电项目，以便得 交通运输和工程法1992 N/A √ 到优惠，申报材料应包括环境说明。此后若 海岸保护法1949-第34条 √ N/A 城镇和乡村规划法 1990 (√) (√) 环境影响评价未发现问题，则由海岸管理机 电力法1989-第37条 (√) N/A 水资源法 (√) (√) 构（Costal General Direction）发放公共海域开 注: 第一轮开发针对领海海域或可再生能源区的项目； 发许可证。 第二轮开发只针对领海内项目； √ 表示必须按该法律审批； (√) 表示可依据该法律审批。 56 欧洲五国海上风电政策评述 批准。能源法案2007修正案颁布以后，该法案也 城镇和农村规划法1990第90条和第57条[135] 适用于英国的经济特区海域。 海上风电场的陆地部分必须上报审批， 食品与环境保护法（FEPA）（第二部 有两种办法： 分）1985[131] 第90条：依照第36条申报规划审批， ① 这项立法是为了保护海洋生态环境和人 或依据交通工程法1992的法令申报。 类健康，防止海洋资源遭受破坏和干扰。需 第57条：分别申报规划审批，由地方 ② 要获得FEPA审批的内容有： 规划部门负责。 气象观测塔及其基础的安装； ① 风机基础安装； ② 4.4 政府机构 沉积物冲刷保护； ③ ④ 连接岸上的海底电缆铺设； 4.4.1 欧盟 相关的施工工程（如接线盒、涉及海 ⑤ 欧盟的立法通常由欧盟委员会的相关部 岸防护设施的电缆陆地连接等）。 门负责，在部长委员会的指导下进行，该 [132] 运输与工程法1982（TWA) 委员会对立法项目的成败有着极其重要的 TWA法案专门审批领海海域内的海上风 影响力。 电场项目，可临时修改公共航海权，批准辅 有关海上风电的指令涉及以下三个广泛 助性工程，有权强制征地。 的领域： [133] 海岸保护法1949(CPA) 对环境的影响； ① CPA的第34条涉及海上风电对航海安全的 气候变化； ② 影响。36B条实行以后，依据EA第36条同意的 解决能源供应安全的能源政策。 ③ 项目不再需要CPA审批。 这些欧盟指令经过各国议会正式批准 [125] 电力法案1989（EA）第37条 后，再由部长委员会和欧洲议会批准，以便 当海上风电场建设中含有架空输电线路 成为各国法律。后者批准时间较长，但关键 时，依据EA第37条规定，需要报批。当海上 立法的批准最短可能只需一年。 风电场输电线路涉及该法第36条要求时，一 欧盟委员会内部还设立各种协调、疏通 般需要同时审批这两项申请。 和顾问机构，目前最重要的有TPWind，即 [134] 水资源法1991第109条 “欧洲风能技术平台”。 当在主要河流的河道上建设工程时，需 要得到环境部门的批准，这主要涉及风电设 备跨越河道连接到陆地输电基础设施。 法规及制度体系 57 4.4.2 丹麦 表25 丹麦项目审批中需考察的指标 考察因素 优先级 丹麦海上风电开发主要由丹麦能源署 航行路线 /航海安全 B （DEA）管理，见2.2节的说明。 现有的海上风电场 B 原材料开采 / 将来的利益 A 参与丹麦风电审批的其他机构都须遵守 巨石挖掘 A DEA的管理规定，审批过程中的各项沟通工作 采沙 A 也通过该机构进行。 现有海上国际自然保护区 B 将来可能的国际海上自然保护区 A 表25列出了审批程序需考察的各项指 自然、环境保护区 A 标，包括两种优先准则： 水深 A 石油和天然气管线、海底电缆 B A——有不同选择，但其必须相互平衡 景观影响 A B——按已确定的优先顺序考虑 捕鱼 A 国防 A和B 审批程序中，开发商必须与所有相关方 无线电联络 A 面进行沟通，包括私有企业、政府和地方组 考古 A 气象 A 织，但最终将由丹麦能源署决定。 轮渡航线 B 按照目前的制度，丹麦海上风电项目审 废弃物处理 A 表26 丹麦海上风能相关职能部门 部门 职责 海上风电发展的主要法规政策制定部门；负责与其他政府 丹麦能源局 机构的协调，为海上风电开发商提供一站式服务 隶属丹麦气候与能源部（2007年成立） 在丹麦海域、法罗群岛和格陵兰岛海域为海上航行安全提 丹麦海洋主管部门 供保障 皇家航海和水文管理局 隶属丹麦国防部 丹麦环境保护局 隶属丹麦环境部，促进对人类、环境和自然的保护 市政和区县理事会 地方规划 开发、建立和恢复自然环境，开展野生动物种群和植物种 丹麦森林和自然保护局 群的管理工作 文化遗产保护部 隶属文化部 渔业监督局 负责管理丹麦渔业的行政、法规、监督和检查的相关工作 丹麦电力传输系统运营商（TSO）和超级电网的所有人 EnergiNet.dk （400 KV） 58 欧洲五国海上风电政策评述 批中，还没有出现过各方利益严重冲突的情况。 4.4.4 荷兰 根据条例规定，参与审批的政府机构主要有： 荷兰主要由两个政府部门负责海上风电 4.4.3 德国 项目的审批和规划[93]： 表27和表28分别列出了德国与海上风 （1）荷兰交通、公共工程和水资源管理 电相关的联邦和地方主管部门及其他相关 部，负责北海地区海上风电的审批 机构。 该部门负责荷兰的一切交通运输（包括 表27 负责海上风电的德国联邦政府和地方政府机构 缩写 机构名称 职责 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und 制定可再生能源电价，联邦机构负 BMU Reaktorsicherheit www.bmu.de 责可再生能源和环境管理 Bundesamt fur Schifffahrt und Hydrographie 联邦机构，主要负责海上风电项目 BSH www.bsh.de 审批 负责环境保护的联邦机构，属于 BfN Bundesamt für Naturschutz www.bfn.de BMU. 负责保护人类环境的联邦机构，属 UBA Umweltbundesamt www.umweltbundesamt.de 于BMU Ministerium für Technologie und Energie des Schleswig-Holstein 地区的技术和 Landes Schleswig Holstein www.bmwi.de 能源管理部门 Umweltministerium Niedersachsen www. Lower-Saxony 政府环境部门 mu.niedersachsen.de 表28 相关委员会，联邦和地方发展机构 缩写 机构名称 职责 Deutsche Energie-Agentur Dena 联邦机构，负责提供咨询，并协调能源部门项目 www.dena.de Windenergie-Agentur Bremerhaven / Bremen wab 地区商业扶持机构 www.windenergie-agentur.de Offshore Energies Competence Network Rostock e.V. Gesellschaft für Wirtschafts- und Technologieförderung www. 地区商业扶持机构 offshore-energies.de Forschungsplattformen in Nord- und Ostsee FINO 北海和波罗的海的测风塔研究项目 www.fino-offshore.de / www.fino-offshore.com Stiftung Offshore Windenergie 在Alpha Ventus风场负责试点项目的联邦部门 www.offshore-stiftung.de Ständiger Ausschuss Offshore Windenergie der 中央和地方的联合委员会，负责协调海上风电部 StAOWind Bundesregierung mit den Küstenländern; Koordination der 门的规划工作 Genehmigungsverfahren FOWEUM Forum Offshore Windenergie und Umweltschutz 委员会 FoNeOWind Forum Netzanschluss Offshore Windenergie 委员会 MonNetz Monitoring Netzausbau 委员会 法规及制度体系 59 陆地和海洋运输），海岸保护和荷兰经济特 交通运输、 ① 公共工程与水资源管理部； 区海域活动的审批。 国防部； ② 经济特区具体由下属的北海事务部(DNZ) 经济事务部； ③ 负责管理北海地区的商业活动，包括海运、 农业、自然管理与渔业部； ④ 渔业、捕捞、采砂、海洋环境及其休闲等。 外交部； ⑤ 该部门有一个船队，负责执行专门的水文调 住房、空间规划与环境部。 ⑥ 查（如调查航行危险），划定行船路线和靠港航 线，以及清除污染等，负责实施有关北海污染区 4.4.5 西班牙 域管理的1983年波恩协定。DNZ还负责建立一个 在 西 班 牙 参 与上 述 行 政 管 理 的 部 门 见 北海地区的信息系统，并监测海鸟数量。 表29。 （2）住房、空间规划和环境部，负责荷 兰经济特区海域的利用规划。 该部为荷兰制定并实施空间规划政策， 4.4.6 英国 包括住房土地利用规划和海上开发规划。该 政府部门和审批程序 部“大力发挥自治作用”把部分规划决策权 （1）DTI和ORCU 任务交给当地部门。 英国最近解散了贸易与工业部（DTI）， 此外，荷兰在北海的权利由IDON（北海政策 由商业、企业和法规改革部（DBERR）代替， 和管辖部门间委员会）协调，参与的部门有： DTI的能源管理职能进而全部转到了DBERR。 表29 负责海上风电的西班牙政府机构 部委 部门 部委 部门 职责 西班牙语名称 英译 Ministerio de Industria, Turismo y Comercio 工业、旅游和贸易部 负责项目审批和 Dirección General de Política 能源政策与矿产 执照发放 energética y Minas 处 Ministerio de Medio Ambiente 环境部 负责项目审批和 Dirección General de Costas 海岸管理处 执照发放 海航安全、航海 Ministerio de Obras Publicas 公共工程部 和海上人类生活 Dirección General de la Marina 商业航海处 Mercante Puertos Autoridades 港务局 渔业保护与养殖 Ministerio de Agricultura, 农业渔业和食品部 Pesca y Alimentación 60 欧洲五国海上风电政策评述 DTI在其内部成立了一个海上可再生能源 FEPA途径进行项目审批，需要有议会代理机 批准局（Offshore Renewable Eonsets Unit, 构的参与。审批程序所需时间如表30所示。 ORCU），集中受理海上风电场的审批申请。 环境影响评价和法定咨询事宜 职责是审批符合的项目，但项目须遵循能源 海上风电场的环境影响评价是一整套 法案和交通与工程法，因此该部门成为开发 重要工作，既有资料调研，也有野外考察工 商咨询审批问题的唯一联络窗口。 作，通常要对下列问题进行深入研究： （2）Defra, DfT 和 MCEU 土地利用 ① 保护区 ⑩ 与ORCU的密切合作的部门是海洋审批 陆地和海洋景观 ② 挖泥和清淤 ⑪ 与环境局（ Marine Consents and Environment 石油和天然气 ③ 海底电缆 ⑫ Unit, MCEU ），该局协调所有海洋作业的申 养殖 ④ 捕鱼 ⑬ 请，这些申请来自环境、食品和农村事务部 鸟类 ⑤ 考古 ⑭ （Defra）和运输部（DfT）-FEPA和CPA，它们 海岸治理 ⑥ 其他可再生能源 ⑮ 在审批程序中的关系如图23所示。 港口和海运 ⑦ 海洋休闲 ⑯ 值得一提的是，为了处理好运输与工程 军事行动 ⑧ 矿产开发 ⑰ 法的相关问题，依照4.3.5节介绍的TWA/ 文化 ⑨ 综合影响 ⑱ 图 23 英国审批机构示意图 开发商 申请 协调 协调 协调 协调 表 30 英国海上风电项目审批所需时间 阶段 说明 通常所需时间 起草调研报告 项目的全面技术说明，潜在环境影响提供给有关方面 6 ～ 12个月 准备 环评/审批文件 详细调查研究，进一步明确技术方案，减轻环境影响措施 18 ～24 个月 征求意见和协商 申请上报后，与有关方面以及审批部门进行详细讨论 12 ～ 18 个月 审批决定 由部委决定 法规及制度体系 61 初步审查完成后，项目需要通过针对上 4.5 电网接入 述各类问题的环评，并在同时进行的谈判期 4.5.1 欧盟 间，广泛征求各方意见。大多数情况下，由 于广泛征求了意见，英国的项目审批做得都 欧盟电网接入由各国决定，但欧洲多数 比较好。英国风能协会在这方面很好地总结 电网是同步运行的，因此各国间的电力传输 了经验 [124] ，包括提出意见的有关单位和政府 有时受到控制，有时不受控制。 部门的详细信息。 这使得邻国的电网经营企业之间的交流 其他政府机构 和合作越来越多。目前欧洲最著名的的研发 除审批部门以外，最重要的或许就是健 项目包括： 康与安全执行委员会（HSE）了，它是英国工 (1)智能电网 [37] , 欧洲技术平台 研究 作和养老金部的下属机构。HSE的主要职能是 的导向是：“未来全欧洲的电网必须为所有 管理和实施健康安全与工作法，见4.1.6节。 消费者提供可靠性高、成本效益佳的电力供 这意味着HSE的核心职能是保证英国海上风电 应，既要充分利用欧洲大型集中式发电厂， 项目的设计、施工和运行中，要充分重视健 也要充分利用小型分布式电源”。研究组的 康和安全问题。 目标是，为欧洲的电网发展提供帮助，实现 另一个重要单位是DTI下设的可再生能 电网的： 源顾问委员会（Renewable Advisory Board， 灵活性：面对未来改革和挑战的同 ① RAB），委员会由相关政府部门代表、可再生 时，满足所有消费者的需求。 能源产业代表，以及各工会代表组成，其职 ②易接入性：为所有电源，尤其是零 能是增强各部门对英国可再生能源发展问题 排放或低排放的可再生能源和高效的本地电 的理解和沟通。 源，提供接入服务。 地方政府 ③可靠性：保证供电安全，提高供电质 依据1990年的城镇和乡村规划法 [ 1 3 0 ] ， 量，提高数字化时代应对危险和不确定因素 申报陆上项目，必须上报地区自治委员会 的能力。 （District Council），且先由当地规划部门 经济性：通过创新和能效管理，按照 ④ 官员认可。申请失败项目可向规划检查官申 “公平”的竞争和规范，实现最佳的经济效益。 诉，请求进行公共调查，然后检察官的建议 (2)电力交易 [38] 研究欧洲电网能容纳多少 将转交给DBERR，后者决定最终结果。 风电，包括海上风电。例如，任务之一是找出各国 电力市场贸易规则的中对不稳定电源，如风电的 歧视条款,并提出修订建议以消除歧视。 62 欧洲五国海上风电政策评述 (3)乘风计划 [39] 是一个范围较广的研发项 50～100MW）要进入电网的话，电网系统将 目，包括在风电机组层面和电网层面上解决 要追加大笔费用。 风电并网问题，其中准确的发电量预报有利 目前建设的三大私营海上风电场（ Samsø 于大量风电接入电网，且不影响电网正常运 23MW ， Rønsland 17 MW 和 Middelgrunden 行，还有利于提高电力行业对风电的认识。 40MW）符合方式②，尚未发现具体问题。 接纳大规模风电上网需要各国电网之间 的密切合作，因为风电的随机性预示着提高 4.5.3 德国 风电上网的比例需要加大电网的规模和多样 在德国，使用电网系统无需付费。电网 性，这样风电才能使合作的各国受益。 公司负责电网接入、维护和扩建。风电场业 主公司支付输电线路费用。德国加快基础设 4.5.2 丹麦 施建设法[66]要求，一定期限内，海上风电场 丹 麦 海 上 风电 场 接 入 陆 地电 网 有 两 种 只建风场内部的接入点，因此电网公司为电网基 方式： 础设施扩建和电网接入提供资金和法律支持。 如果项目符合丹麦能源署制订的行动 ① 德国的电力系统运营企业协会（VDN）已 计划，电网公司将承担指定风电场的联网费 经公布了风电场连接电网系统的基本指导方 用，发电企业只需要建一个升压变压器； 针和输电技术规范[92]。 ②如果项目由开发商（按开门原则） 总体上，德国北部电网已接近满负荷运 提议，电网运营公司必须承担从电源到 行，因为过去该地区的电网能力比较弱（电 最近相关陆地接入点的费用，并根据需 网升级改造滞后），且承担了大部分陆上风 要 建 设 升 压 变压器。假如大量电力（可能 电并网。目前正在实施一项电网改造规划， 表 31 海上风电场并网选定的变电站 地区 变电站 电压/kV 功率 /MW 时间 Brunsbüttel (Vattenfall) 380 4540 2020年 Open North Sea Conneforde 380 3200 2020年 Moorriem 380 3200 2020年 380 (125) (2007年) Böxlund Sylt 640 2010年 Brunsbüttel(Vattenfall) 380 1110 2010年 Helgoland Brunsbüttel(E.ON) 380 750 2010年 Maade 220 240 2007年 Emden / Borßum 220 60 2007年 Borkum 380 (1630) (2010年) Diele 4900 2020年 380 (226) (2007年) Rügen Bentwisch (611) (2010年) 1011 2020年 380 (400) (2010年) Rostock Lubmin 700 2020年 资料来源: [79]/[13]。 法规及制度体系 63 特别是要解决Rhein/Ruhr, Frankfurt, Stuttgart 和 4.5.4 荷兰 München [89]三个负荷中心区的输送瓶颈问题。 荷兰的电网很发达，具有安全供电和跨 新的海上风电输电线路能力达到了前所未有 境连接的特点。该系统确实存在一些老化的 的水平，其中提出新的解决方案，甚至采用 设备，明显缺少建设高压输电线路和地下电 了全新的技术，如气体绝缘电缆等。 缆所需的陆地空间，这也给电网的长期升级 表31给出了海岸变电站的现有输电能力。 改造提出了一些难题。 预计海上风电机组容量将对电网的运行 目前荷兰对所有发电技术没有提供公 产生重大影响，需要认真解决。一项2005年 平竞争机制，传统且成熟的能源技术往往占 完成的由dena委托的电网研究认为海上风电完 优。荷兰电网的技术结构如下： 全可以接入电网，需解决的只是成本问题。 国家级特高压输电网： ① 380kV和220kV。 主要研究内容有[89]： 地区级高压输电网：150kV，110kV和 ② 假定20%的电力来自可再生能源[海 ① 50kV。 上风电占5%（27.9GW），陆上风电7.5% 大用户供电和配电采用中压输电： ③ （20.4GW），其他可再生能源电力占7.5%] 3～30kV。 陆地电网改造工程需要新建850km高压 ② 零售用户和小企业采用低压输电： ④ 输电线路（220/380kV），相当于全国线路长 230～400V。 度的5%，另外2015年前升级改造400km现有 荷兰的输电系统运营商是 TenneT ，经 线路，估计总费用需要11亿欧元，约提高消 营380kV和220kV输电系统。区域运营商按照 费电价约€c0.025/kW•h。 150kV及以下电压输电。按照2020年海上风电 海上电缆需要的经费可能更多 ③ 装机和电力总装机达到6GW和21GW的目标 如果条件得到改善， ④ 2003年违反UTCE安 （主要是化石燃料发电厂），荷兰需要对电 全规定的事件（强风以及电网或常规变电站的相 网加强管理，与其他欧洲国家实现互联，包 关功能失效）本来是可以避免的，通过规范风电 括与挪威在建的700MWNor Ned联网，与英国 并网的要求，这个问题已经解决了。 规划的BritNed的规划联网，后者预计到2010 按99%的可靠性水平，2015年36GW风 ⑤ 年开始运行。 电装机容量可信度为6%。 为了解荷兰如何实现6000MW海上风电 2015～ ⑥ 2020年期间，很可能还需新建1000km 并网，荷兰经济事务部于2003年7月至2004年 高压输电线路，在本研究的第二阶段已经对此 5月委托其他单位进行了“并网6000MW”研 进行了考察。这项研究涉及的时间跨度将延长到 究项目。研究团队由经济事务部以及Novem组 2020～2025年期间，计划2008年底完成[82]。 成，ECN，KEMA和Royal Haskoning还为项目调 64 欧洲五国海上风电政策评述 研进行了必要的技术背景研究。2004年7月完 因此，西班牙目前实行与陆上风电相同 成了最终的研究报告 [100] ，经济事务部已经在 的规章制度。RD1955/2000制定了45/1997号 实施如下研究成果： 法律，作为电力部门的主要法律，规范各种 风电场的可选场址位于中部省区南荷 ① 活动，处理各电力运营代理公司之间的关系。 兰和北荷兰海岸外25～50km的海峡； 这项皇家法令指定Red Eléctrica (REE)作为电 在 Maasvlakte和Beverwijk 380kV变 ② 网运营商（GO），让REE在优质连续供电和系统安 电站是最合适的电网接入点，最好将其用 全的原则下，制定电网的接入要求。 电缆连接； 依据RD1955/2000法令，REE推出了电网 ③ 电网升级改造在9～15年里需要投资约 运行办法：‘Resoluciones de laSectreraría 3亿欧元； de Estado de Energía y Recursos ④ 在目前供需情况下，如不改造陆地 Minerales’。该办法给出了相应的运行要求， 电网，只能接入3000～3500MW风电，包括 并具有强制性。 1000～1500MW连到150kV电网，2000MW连接 到Beverwijk和Maasvlakte； 4.5.6 英国 若要接纳5000MW以上风电，陆地电网 ⑤ 必须要扩容； 电网接入 ⑥ 1998年的电力法没有涉及12海里以外 在英国，获准并网的基本程序是，首先 区域的电网接入、电网运营商以及电价。这 向有关的电网运行企业提出申请，低电压接 一点需要澄清，但荷兰经济特区除外。 入须向当地配电网络运营商申请，直接接入 该报告建议，近期各风电场可以提供自 输电系统向国家电网申请，这两种情况的申 己的建设输电线路，将来这些项目就能向海 请程序大致相同。 上接入点“TenneT海上电网”供电了。目前还 向电网运行公司提交了申请以后，须接 没有海上电网的技术规范，电网接入必须分 受评估（收费），并根据装机容量、发电厂 别与TenneT谈判。这些问题进行了后续研究， 性质、以及该地区的电网状况（目前状况和 得出的结论基本相同[98]。 未来规划），拟定一个上网协议。电网运营 企业必须在法定的三个月期间给出答复，以 会议的方式确定上网协议是否合适。假如协 4.5.5 西班牙 议方案有争议，双方不能达成一致时，由管 西班牙尚未对海上风电并网做出具体规定。 理部门Ofgem来决定。 1028/2007皇家法令规范了一些关于海上风电项目 不确定性和上网预付金 审批的行政管理问题，但未对电网连接作任何规定。 法规及制度体系 65 在英国，海上风电并网始终是一大难 最近已完成的另一项征求意见是关于向 题，已成为制约海上风电产业发展的一大障 海上输电系统业主发放许可的问题，提出了 碍。在这方面，英国与丹麦和德国的不同， 两套方案： 可再生能源上网在英国没有优先权。此外， 采用多家经营方式，向海上风电输电 ① 为了保证及时启动电网升级改造，英国要求 公司发放经营许可； 开发商向电网运行商支付一笔预付保证金 由独家输电公司负责并网请求。 ② （称为 final sumes liability最终总额责任）。 英国政府已宣布，采取多家竞争方式发 问题在于工程完成需要很长时间，因此开发商要 放海上风电许可，从2009年10月开始全部实 保证将来项目能上网，这使得开发商在项目开发 行这套制度。按照资产，许可经营范围是围 的初期即审批前就要交保证金。由于申报的海上 绕132kV以上输变电基础设施建设，负责将海 风电项目非常多，预付款也就大幅攀升，一旦项目 上风电场连接到NGET陆地输电网系统。 由于技术经济原因未能通过审批，开发商就要承 这项新的规章制度将对海上风电和再生 担这个风险。而开发商又不愿承担这个风险，因 能源发电的可行性产生巨大影响。它鼓励开 此对保证金标准存在很多争议。 发商把海上风电的巨额投资成本转到运行成 最近，电网运营商向开发商推出了另 本中。此外，作为一种价格调控型资产，这 一套解决办法，叫作 “ I n t e r i m G e n e r i c U s e r 些运行成本的净现值，要比项目提供的资金 C o m m i t m e n t M e t h o d o l o g y ,过渡期用户承诺 低得多。另一个有利方面是，发电量在海上 法”，开发商须预付运行前10年的系统年度 变电站计量，避免了在连岸电缆的线损。近 使用费。这套方法可能会大大降低项目开发 期和中期的不利方面在于技术标准和规划的 商需要支付的风险性巨额保证金。 不确定性，资金支出可能过大。 海上风电上网许可 目前，海上风电输送的管理制度正在向 4.6 电力销售 Ofgem（英国燃气和电力管理机构），贸工部 以及相关利益团体征求意见。海上风电法规体 4.6.1 丹麦 系提出了两套方法，待征求意见：一种是“价格调 丹麦能源署按照销售刺激计划管理电力 （和现行的陆上风电基本一样） 控制度” ，另一种 销售。在某些情况下，风电场业主可选择直 叫“商人方式”。2006年3月，英国政府决定，利用 接把电力出售给电网公司，或通过购电协议 价格调控制度来管理海上风电电网系统。这样， （PPA）卖给其他电力供应商。 并网的资金成本一般以申请年度系统使用费的 电网公司已制定规则，使其可以命令风 方法，在若干年内支付。 电场平稳、及时地启动和关闭机组，这就要 66 欧洲五国海上风电政策评述 求风电机组必须具备这些性能。如果电网遇 4.6.4 西班牙 到危险，电网公司可依法命令风电场关闭机 西班牙电力市场的主要管理有： 组，减少供电量[44]。 ①OMEL, Operador del Mercado Ibérico d e E n e r g í a ——按照供需分配原则管理电力 4.6.2 德国 市场。 ② REE, Red Eléctrica Española —— 负责 德国依法制定了固定上网电价，并网具 电力系统的管理和运行，协调电力生产和分 有强制性。因此，不一定非要与电网公司签 配，保障供电。 订协议。实际上，考虑到无法实现无限制的 CNE,Comisión Nacional de Energía—— 公 ③ 随时并网，所以仍需要签订并网协议，以规 共部门，负责能源系统的规范化管理，监督能源 定详细的并网方案。 系统的发展目标和透明度。 风电场与当地电力销售公司或电网运行 4.6.3 荷兰 商REE之间，签订一个购电协议（PPA）和一 个上网协议，确定电网接入点和上网电压。 根据荷兰的环保发电（MEP）计划，可再 对享受特殊优惠政策的发电厂商（Special 生能源发电企业可享受补贴，额度根据市场 电价与具体发电技术估算的分级生产成本制 Regime producers ），购电协议先签订5年， 之后每年自动延长。由于电力法保证自动延 定，最高补贴额度为€c10/kW•h。 长，西班牙金融公司并不认为这5年期限有任 符合MEP补贴的可再生能源包括风能、 何风险。享受特殊优惠政策的发电厂比普通 光伏、生物质发电（含垃圾燃烧）、水电、 发电公司享有上网优先权。 波浪和潮汐发电。固定上网电价每年审查一 西班牙的电力市场对所有类型的 次，通过学习曲线效应，随着成本的下降， 发电厂实行一种供需分管的电价清算 电价逐步降低。固定上网电价的保证期为10 体制。对于特殊的发电企业（按照 年。目前，这套固定上网电价制度的各种修 661/2007皇家法令），如海上风电场， 改方案未产生任何负面影响，也没有项目因 由 （ 具 体 发 电 技 术 的 ） 中 标开发商在测 为购电协议而受到损失。 量开始之前确定清算电价，其中增加奖励资 M E P由荷兰电网运营企业Te n n eT管理， 金，并适用于整个生命周期。发电厂最终的 由荷兰经济事务部负责监督M E P专项经费的 收入高达€c16.4/kW•h。 支出。 9 LEC ： 气候变化税免税证书。 法规及制度体系 67 4.6.5 英国 环境影响评估（EIA） 因海上风电场可能对环境产生重大影 在英国，可再生能源电力的购买方是六 响，欧盟指令 85/337/EEC[32] （由 97/11/EC 修 大供电公司，全国有六大电力公司：Centrica, 订）要求海上风电场的开发商必须进行环 E.ON, EDF, RWE npower, Scottish and Southern 境影响评估，评估的结果必须写入环境声明 Energy和 Scottish Power。此外，国内几家专营 （ES），并同许可审批材料一起上报。 “绿色”电力的供应商也向风电场企业提供 作为环评工作的一部分，开发商必须同 购电协议。 时考虑到以下方面： 英国的风电场通常可采用两种购电协议： 已竣工项目； ① ①只购买‘棕色’电力（Purchase of ②通过审批但未完成的项目； 'brown' electricity only）； ③正在进行的活动（例如挖泥等）； ②购买‘棕色’电力、ROCs和LECs9(按综 ④已申报的规划或项目； 合价格)。 ⑤“有合理预见性的”规划和项目。 通常，购电协议规定了固定价格（每 尤其要注意对景观的综合影响。 MW•h ）和固定期限。由于棕色电力和ROC 战略环境评估指令 部分市场波动的原因，第二种方式可作为降 欧盟指令2001/42/EU [34]要求英国政府对 低收入风险的一种手段，由此改善了融资条 具体项目，包括国家级和地方能源领域规划 件。此外，通过每个履行期末ROC-买断回收 项目的广泛环境影响进行考核。这项工作由 付款的分离（关于这项机制的详细信息可参 一个（英国政府负责的）战略环境评估委员 见3.6节），方案2中还建立起某种利益共享 会完成，后者在海上风电发展规划的特殊地 机制。购电的期限也会影响到融资条件，目 区进行审批前的认真调研。 前海上风电项目的期限通常为3～5年。 栖息地和鸟类指令 英国大多数海上风电场的购售电协议由 依照欧盟栖息地指令Directive 92/43/ 业主公司和电力公司企业签订（一般是为了 [33] EEC ，任何可能对特殊环境区域（SAC） 履行可再生能源义务）。 产生重大影响的项目，必须进行环境影 响评价。此外，根据欧盟鸟类保护指令 4.7具体环境规章制度 79/409/EEC [31]，在被成员国划定为特殊保 护区（SPA），又称为自然2000网络之内， 4.7.1 欧盟 所有项目都必须依照该指令的规定采取保 共有四个欧盟指令对这五国的海上风电 护措施。 项目开发产生较大影响。 68 欧洲五国海上风电政策评述 区域协定 某些活动对环境的影响，协约方有义务对可 此外，还有一些从环境保护出发的区域 能造成跨边境重大环境负面影响的大型项目 协定，例如[12]： 进行相互通报。1991年通过，1997年9月10 ① OSPAR 协定(1992),《东北大西洋海 日实行 [15] ；相应的协议有战略环境评估基辅 洋环境保护协定》由以下两个协定组成：防 议定书[15]。 止船只飞机倾倒造成海洋污染的奥斯陆协定 波恩协议(1983) 。《解决北海地区石 ⑤ （1972）和防止陆地污染源造成海洋污染的 油和其他有害物质污染的合作协议》[14]。 巴黎协定（1974）。该协定1998年3月起生 效，其前三个附件中涉及到三个污染源： 陆 4.7.2 丹麦 基污染源、 倾倒或焚烧、海上污染源。最后 两个附件涉及 海洋环境的质量评估；生态系 丹麦管理海上风电的重要环境法规见 统和生物多样性保护[18]。 4.1节。 ② 波罗的海区域 海洋 环 境保护公约 和其他许多国家不同，由于未来海上风 （1972）。《赫尔辛基协定》于2000年1月17日生 电场的规划工作[41]已经考虑了国防，国防 效，取代1974年的赫尔辛基协定，协约国包括丹 问题通常不构成丹麦规划的障碍。如表27所 麦、爱沙尼亚、欧盟、芬兰、德国、拉脱维亚、立 示，国防安全即可作为优先级A，也可作为优 陶宛、波兰、俄罗斯和瑞典。由于波罗的海浅水 先级B，到现在尚未发现重大的矛盾。 封闭海区对污染较为敏感，加之斯堪的纳维亚半 渔民作为一个利益群体，须参加到补 岛国家态度普遍较为积极，赫尔辛基协定相对比 偿问题的商谈中。虽然没有固定的法规，但 较严格。例如，1974年的协定就已经禁止向海上 作为商谈的基础，通常要根据过去的捕鱼量 倾倒垃圾[16]。 来计算渔民的损失。北海地区的问题已经存 ③ Ramsar (1971), 《作为水禽栖息地的 在，在那里，各国渔民一直在那里闹事（例 国际重要湿地保护协定》，湿地保护和合理 如搬走航标，堵塞交通），抗议没有得到任 利用的国际组织。湿地指沼泽、沼泽地带、 何补偿，政府一直在和渔民谈判，并寻求解 泥炭地、或水面，不但包括自然或人工湿 决方法。 地、永久性或临时性湿地，还包括静止或流 可以依法建立特定环境问题的检测和监 动水体，淡水或咸水以及退潮后6米以下的海 督项目，具体见4.3.1.节。 洋区域 [19]。 Espoo (1991), 《跨边境环境影响评 ④ 4.7.3 德国 估协定》。协约方有义务在规划的初期评估 S eeanlagenverordnung 负责管理海上 法规及制度体系 69 风电项目的开发、建设和运行。海上风电机 ④研究及结论汇总； 组的环境影响评估标准[72]描述了建设规划阶段 ⑤环境预警项目。 和测量阶段要进行的环境研究内容，参考文 献[73]对风电机组的要求作了说明。 4.7.6 英国 BSH将依据这项标准进行项目的审批，并发 布项目许可，其中包含对风场运行的限制条件。 依据野生动物和乡村法案1981（修正 案）[126]，具有特殊科学意义的地点（SSSIs） 必须得到保护。这些地区往往位于海岸线附 4.7.4 荷兰 近的低水位区，附近的海上风电项目可能对 根据Wbr，申报建设项目审批，必须同 其产生影响。对此，相关审批主管部门必须 时提交一份环境影响评估报告（EIS）。审 依法征求环境保护组织（自然英格兰或威尔 批程序从申报单位向北海水资源管理委员会 士乡村委员会）的意见，充分考虑他们的观 （DNZ）提交EIS启动函开始，项目通过审查 点。 后，由交通运输、公共工程和水资源管理部 其他保护区 发布特许开发权和公共工程项目许可。 除了SSSIs，英国还有其他几个指定的国 家级保护区，基本不允许开发海上风电场： 海洋自然保护区； ① 4.7.5 西班牙 国家级自然保护区； ② 申请许可时必须同时提供一份环境声明 海岸遗产保护区； ③ （环 境 影响 评估 文件）。这项 环评应按 照第 优秀自然风景区； ④ 1302/1986号皇家法令，并根据欧盟指令85/37/ 国家公园。 ⑤ CEE要求开展。环评报告应包括以下信息： 陆地和海洋景观保护 ①关于项目使用土地和其他自然资源的 在英国，海上风电场可能带来的景观影 概要说明，估算产生废弃物的排放数量和 响是一个敏感问题，开发商一直在谨慎地处 种类； 理这类问题，并广泛征求专家的意见。威尔 ②估算对污染、植物、动物、空气、水 士乡村委员会针对这一问题制定了一些实用 体、地面、气候因素、景观和历史、艺术和 性指南[115]。 考古遗产的直接或间接影响； COWRIE ③拟 采 取 降 低 或 消 除 重 要 环 境 影 响 的 为了科学解决海上风电场对环境是 措施； 否存在潜在影响的问题，英国政府成立了 一 家 公 司 —— 海 上 风 场 环 境 联 合 研 究 所 究，了解环境影响的各个方面，从而为英国 （COWRIE），开展必要的基础研究，并资助 的项目审批提供帮助。COWRIE的董事会成员 此类科研项目，以填补这方面的科研空白。 来自贸工部、英国公有财产组织和英国风能 这项工作的目的是通过对环境影响的深入研 协会。 70 5 发展动力、障碍和经验教训 5.1 丹麦 通过风机参股的方式，社团的参与也比较普 遍，在Middelgrunden 和 Samsø 海上风电项目 发展动力 中，都有社团参股。 丹麦海上风电发展的主要动力来自于政 在Hvidovre郡附近海域的一个新的海上风 府的积极作为，从最近在国家战略能源规划 电项目，正在按照这样的方式开发，在规划 框架下宣布的一系列未来海上风电项目[42]可 和所有权方面都得到地方的大力参与。总项 以看出政府的决心。由于电网升级的投入巨 目的三分之一股份由私人投资，Hvidovre 的市 大，要脱离丹麦能源署独立启动招标项目几 民希望在头半年优先购买股份。 乎不可能，独立开发风电场是不现实的。 由于存在着政治上的争议，很难想象单 政府的支持力度部分源于强大的行业组 个开发商能够在国家行动计划中推进项目开 织对政府的成功游说。丹麦风机业主企业协 发的进程，丹麦政府执政党和议会反对派之 会(Dansk Vindmølleforening) 拥有80%以上的风 间展开的讨论最能说明这一点，反对派指责 电运营企业会员，包括所有大型发电企业， 政府没能完成之前行动计划中规定的目标。 是丹麦的两个主要游说团体之一，另一个是 丹麦强大的风机制造产业也被认为是海上 丹麦风电产业协会。 风电市场的一大动力。虽然绝大部分收入来自出 除了行业游说和协调以外，另一个重要 口，但也有人认为，丹麦政府通过不断培育国内 因素是丹麦的社会公众对风电的接受程度非 市场，推动海上风电技术的商业化，使得丹麦的 常高（多年调查显示，80%以上的公众持支 风电产业处于国际领先水平。 持态度）。当地的反对声音有时只是针对具 发展障碍 体的方案，因此开发商和当地群众一直保持 丹麦海上风电市场快速发展的最大障碍 着良好的合作关系，对海上风电亦是如此。 大概就是政策上的不确定性。颇具影响力的 71 72 欧洲五国海上风电政策评述 产业集团Dansk Industri 代表着（如制糖和水泥 由于政治因素而导致市场不稳定的影响。然 等）高耗能产业，它一直在游说政府对风能 而，政府的换届引发的突然变故导致了从对 采取不鼓励的政策，因为风电的成本太高。 风电的一般性支持变成了权力集中式管理。 该组织的主要观点是，假如采用更多可再生 未来向集中管理方向的转变都只能是强化已 能源，高耗能企业将无法在国际上竞争。具 确定的国家海上风电规划。 有讽刺意味的是，风能是当今丹麦最大的出 经验教训 口行业之一，每年的出口利润近50亿美元。 丹麦1990年代的海上风电处于国际领先 丹麦政府还面临着国内少数派联盟反对 水平，建立了世界上最成熟的海上风电管理 发展风电的问题，这种反对的态度与丹麦能 制度。由于2002年政府的更迭造成的巨大影 源政策长期得到广泛支持的现象形成鲜明的对 响已经得到了削弱，现在制订了国家规划， 照。限制丹麦风电发展步伐以及最终发展程度的 有条不紊地发布项目。从这些经历中可得出 另一个因素是电力需求市场过小。丹麦这个人口 下面的启示： 仅为550万的国家，已经成为电力净出口国。按照 （1）战略规划 2030年实现4GW海上风电的目标，每年200MW 丹麦行政管理部门1990年代制定的规划 的建设速度有可能实现，但仍然无法与欧洲国家 可谓是已被欧盟法律所采纳的战略环境评估 市场的巨大潜力相匹配。 的先导。通过这一长期的协调规划，丹麦发 一个简单成熟的机制 布了未来20年海上风电的发展规划。 丹麦能源署作为中枢协调机构推出的 （2）协调办法与一站式服务 一站式审批方式运行良好，已经取得很好效 丹麦在海上风电发展中一条最重要的经 果。人们认为，丹麦国家行动计划中规定的 验就是在管理制度中的协调方式，即与有组 细化的前瞻性工作已经解决了可持续发展的 织的产业，与广泛支持和参与的本地居民协 市场所需的长期战略规划问题。 调行动[49]。审批制度的简化和清晰，以及由 丹麦制定了海上风电的战略规划，从已 单一政府机构负责管理（并赋予发展海上风 建项目中获得了积极的管理经验。从这个意 电的各种职责）使得丹麦在海上风电领域处 义上讲，该国的市场被认为具有全欧洲海上 于领先地位，为将来有序部署海上风电项目 风电最成熟的规章制度，这是在世界其他任 打下基础。 何地方都不具备的。 （3）丹麦制度的普适性 政治风险 应当注意的是，丹麦的管理海上风电的 2002年由于政府的更迭，取消了4个计 做法不一定适合于所有的国家，电力公司和 划内的海上风电项目，这说明丹麦也会受到 电网企业仍将成为丹麦地方和国家的电力主 发展动力、障碍和经验教训 73 体，丹麦的国家目标可以通过电力公司和电 存在原料竞争问题，如粮食问题、家庭以及 网企业彼此的良好合作得以实现。也有人会 大型建筑物取暖等，许多原料转化成液体燃 认为，竞争性更强的国家电力市场可能需要 料可能具有更高的附加值，因此生物质发电 某些更复杂的体系，才能为国家政府、企业 目前不大可能扩大规模，替代所有其它的可 和消费者提供更好的服务。 再生能源技术。 像其他大多数国家一样，德国最理想 ④ 5.2 德国 的水电站已经得到了开发，将来大规模的开 发涉及环境的影响问题，发展空间有限。 发展动力 技术的成熟、陆上风电的竞争，德国强 促进德国海上风电发展的关键因素源于 大的产业能力都保证政策的有效性，使得海 德国社会的两个普遍关切：一个是关于气候 上风电能够在德国实现可持续发展。 变化；另一个是关于能源供应和能源安全。 中期来看，核电、太阳能光伏和太阳能 目前，还不能想象出将来如何消除这些担 热利用都可能重新浮出水面成为竞争者，但 忧，因此海上风电似乎在德国有着稳固的基 海上风电应该在那时已经得到了充分发展， 础。陆上风电已经降低了德国的CO2排放量， 能够有效地开展竞争。 然而大规模陆上风能开发受到严重制约，需 德国的领导地位 要寻求其他的解决方案。虽然海上风电的成 德国是西欧最大的国家，相对富裕，这使得 本较高，但这似乎是低碳型发电最经济可行 德国能在国际环境立法中，无论在欧洲还是世界 的方法，出于以下原因，其他发电技术都不 上都能发挥积极的作用。德国先进的制造能力意 甚理想： 味着先进的技术解决方案，如风电在降低能源消 由于切尔诺贝利核电站的灾难引发的 ① 耗，增加出口收益方面立竿见影。 对核电的负面看法在公众中尚未得到改变， 虽然德国的陆上风电需要考虑到对视觉 尽管关闭已有的核电站尚需时日，但由于公 影响的担忧，但不失为巨大的成功，平衡了 众舆论压力、费用的不确定性、核废料处理 风能利用的效益。今天，德国的风能产业建 问题以及遭遇恐怖袭击的风险，批准新的核 立了自身的发展势头，拥有了大量有影响力 电项目的几率很小。 的疏通机制，在保障立法修订的力度和实效 光伏在德国很发达，安装率较高，而 ② 方面也很成功。 且得到政府和公众的大力支持，但由于成本 发展障碍 居高不下，因此近期大规模提高装机容量仍 很显然，德国的海上风电未能适时起 有一定的限制。 飞，显示出这种体制仍存在较大的不足。最 生物质能的发展需要占用大量土地， ③ 74 欧洲五国海上风电政策评述 突出的是现有的电价不足以补偿海上风电开 其他主要风电机组制造商还没有表示要改变目前 发的巨大成本和风险。德国政府目前很难准 对海上风电不感兴趣的立场。 确测算出所需的财政支持经费，尤其是同时 第一批大型海上风电场一直很有挑战 有反对降低风电成本的呼声。所采取的办法 性，尤其是 Horns Rev 风电场。风电机组制造 是逐渐强化扶持机制，直到真正开始建设， 能力的迅速扩大将伴随更大的风险；已经出 但还不清楚最新的改进能否实现这一点，而 现了几个高调而且调试代价高昂的海上风电 且EEG电价可能还需要再一次进行修改。 场，使得机组供应商损失惨重；即将建设的 第二个主要障碍是缺乏合适的大功率成 第一批德国项目中出现的类似教训将使得该 熟海上风电机组。德国在深海地区发展海上 国的海上风电发展推迟若干年。 风电，意味着风电场和风电机组的规模要比 德国陆上风电发展的一般模式说明， 丹麦、英国和荷兰都大，可能最小需要5MW 缺乏经验丰富、有足够的经济能力的大公司 功率的风电机组。目前，德国的制造商中， 开发第一期海上风电场项目：80台风机、 只有西门子（通过在丹麦的子公司）积累了 400MW，投资额达到10亿欧元左右。场址申 真正的海上经验，同时 Repower 在目前最深 请和审批程序的费用相对较低，小型德国风 的海上风电场安装了5MW机组，两台机组都 电开发商过去能够提供足够资金通过审批， 安装在苏格兰海岸45米外的Beatrice 风电场。 但他们往往回避投资较大的海底岩土工程调 E n e r c o n 在德国北部的基地附近靠近海岸的 查和建设气象观测塔，只开展投入较少的地 地点安装了一台风机，但该公司对海上风电 质工程勘查，等待政府投资支持FINO气象观测 市场一直不感兴趣，已经撤出了 Alpha Ventus 塔的建设。现有的开发商需要至少出售一部 试验风电场项目。 Alpha Ventus 项目仍然允许 分项目，DONG、Airtricity和E.ON去年也的确购 Repower和MultiBrid公司在一个偏远的开放场地 买了一些项目。无疑，小开发商与潜在的投 示范其技术，这两家公司都已宣布他们将为 资商对这些项目的看法存在一定的差异。 比利时和法国海岸外的一期项目提供5MW风 与岸上的电网连接也是一个问题，首先 电机组。事实上，世界六强风电机组制造商 是费用的问题，其次是审批的复杂性，大量 中的五家10[2]都将在Alpha Ventus测试他们的样 的项目同时需要并网，需要在陆地50km范围 机，这是一件值得关注的大事，无论是提供 内建立足够强大的电网接入点。选定的方案 一台5MW机组，还是仅宣布近期研发计划。 是，由电力公司提供电网连接，接到海上变 由于最近重新燃起对海上风电场的热情，西 电站，但这会导致责任和利益的分离。那么 门子公司也很有可能在近期供应一台5MW机 电网公司能提供优质的电网连接，而且能尽 组，虽然技术开发和测试工作需要几年的时间。 早实现吗？对于项目开发商来说，最明智的 10 Suzlon除外，它是Repower的业主。 发展动力、障碍和经验教训 75 做法是，自己申报审批，然后交给电力公司 在高成本和高回报项目，在法规制度调整前 去建设。 核准了大量项目。此外，审批过程不规范让 一般来说，德国的法规体制鼓励高级开 小规模、灵活性强的获得场址开发权，从某 发活动，但进展不大，同时允许各地广泛开 种程度上，这可以看成是德国海上风电发展 发海上风电项目，提高能力和技术水平。由 初期一个失败的开端。 于初期缺乏明确的政策以及大量小型开发企 外国公司的参与可带来能力的提升，弥 业的存在，使得外国公司很少进入。的确， 补国内企业经验的不足，并显然能加大投资 直到现在，也很少有外国企业参与德国的陆 力度，有利于开发商之间开展竞争。这样做 上风电项目。 可激励进步，DONG公司对英国的贡献就是一 得出的经验教训 个很好的例证。 关于德国的经验，以及如何改进德国的 做法，有两个关键问题： 5.3 荷兰 发展较慢，是什么原因? ① 发展动力 海上风电项目的选址缺乏规划性，这 ② 荷兰是一个贸易之邦，尤其是鹿特丹在 些场址是都批给了最有能力完成项目的开发 欧洲和世界贸易，如石油和天然气贸易，中 商吗？ 起着突出的作用，而荷兰又是欧洲三大天然 发展滞后。如果项目的建设从2010年代 气生产国之一[83]。与此同时，该国的大部 初才能开始，而20世纪90年代初就分配完了 分领土是填海陆地，因此低于海平面。这使 这些场址真的是一个好的做法吗？与海上风 得荷兰面临的问题有些自相矛盾，因为一方 电发展的目标相比，德国的海床面积相对较 面，荷兰的绝大部分短期收益来自化石燃料 小。小开发商声称能以相对较低的成本对海 的加工和买卖，另一方面，长远来讲荷兰对 床加以扩充，这些小公司投入所需的资金风 全球气候变暖的危害又极为敏感。 险仍然较高。必须承认，尚没有妥善的解决 荷兰的京都议定书目标并不高，只需要 方法应对这一挑战，在其他要求延期偿付或 在1990年的基础上，到2008年12月期间减少 要求大笔抵押的国家，到处都能听到开发商 6%的温室气体排放。实现这一目标的重点是 的抱怨。 要提高能效，而荷兰在降低建筑物能耗方面 和大多数国家一样，在管理制度尚不到 已做了大量工作。热电联产、区域供热和光 位之前，潜在的投资回报规模使得大量的德 伏建筑一体化都得到了强有力的支持，这些 国企业群起申报风电项目的场址和建设权。 技术已有很高的利用率。同时，荷兰可开发 原来的管理制度已不适应像风电场这样的潜 的土地面积很小，可能要比其他国家更加昂 76 欧洲五国海上风电政策评述 贵，这给陆上风电的发展带来了挑战。 自2003年引入MEP制度以来，荷兰国 由此，海上风电就成为荷兰大规模发展 内生产的可再生能源有了增加，加上对规划 可再生能源的最佳选择，该国拥有海上发展 管理的改善，促进了海上风电项目的迅速 的光辉历史，又得益于石油天然气产业大规 发展，申报到各部门的海上风电项目高达 模发展的专业技术，海上风电的发展将会进 20～25GW。但应注意到，目前只有两个海上 一步得到加强。 风电项目获得了批准，正在建设，这两个项 发展障碍 目都是通过其它途径审批的，因此现在的正 要接纳3500MW的海上风电，电网容量将 规审批程序尚未表现出它的有效性。 成为一大障碍。荷兰已经制定了扩容电网的 荷兰制度的优点可总结为以下几点： 规划，但发展步伐达不到鼓励大规模快速发 对风电减税和保证附加费的两项政策 ① 展的要求。 应对国内的需求和供给都产生激励作用； 海上风电的MEP电价太低，这似乎像一种 大部分补贴是按照产量核算，因此只 ② 蓄意安排的政策，目的是只在吸引那些近期 奖励成功的项目； 能够商业化的项目，而不仅仅只是为了补贴 MEP制度包括相对简单的固定上网电 ③ 海上风电产业。人们注意到，只有那些资本 价，而不是荷兰和其他国家以前采用过的复 支出和运行维护费用较低的近海风电项目目 杂政策； 前在向前推进。MEP电价和相关的政府政策已 Wbr能够提供一套完整的审批程序，按 ④ 经并将继续有大的修改，鉴于其重要性，还 照这套程序就能获得所有必要的审批手续。 没有确定投资商和开发商。 核心关切： 这些政策对荷兰能起作用吗? 10年的优惠期是否够长，因为项目必 ① 历史上，荷兰对可再生能源电力的扶持 须要考虑这么短的期限内要分期还贷，因此 机制一直模棱两可，有各种不同的制度，经 15～20年可能更合适； 常发生改变。因此投资商在启动一个项目时 MEP电价按年度调整，会引发不确定 ② 不能肯定有什么样的支持机制可以利用，假 性，在2005年和2006年，政府都曾有过突然 如有了这样的政策并能够获得审批，项目就 终止扶持机制的历史； 能开工了。以前的REB制度向非可再生能源电 如何解决申报企业之间竞争问题缺乏 ③ 力征收生态税，鼓励可再生能源的利用，但 透明度，这会导致另外的不确定性，实际上 不幸的是，国内的可再生能源供应没有扩大。例 可以通过招标来解决； 如，到2002年，有100万荷兰家庭购买了绿色电 要接纳3500MW以上的海上风电总装机 ④ 力，但大部分来自于电价更低的邻国。 容量，需要进行电网改造。 发展动力、障碍和经验教训 77 经验教训 定，可以预见，政府对海上风电也会同样 第一个关键的信息是，政策法规的不确 给予支持。 定性将会遏制海上风电的发展，过去几年来 为了应对气候变化，西班牙政府加大 补贴计划和审批政策的几度改变，说明荷兰 了可 再 生 能 源 在 总 能 源 中 的 比 重 ， 这 也 可 的海上风电没有实现应有的成功。任何一项政 以看作是西班牙发展海上风电的另一个动 府的扶持机制都需要遵循清晰、避免不必要的修 力。除了陆上风电以外，其他新的可再生 改，用充足的限期来吸引投资者的原则。就在荷 能源技术11目前对发电量的贡献很小。一旦开 兰的第一座海上风电场正在施工建设的时候，仍 发出适当的技术，提高了制造能力，海上风 然存在着政策法规不明的现象，影响了私有资金 电就有机会迅速扩大。 对海上风电的投资热情。 西班牙可再生能源主要开发商实力充 第二个关键的信息是，要有一个更加明 足，雄心勃勃，也可以看作是一种动力，他 确的空间规划过程，以保证项目的审批不重 们正展现出对风能以及在国外开发海上风电 叠。如果做得不好，就会对开发商造成不确 的初步意愿，一旦有合适的机会，他们也会 定性，对审批主管部门带来重复性工作，拖 积极参与国内海上风电项目的开发。 延审批过程。 政府制定的试行上网电价似乎足以鼓励 最后，及时开展适当的电网研究，及时 海上风电的发展，但有竞争的因素在里面， 明确财政和审批责任也很重要，同样重要的 在保证财政经费的支出合理有效的同时，还 还有，要制定和公布适应海上风电的电网技 带有风险，中标企业可能出价过低，导致完 术规范和标准。 不成项目。政策要求开发商支付两个阶段的 保证金，意味着这些高风险策略将极大提高 投标企业的成本。 5.4 西班牙 发展障碍 发展动力 目前缺乏经验，基础设施条件差。延长 正如最近的公告所显示的那样，针对海 审批过程的时间和加大建设周期，其目的是 上风电审批的特殊立法、针对风电上网电价 要改善这一状况。 的明确规定，给未来的风电产业树立了一定 由于西班牙位于大陆架的边缘，在西班 的信心，对于鼓励更大规模的西班牙海上风 牙海岸以外，适合建设海底固定式基础结构 电的开发，很可能成为一个实效性的促动。 的场址比较有限，如果可靠的、经济上可行 西班牙政府对可再生能源的政策，不论国 的技术示范成功的话，西班牙建设漂浮式海 家级 政 策 还 是 地 方 政 策 ， 都 力 度 大 而 且 稳 上风电场的可行性很大。 11 假定水电不作为一种新的可再生能源。 78 欧洲五国海上风电政策评述 对于建设海上风电场也出现了很大阻 国际义务，2007年的能源白皮书表明英国政 力，特别是来自渔业、旅游业和环境保护组 府愿意从某种程度上实现这一目标。然而， 织的压力。西班牙的旅游业极其重要而且很 有关民众的接受程度和财经方面，仍存在很 发达，因此毫不奇怪，很多合适的场址也是 大的障碍。此外，未来十年任何新建的核电 旅游胜地。还有，靠近海岸的海床下降很 项目只是为了补偿由于现有核电站的关闭而 快，因此项目需要建在离岸很近的地方，也 减少的发电量，这些即将关闭的核电站已 使得这一情况更加严峻。 到了 设 计 寿 命 。 根 据 一 些 政 府 高 官 积 极 言 经验教训 论，包括英国首相2008年6月发表的谈话， 无疑，西班牙公司对海上风电知之甚 明确显示英国会在目前以及将来继续建设 少，但随着Iberdrla并购了苏格兰电力连同它的 核电设施。 海上风电场投资，这一情况将大大改善。 除了风电和现有的水力发电外，其他可 此外，假如西班牙的风电设备制造企业 再生能源技术或尚不成熟，或经济性较差， 生产出海上风电机组的话，只要有一个海上 对英国2015年实现15.4%的可再生能源发电 风电示范项目就会让西班牙获得检测机组和 目标不可能有太大的贡献。英国对波浪能和 运行海上风电的经验。 潮汐能发电技术也提供了大力扶持，其目的 是希望在2015年以后实现商业化发展。英国 5.5 英国 的水电发展的空间已很小，加上陆地风电缺 乏社会、环境和经济俱佳的场址，发展受到 政策措施 限制，尤其在2010～2015年期间。这些因素 英国发展海上风电的一个最重要的动 加在一起，决定了要实现2015年的国家目标 因是政治上的需要，因此得到了政府的大力 只能依靠大规模发展海上风电。由于经济性 支持。这些政治因素主要和气候变化以及能 差而导致英国在这一领域初期进展缓慢，通 源安全相关，正是这些原因刺激了英国政府 过修改可再生能源义务法加大支持海上风 实行支持大规模发展可再生能源的政策。这 电，这个问题已得到了解决。最近，新一轮 种支持已反映在可再生能源义务法中，通过 特许经营权所公布的25GW海上风电规划，充 市场调节的方法来实现国家的可再生能源目 分表明了现任政府发展海上风电的雄心。 标。随着英国2015年将关闭很大一部分核 先发优势 电，对天然气的进口依赖性增强，能源供应 促进英国海上风电的辅助性因素是公司 安全问题日益突出。 的技术优势，他们从早期的项目中获得了丰 新建核电仍是英国政府的选择之一，目 富的开发、建设和运行经验。如果将来的中 的是履行对减排和能源安全所承诺的国内和 发展动力、障碍和经验教训 79 长期市场的巨大发展潜力明朗化，这些优势 审批成功率高 就更为关键。这一因素在第一轮的North Hoyle 英国的管理制度最成功的一点就是项目 和 Scroby Sands 最初两个项目的建设中至关 审批的成功率高，并相应解决了审批中各方 重要，而更重要的是，著名的丹麦电网公司 利益的矛盾。尽管关于海上风电的建设的很 DONG作为英国海上风电市场的开发商，使英 多法律较为复杂，且有些情况下这些法律规 国获得了丹麦早期海上风电的丰富经验。一 定不合时宜，但还是取得了多方面的成功。 般有人会说，对于海上风电，英国的电力公 解决审批问题首先有海洋议案，使得法律框 司从某种程度上处于“学习曲线的底层”， 架更加顺畅，作为暂时解决方法成立的一个 而现在有足够的证据证明，这个问题已经解 申报协调机构（ORCU）也很成功。除了审批 决了，在2007～2010年期间电力公司领导的 成功率高，绝大部分海上风电项目的审批都 海上风电开发中，英国实现了加速发展。 能在上报后18个月内得到肯定的答复。 电网连接和费用问题 技术扶持的盲目性- RO带来的问题 电网连接已成为英国海上风电发展的一 在英国，鼓励海上风电的主要框架是用 大障碍。首先，如4.5.6节所述，电网接入必 于所有可再生能源技术的可再生能源义务法 须要和电网系统运行公司谈判，而电网公司 （ RO ）（详细介绍见3.6节）。按照目前的形 没有义务优先考虑可再生能源上网，并要求 式，RO对所有可再生能源一视同仁，都可以 支付大笔预付金作为上网的条件，一旦项目 纳入逐渐提高年度目标的交易证书制度。这 没有建成，即用来支付电网升级的费用。其 套制度的优点是，优惠幅度与目标完成情况 次，与丹麦和德国的情况不同，英国海上 直接挂钩，因此实际补贴额度根据每年的 风电连网的巨额成本由项目公司承担，这 目标和发电量连续调整。该制度本质上对 一大笔额外资金成本损害了许多项目的经 成本较低的可再生能源有利，目前主要是 济效益。 陆上风电。 英国政府和电力产业管理部门 Ofgem 目 从某种角度讲，这种无差别的政策扶持 前正在着手从某种程度上解决这些与电网 是有利的，因为它最有效地利用最经济的技 有关的问题。其中一个最重要的成果就是 术。然而，这项制度要成功，经济性最好的 允许第三方企业购买和经营海上风电输电 技术必须为RO提高可再生能源目标做出最大 系统资产，收取项目的系统使用费。从开 的贡献。由于缺乏场地和（在风能资源最丰 发商的角度，这种办法将会有效地把资金 富的地区）不能并网，英国陆上风电开发商 支出转移到运行费中，有助于提高项目的 面临的问题不断增加。这有可能意味着，随 经济效益。 着年度目标与实际发电量之间的差距加大， 80 欧洲五国海上风电政策评述 优惠幅度也将加大，但是这些优惠政策不大 一个独立机构 Ofgem 负责管理，该机构负责 可能增加到足够的额度，来抵消陆上和海上 仲裁海上风电开发商与电网运行商之间的争 风电之间发电成本的差别。这对陆上风电是 议，主要的目的是保护消费者的权益，而不 一大利好，对海上风电来说效果有限。 是协助政府实现能源战略目标。有人认为， 英国政府正试图通过修订RO解决这个问 从长远的角度讲这种安排对任何人都是不利 题，最早能从2009年开始，对不同的可再生 的，并已经妨碍了英国海上风电的发展。电 能源技术提供不同的优惠。这将意味着，和 网管理与英国能源目标的协调一致会加快海 陆上风电相比，RO将对海上风电场提供50% 上风电的发展。 的额外政策扶持。有些评论家表示，按不同 （3）鼓励可再生能源开发的同时，处理 技术规定的RO成功与否，主要取决于目前采 好成本与开发潜力之间的矛盾 用的简单乘积做法的实际补贴额度。 如上所述，英国的激励制度（可再生能 总体而言，RO也受到了批评，原因是通 源义务法）存在某种程度上的缺陷，由于目 过扶持政策时间长短，RO把风险转嫁给了私 标终将超过最经济的可再生能源利用能力， 营部门。有人认为，这已经影响到了PPA合同 如不尽快调整，或提供足够的政策力度，就 的价值，同时也影响到了贷款给英国可再生 不能刺激下一个最经济技术的生长。要解决 能源项目的金融企业。 这一问题，就要对RO进行改革，虽然改革的 从英国的管理经验中得出的经验总结 成果要许多年以后才能显现。不论采用固定 如下： 上网电价的优惠政策（本研究的四个其他国 （1）理顺审批程序 家都享受这一政策），还是绿色证书交易制 成立一个专门政府机构负责审批所有的 度，优惠政策的制定都要考虑到所扶持的各 英国海上风电项目，既提高了项目成功率， 种技术的成本差异，还要考虑到在现有条件 也缩短了评估周期。要进一步理顺审批程 下如何能实现政府制定的发展目标。 序，包括考虑国家的战略问题，可以通过即 将颁布的海上法案，有可能进一步简化审批 5.6 其他国家 手续。如果现有的立法不符合政府促进可 再生能源的发展的政策导向时，产业部门 本报告还简要介绍了其他几个欧洲国家 就应该推动这些立法的修订，尽可能简化 的概况，这些国家近来的政策制度改革对海 审批规定。 上风电项目的开发可能产生重要影响。在欧 （2）将电网管理纳入能源战略规划 洲以外，也有一些国家准备发展海上风电， 英国的电网基础设施和输电法律法规由 例如美国和加拿大，日本在北海道的Setana[134] 发展动力、障碍和经验教训 81 浅海水域安装了2台风电机组，中国2007年也 上风电特许经营权的申报完全依照开发商的 安装了一台海上风电机组，韩国积极计划在 意愿，但为了保证公平竞争，项目采取公开 济州岛开发一个示范项目，中国台湾省最近 申请，有意开发风电场的竞争企业可30天内 也宣布了竞争招标六个海上风电场[133]。 通知主管部门。部长要对竞标的方案进行评 估，决定中标方案。上报的方案中应说明环 评的范围，环评通常不由开发商来做，而是 5.6.1 比利时 由一家政府部门（北海数学模型管理处）进 尽管市场规模不大，但比利时的情况很 行[154]。 有参考价值。一开始，比利时受困于两个极 法兰德斯区的电网技术规范的详细情况 端，一方面开发商热情高涨，而另一方面管 见[155].Wallonia没有海岸线。 理制度不完善和主管部门办事不利。有个极 端的例子可说明这一点，一家比利时开发商 5.6.2 爱尔兰 以为他们获得了审批，因此向风机供货商下 爱尔兰只有一个海上风电场，由7台 达了采购订单，结果发现，主管部门给弄错 3.6MW风电机组组成，位于爱尔兰东海岸的 了，项目的审批根本就是无效的。 Arklow Bank。该风场由安粹公司（Airtricity）与 1999年开发第一个项目时，根本就不存 风电机组供应商GE一同开发。当时，还没有制定 在任何法律框架，因此特许权的申请、工程 出特殊的海上风电政策框架，因此该风电场可以 许可和电价等随性而定。这种情况随着2004 认为是爱尔兰的示范项目，同时对于参与开发的 年靠近荷兰边境划定的一个270km2的海上风电 两家公司而言也都是第一次建设海上风电场。接 开发区 [151] 以后发生了改变，区内目前有三个 下来的规划就推迟了，等待适当优惠政策的出台， 项目正在建设[152]。 为其提供足够的财政支持。 比利时只有法兰德斯区（Flanders）有海 2008年2月，爱尔兰政府宣布，将会推出 岸线，海上风电由国家统一管理（和陆上风 针对海上风电的优惠政策，提供€140/MWh 电不同）。开发商可选择不同的投资渠道， 的固定上网电价。 法兰德斯区投资贸易局（FIT）是首选 [5] 。海 表32 比利时海上风电的相关法规 审批内容 权限 立法依据 特许经营区域 联邦政府 皇家法令（2000年12月20日，2004年5月17日） 风场建设许可和开发许可 联邦政府 海洋环境保护法1999 海上电缆建设许可和开发许可 联邦政府 KB（2002年3月20日） 陆地输电线路许可 法兰德斯区 皇家法令(1999年5月18日) 固定上网电价12 联邦政府 皇家法令(2002年7月10日) 12 运行前10年享受€90/MWh 固定上网电价。 82 欧洲五国海上风电政策评述 爱尔兰政府随后公布了最新的白皮书， 施的升级规划，新建了两个向北到北爱尔兰 重申了到2010年可再生能源电力要占电力消 和向东到威尔士的互连接入装置。本世纪初 耗总量的15%的目标[156]，随后又规定提出 的前几年，新的风电场接入速度暂缓，最近 了到2020年33%的目标，高于欧盟可再生能 只有三个位于爱尔兰东海岸的变电站能接纳 源指令中对爱尔兰规定的到2010年占电力消 一定规模的海上风电。 耗13.5%的目标[35]。事实上，和起草中的 爱尔兰扩大可再生能源利用的一项主要 绿皮 书 相 比 ， 爱 尔 兰 2 0 2 0 年 的 目 标 已 经 从 挑战是电网规模相对较小，只能为500～600 30%又向上做了调整，从一种热情变成了 万人口供电，其他可再生能源资源规模不 一项承诺。 足。水电的发展潜力很小，光照比其他欧洲 爱尔兰的海上风电审批程序有两个主要 国家少，海洋能不够成熟，近期不可能提供 步骤： 稳定的发电量。因此，需要提高电网的接纳 近海使用许可，向开发商赋予专有 ① 容量，一种方案是建设爱尔兰和威尔士之间 权，在四年期开展深入的场址评估，并允许 的电网互连，另一种长远的方案是建设更大 开发商享有开发优先权； 规模的电网，像Artricity设想的海上超级电网。 ②近海租赁许可，赋予专有开发权。 从积极的方面来说，爱尔兰的海上风电资源 工程开工前，还需要有三项审批： 还是非常理想的[158]。 ①发电站建设授权, ②发电许可证 5.6.3 法国 ③供电许可证 [154]。 目前，获得许可的项目不下十几个， 欧盟法令为法国设定的可再生能源目标是 但只有一个项目已经开工建设，主要是由于 2010年为21%，比1997年的基数增加6% [35]。 €c5.7/kWh的15年期固定上网电价过低，和 为了实现这一目标，法国的陆上和海上 陆上风电补贴完全一样，低于第一轮竞争招 风电都在积极发展。2000年法国确定了固定 标中AER支持的海上风电的封顶电价 €c8.4/ 上网电价，优惠范围包括12MW以上规模的陆 kWh[157]。 上风电场[135]。2004年，和陆上风电的固定 爱尔兰电力市场的进一步改革包括2007 上网电价政策配套，能源法规委员会（CRE） 年11月1日推出的单一电力市场（SEM），规 推出了可再生能源购电协议的一系列竞争招 定10MW或以上的项目必须要有发电企业的参 标项目，包含大规模陆上风电场，以及总规 与。由于近来爱尔兰经济的快速发展，带动 模达500MW的海上风电项目。海上风电招标 了电力需求的迅速增加，相应制定了电网设 的条件包括[137]: 发展动力、障碍和经验教训 83 ①最大项目规模为150MW； 此外，对比2005年的政策，已经撤销 ②设计最小等效满负荷小时数为2200； 了12MW的规模限制（那时是通过建设多个 ③固定式海上基础结构(不允许建漂浮式)； 12MW靠在一起的风电场来逃避这一规定）， ④位于法国大陆12 海里区之内； 新的要求是，所有风电场必须建在专属经济 ⑤评估指标包括：价格占60%;技术和融 区内[141]。 资能力占15%;环境影响和拆除方案占15%， 自 2 0 0 2 年 以 来 [142]， 法 国 的 可 再 生 能 解决与其他海洋利用的矛盾占10%。 源政策在投资促进法（Programmation 经过一年的评估，CRE提议把购电协议只 pluriannuelle des investissements, PPI） 授予两个项目，而能源部长反对这项建议， 的指导下实行，2006年对海上风电装机容 最终把PPA批给了位于 Côte d'Albâtre [138] 量的目标做了修改，提出到2010年将实现 的一个项目。其他12个项目都被否决了，原 1GW，到2015年达到4GW[143]。 因有 多 方 面 ， 包 括 视 觉 影 响 以 及 报 价 过 高 法国的经验教训有： 等。按照投标的条件，风电场应在2006年 最大风电场规模上限的要求没能实 ① 底前开始运行，但由于决策过程的拖延， 现，开发商往往通过建设多个相邻风电场来 加上这一要求本来就不太现实，最终这个 规避这一要求； 要求也放松了。 ②依据发电小时数确定固定上网电价不 这项竞争招标按照要求的价格和特许权 利于充分发挥电网的消纳能力，因为这会鼓 落实了购电协议，但没有发放工程许可，施工建 励风电场的运行企业采用容量系数相对低的 设必须还要向当地主管部门另外申报[139]。 风机； 2006年，法国政府公布了新的上网电 ③2004年的第一次海上风电招标设计得 价，其中规定海上风电前十年的电价为€c13/ 不好，因此导致开发规模不大。低价竞标者 kWh ，后十年在 €c13/kWh 到 €c3/kWh 总是试图找到便宜的地方建风电场，因此重 之间浮动，取决于项目在前十年的产能。一 成本、轻环境，这样就与当地的利益和海洋 旦风电场投入运行，电价将根据物价上涨情 其他用户的利益相冲突，这在短时期内无法 况进行调解，但2007年试运行以后每年减少 解决。 2%。运行的第二个十年期间，电价下降幅度 位于 €c13/kWh (等效满负荷小时数2800), 5.6.4 瑞典 €c9/kWh (等效满负荷小时数3200)和 €c3/ kWh(等效满负荷小时数3900)之间，根据第 Svante 1 —— 全世界第一个海上风电场 一阶段的项目产能决定[140]。 1990～1991年，瑞典在Blekinge的 84 欧洲五国海上风电政策评述 表 33 运行中的瑞典海上风电场 项目 Bockstigen Utgrunden I Yttre Stengrund Lillgrund 地点 Gotland西南 Kalmar Sund, Kalmar Län Kalmar Sund,Blekinge Län Öresund, 大桥以南 目前状态 运行中 运行中 运行中 在建 装机容量 2.5 MW 10 MW 10 MW 110 MW 风机数 5 7 5 48 风机功率 0.5 MW 1.425 MW 2 MW 2.3 MW 离岸距离 3 km 8-12 km 5 km 10 km 海水深度 6m 7-10 m 8m 9m 基座类型 单桩型 单桩型 单桩型 重力型 试运行 1998年 2000年 2001年 2007年 风机制造厂商 Wind World Enron Wind (GE Wind) NEG-Micon (Vestas) Siemens Wind Power Norgersund建设了全世界第一个海上风电机 量。这一目标相对较保守，因为瑞典有比这 组，采用了225kW Wind World 单台机组， 更大的发展潜力。但即便要达到这一10TWh/ 2006年拆除，这也是世界第一。 年的目标，开发速度还要加快，要比现在的 此后，瑞典共建设了4个海上风电场，见 可再生能源产量提高10倍。瑞典政府计划， 表33。 2015年目标的60%要来自领海以外的海上风 近10年来，瑞典的其他一些海上风电 电项目，其他40%来自陆上风电，以及领海 项目 发 展 不 尽 人 意 ， 进 展 不 大 的 主 要 原 因 以内的海上风电项目 [148] 。此外，10TWh/年 是实行的激励政策不到位，导致项目效益 的发电量目标实际上只是反映了空间规划体 差，见表34。 系，而更应该提高可再生能源的装机容量来 表 34 规划中的瑞典海上风电场 实现这一目标。 装机容量 可再生能源电力证书 海上风电场 开发商 目前状态 /MW 瑞典于2003年5月提出，所有的可再生能 Klasården Vestas 已规划 44 Utgrunden II E.ON 已批准 90 源电力实行电力证书（ Elcertifikatsystemet ）制 Kriegers Flak WPD/Vattenfall 已规划 500～640 度，取代其他优惠政策。该套制度基于市场 国家可再生能源总目标 机制，让可再生能源系统之间开展竞争，类 瑞典的风力发电量约为1TWh/年，而 似于英国采用的ROC制度。这套机制对所有可 （2006年）总电力需求达到约135TWh/年。 再生能源一视同仁，实行补贴扶持，因此它 截至2006年底，全国风电装机571MW，当年 鼓励发展最便宜的可再生能源技术。 净发电0.99TWh。 发电企业生产每单位可再生能源电力 与瑞典议会提出到2015年达到10TWh/年 将获得一份证书，规定电力供应商必须购买 的发电目标相对应的，是4GW的风电装机容 （或通过自己发电）这些证书，按公司供电 发展动力、障碍和经验教训 85 量的比例逐年提高[149]。按这套办法，可再生 表 35 对陆上和海上风电的补贴标准 能源供电目标为2005年占10.4%，到2010 陆上风电 海上风电 年度 [SEK / kWh] [SEK / kWh] 年占16.9%。 2007 0.04 0.14 由于产业部门过于担心2010年以后的补 2008 0.02 0.13 贴力度，政府把2006年的可再生能源证书制 2009 0.00 0.12 2010 0.00 0.00 度延长到2030年。可再生能源发电厂有权享 瑞典海上风力发电场2007年的典型收益 图24 瑞典可再生能源证书的平均价值 率如下： 核准风电 运行中风电 市场电价 约 0.30 SEK / kWh 证书均价 可再生能源证书 约 0.20 SEK / kWh 环境奖 (2007) 约 0.15 SEK / kWh 合计 约0.65SEK/kWh(约€ 0.07/ kWh) 需要指出的是，瑞典的市场电价2006年 出现了较大波动，主要是由于当年降雨量不 稳定，导致了水电发电量下降所致。 未来的变革 受15年期的财政扶持，2016年以后的补贴份 瑞典政府最近委托开展了一项关于可再 额将大幅度减少，已经享受了15年优惠政策 生能源上网的调查研究[150]。这项研究的任 的发电企业不再补贴，而对于以后的新建发 务是为了弄清现有法律法规对大规模开发可 电厂，优惠幅度将非常有限。 再生能源的适用性，研究报告计划于2007年 2005年，可再生能源证书的平均价格大 底前完成，但目前公布结果有限。2008年， 约为225SEK/MWh 左右，图46给出了该项制度 瑞典能源署颁布了《风电场开发指南》，其 出台以来的价格变化情况。对没有购买证书 中简要涉及了海上风电。 的惩罚是课以证书价格150%的税款，证书价 格按前12个月平均值计算。 环境奖励 (Miljöbonus) 5.7比较总结 瑞典对风电实行一项额外补贴扶持政 表36给出了上述五国发展动力、障碍和 策。这套政策到2010年终止。海上风电相比 经验教训的比较总结。 陆上风电得到的优惠更大，见表35。 86 欧洲五国海上风电政策评述 表 36 比较总结-动力、障碍和经验教训 国家 动力 障碍 经验教训 政府的积极态度 ； 政府初期的大力支持和产业创 本土风机产业； 丹麦 将来政策上的不确定性 新。法规框架成熟，能源主管部 强大的行业疏通能力； 门简化手续集中管理措施 民众大力支持 缺乏合适的风机； 由于经济效益差，目前海上风电 政府的积极态度； 风场难度大成本高； 没有大的发展。需要加大优惠政 德国 社会对风电大力支持； 开发商财力不足； 策力度来解决。大公司进入预示 陆上风电的进一步发展受到限制 电网连接和建设时间长 着将进入新的发展阶段 扶持机制不稳定； 扶持机制和法规框架的不断改变 国际义务； 荷兰 法规制度不合适不稳定； 影响了发展进度，虽然申报的项 开发商的活动 电网升级费用高 目很多，但缺乏有效的制度 政府的积极姿态； 利用现有成熟技术的海上 最近已建立了针对海上风电的法 社会对风电的支持； 风电潜力不大； 规制度框架。原来设想陆上风电 西班牙 开发商有实力； 陆地风电尚有很大开发潜 借鉴本国的经验，而海上风电的 自主风机产业 力 经验来自其他国家 英国海上风电管理和优惠政策的 国际义务； 电网的管理和费用问题； 改革已经实施，刺激了发展。但 国内义务； 英国 对可再生能源技术的优惠 还没有理顺电网管理与政府政策 政府的积极姿态； 不加区分 目标的关系，可能成为未来进一 陆地风电潜力不大 步发展的一大障碍 6 结论 根据本报告“2 市场发展”，“3 目标 律法规阻碍了海上风电的发展，就迫切需要 和激励政策”，“4 法律法规制度”中给出 进行立法改革。 的文献资料，以及“5 发展动力、障碍和经 产业联合起来向政府建言，是实现所需 验教训”中讨论的启发，本报告提出了关于 的政策改革的最有效途径。尽管在海上风电 海上风电管理国际经验的若干建议。显然这 仍缺乏真正意义上的政策支持下，仅有这些 些建议的做法要被中国采纳需要经过适当的 还不够。 修改，有些内容显然对中国是有益的，也有 （2）行业协调性差 些很明显是不可取的。 如果缺少有效的行业协调，海上风电的 发展就可能受到遏制。在荷兰，由于风电产 6.1 避免重蹈覆辙 业的疏通能力差，没有能够有效地说服政府 进行必要的政策改革，以加快海上风电的发 以下内容来自本研究中欧洲五国所得出 展。这在一定程度上是由于缺乏强大的有影 的负面教训，找出导致这些问题的根源，采 响力的行业协会作为行业疏通的主要力量。 取必要的措施，就可能避免这样的失败。 这与丹麦的经验截然不同。丹麦有一个团结 （1）立法框架不当 协调的产业组织，成功地和政府进行沟通， 海上风电毕竟还属于新生事物，大多 进行了发展规划和法规改革，使得海上风电 数国家的法规制度都还不完善。法规制度对 产业得到了顺利发展。 于项目的审批尤为重要，很多情况下，现行 建立强有力的、团结的和有影响力的产 的法律法规本来都是用于管理其他开发活动 业协会，可提供必要的协调，对政府的海上 的，例如石油和天然气开采等。这会导致审 风电发展政策制定和法规条例的制定，施加 批手续复杂和不确定，从而增加了项目成 重要的影响。 本，导致进程缓慢甚至失败。如果现有的法 87 88 欧洲五国海上风电政策评述 （3）上网难 （5）审批不当 从本报告的评述中可以发现，电网连接 如果授权企业不当，或者场址本身（从 将成为所有相关国家海上风电发展的一大障 经济或环境方面考虑）不合理，会导致海上 碍。具体的原因有很多，一般认为，电网基 风电特许经营权项目的建设进程缓慢。英国 础设施的管理与国家可再生能源政策不符， 早期的经验表明，由于没有预见到技术经济 有可能造成海上风电发展的延误。英国是个 或环境方面的不利条件，就发布了风电场开 很好的例子，电网管理部门优先考虑消费者 发授权，造成一些项目工程拖延，甚至搁 的利益，保证可再生能源的最低成本。 浅。通过早期战略规划，划定适当的开发区 如果电网的监管制度与可再生能源政策 域，可以避免类似情况的发生。在德国，目 目标、与费用分担和建设责任的关系不能尽 前的绝大多数开发任务都由小型独立公司承 早理顺的话，上网难将成为海上风电发展的 担。由于这些企业不具有项目建设所需的资 一大障碍。 金实力，又没能及时得到融资，无法减轻技 （4）政策法规的不稳定 术风险，使得这些项目最后又被转手给大公 针对海上风电的政府政策和法规制度的 司，延误了项目开发进程。应该指出的是， 频繁变动，会使投资商对项目的回报丧失信 GH公司认为，灵活的小公司与公共大电网 心，造成投资决策的拖延，最终影响海上风 企业应该结合起来，才能保证市场的健康发 电的发展。丹麦2002年取消了4座已规划好的 展，而且法规制度应该允许这样的组合。 海上风电项目，这一做法已经挫伤了该国市 海上风电的技术经济和环境可行性，应 场投资者的信心，造成已批准的风电项目不 在风电场开发之前从国家战略的高度加以 能很快推进。荷兰优惠政策的不稳定已被认 认真评估。这一审批制度应允许大公司和 为是该国市场的一个主要问题。英国激励制 小企业开发商共同参与，以达到激励成长 度的改革方案虽然没有解决可再生能源的总 的效果。 体发展问题，但对海上风电来说，提供的特 殊优惠政策对海上风电技术将起到积极的推 6.2 成功的条件 动作用。 以下总结了本报告中涉及的各国市场的 如果能够在起草阶段做好工作，就可以 成功经验，说明了成功的原因以及值得借鉴 避免法规条例的朝令夕改。海上风电的新 的政策措施。 兴市场应充分借鉴其他国家的经验，一个 （1）强烈的政治愿望 稳定的法规制度体系，可极大提高投资者 成功发展海上风电市场的一个前提条 的信心。 件是得到政府的大力支持。然而，在很大程 结论 89 度这是任何一个特定产业所无法控制的，而 突，实现能源政策目标，能够发挥重要的作用。 管理部门的态度取决于广泛的政策和战略目 这套做法在丹麦实行的最佳，其次是英国和德 标。即便有效的产业合作以及联合建言能够 国。这样的方法也是一种避免各个场址之间的 对具体的政策法规问题发挥重要的作用，由 矛盾的机制，并对大规模风电上网创造了条件。 于对可再生能源的发展，尤其对海上风电的 在一定程度上，战略环境评估的欧盟指令要求 开发缺乏真诚的政治热情，不可能取得很大 各成员国必须采用这套机制。 进展。目前的研究发现，荷兰的情况是这方 做好海域未来利用的长期战略规划， 面最好的反面教材，而英国、丹麦和德国对 通过避免可能的利益矛盾，提高电网接入效 海上风电的政策支持力度最大。 率，有利于提高海上风电开发的水平。 （2）简化与集中管理 （4）资金扶持和电网所有权问题 对海上风电管理制度的简化，可为项目 对海上风电项目提供财政资金扶持目前 开发商提供更清晰明确的政策导向，树立潜 有两种渠道。对研发和示范项目提供资金来 在投资者的信心。通过某个中央机构协调海 支持海上风电初期的发展是非常重要的，各 上风电的管理责任，可以让管理体制更加高 国或多或少都有这样的财政经费。其次，丹 效，减少矛盾的产生，理顺战略政策目标。 麦、德国以及英国（在一定程度上）都对项 在本研究涉及的国家中，只有丹麦构建了这 目提供持续的资金扶持政策，将上网连接的 样的制度体系，完全由政府而不是企业部门 费用，包括输出电缆和海上变电站的费用， 掌控发展速度，选择未来的风电场址。在丹 转嫁给有关的电网运行商支付。前一个渠道 麦，一站式服务模式发挥到了极致，由一个 为海上风电发展的最初几年积累宝贵的技术 单一的政府部门负责海上风电管理的方方面 经验，而后一个渠道则帮助解决了开发商面 面。英国也取得了一定的成功，由某个集中 临的项目效益微薄的问题，从而加大了项目 协调机构负责所需的绝大部分审批手续。 开发的优惠力度。 对法规制度进行简化，可以让产业部门 要在初期确立良好的发展势头，就要对 明确海上风电的发展方向，增强信心。也可 首批海上风电项目提供资金扶持，这对于任 以由单一政府部门负责管理、制定有关法规 何一个国家来讲都是十分重要的。由电网运 制度，通过化解用户矛盾，理顺政府战略目 行企业承担上网费用，对于上网成本居高不 标，大大提高开发效率。 下的国家，是一项重要的扶持机制。 （3）战略布局规划 （5）优惠政策：固定上网电价与绿色证 在国家层面上对未来的海洋环境利用做 书交易 出长期规划，对避免海洋资源利用部门的冲 一般来说，海上风电的两套收益支持 90 欧洲五国海上风电政策评述 政策目前都在实行，无论采用哪项具体的制 的可再生能源证书价值来解决，但同时也意 度，目的都是有效地促进风电的开发利用。 味着会降低上述制度的市场作用。 固定上网电价有两种推行方式：①普适 总结如下： 的可再生能源固定电价模式，依据项目特点 由于简单易行，REFIT模式效率与效果 ① 而有所不同；②竞标模式。德国和荷兰采用 俱佳；但是政府要能清楚判断何种电价水平 前一种模式；丹麦目前采用后一种，西班牙 既能保证促进开发又不使开发商凭空获益。 也拟采用该模式，英国（非化石燃料公约， 竞标是有效的模式，因为报价最低的 ② 而在五轮竞标中并未涉及海上风电）和法国 竞标者会胜出；但也存在这样的风险，即投 经过尝试，成果有限。第一种模式的优点是 标人过于乐观，寄希望于项目一顺百顺，一 简洁、具有可预测性，保证了开发商的收 旦出现问题，就放弃了项目。通过让投标人 益，从而降低风险。缺点包括：海上风电的 交纳大额保证金也许可以减小这种可能性， 开发速度对上网电价的水平非常敏感；缺乏 但同时也会减少潜在的申请人并在投标价格 对实现政府目标的自我调节机制；由于补贴 上增加额外的风险保证金。 经济效益差的风电场，可能增加消费者的支 证书交易制度是有效的，其基于复 ③ 出成本。 杂的市场机制，按照设计可以将风险分摊给 英国实行每年提高份额的可再生能源 最有能力的一方；但是这一制度过于复杂， 证书的交易制度，其优点是对政府目标具有 可能达不到设计效果。比如，由于竞争者间 自我调节机制，理论上保证发展经济效益最 的博弈、市场环境的变化、制度设计上的失 佳的项目。另一个优点是，消费者的支出固 误，都会增加制度压力和降低市场效率，结 定，与利用了多少可再生能源无关。 果给各方带来风险，抬高成本。 这一制度的主要缺点是复杂，项目的 经验表明，这两种制度都有效，但比较 收入来源比单一市场波动幅度大（即电力市 而言，一般认为固定上网电价制度对鼓励开 场、可再生能源证书、将来也可能引入碳信 发是一种更加有效的政策机制，因为这项制 用额制度），即存在多种变动和风险。此 度简单易行，并具有长期稳定性。 外，英国的经验已表明，对可再生能源技术 （6）鼓励技术创新 不加区分的扶持，将导致像海上风电这样的 目前海上风电产业面临的主要障碍是成 高成本技术受到制约，而陆上风电等一些成 本过高。虽然主要的原因不在于技术，而是 本较低的可再生能源技术将获得不合理的 商业利益，有经验表明，通过技术创新实现 高回报，所以需要对后者的发展规模进行限 降低成本有着巨大的潜力。在这方面，英国 制。这在某种程度上可以通过区分不同技术 的Beatrice和德国的Alpha Ventus等研发和示 结论 91 范项目都发挥了重要的作用，海上风电产业 参与英国市场的开发就是一个很好的例证， 还需要做大量的工作，把投资成本和运行费 说明了开放有利于加快发展速度。 用降下来。事实证明，海上风电未来的技术 应向外国公司开放国内市场，引进国内 发展中最重要的，是启动真正的海上专用风 急需的技术和经验，这对于扩大发展规模， 电机组设计工作，这也就急需经费和项目场 学习国外先进技术，具有十分明显的好处。 地，提供这些风机的国家也将从得出的经验 （8）国际竞争 中受益。 随着越来越多的国家都在积极发展海上 应大力鼓励技术创新，从而降低中长期 风电产业，在未来的若干年里，将出现设备 海上风电项目的开发成本。通过持续性的研 供不应求的局面。此外，随着欧洲电力公司 发资金投入和示范项目开发，解决海上风电 的进一步合并以及各国市场的自由化程度提 的关键技术问题。 高，那些最有吸引力的国家会建设越来越多 （7）允许外国企业参与 的海上风电场。这两个因素加起来，意味着 虽然绝大多数重要的企业都在欧洲，但 只要对开发商的优惠政策有足够的力度与其 海上风电最终是一种国际性的商业活动。然 他国家市场相竞争的话，就能让一个新的海 而，项目开发、管理和建设施工的具体能力 上风电市场兴盛起来。 在本研究涉及的各国之间也不平衡。通过开 海上风电企业进入一个新的市场，都需 放国内市场允许外国公司参与，引进国内所 要有法规制度和市场优惠政策的保障，这对 需的具体技术，用来开发海上风电项目，具 于国际开发商和承建商参与市场竞争将产生 有十分明显的好处。丹麦著名电力企业DONG 巨大的吸引力。 参考文献 一般参考文献 2007 Report”, 2008 [8]IEA“Wind Energy Annual Report 2006” July 2007. 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