摘要：經過 10 余年的發展，我國海上風電產業進入高質量發展新階段，部分近海固定式風電可實現平價上網，漂浮式風電進入工程化，融合發展模式創新活躍。海上風電產業政策體系逐步建立健全，系列舉措協同發揮效能，促進產業集聚，引導產業持續健康發展。本研究梳理了我國當前海上風電產業政策框架，從發展規劃、資源配置、企業扶持、科研支持、電力系統、金融服務等方面分析了我國國家與地方的政策導向，針對當前產業發展面臨的產業布局、組織模式、產融結合等問題，提出了優化場址和產業布局規劃與配套政策、促進漂浮式風電產業鏈的垂直和水平協同整合，加強綠色金融創新支持的政策建議。

關鍵詞：海上風電；產業政策；可再生能源

2022 年，我國海上風電累計并網裝機容量 3046 萬千瓦，同比增長 15.4%，占全國風力發電總裝機的 8.3%，占比穩步上升。漂浮式風電進入工程化示范階段，“三峽引領號”、中國海裝“扶搖號”建成，中國海油“海油觀瀾號”“雙百”項目加快建設，萬寧百萬千瓦級漂浮式風電示范項目開工。海上風電發展模式創新活躍，與海洋牧場、海水淡化、制氫等融合發展模式正在從試驗探索走向產業規模化發展，綜合能源島、油氣平臺供電等試驗項目陸續推出 。“十四五”時期，我國海上風電年新增裝機規模預計將呈現“先降后升”趨勢，產業經過調整優化，步入高質量發展新階段。

我國產業政策包括產業結構政策、產業組織政策、產業技術政策、產業布局政策與對外開放政策 。過去 10 余年，從開發管理政策和建設速度綜合看，我國海上風電經歷了多個發展階段，包括 2007 年～ 2011 年的起步探索期， 2012 年～ 2017 年的鼓勵培育期，2018 年～ 2021 年的加速成熟期，目前正處于高速發展和競爭整合階段 。海上風電產業政策體系框架初步建立，為產業持續健康發展提供了良好的制度保障 。

一、 海上風電產業政策框架體系

我國國家和地方政策相互銜接，從發展規劃到資源獲取、科研支持、電力市場、金融服務等配套政策，構建了海上風電“目標牽引—配套支持—落地實施”的多層次立體政策框架。

（一）國家政策構建“四梁八柱”

1. 規劃目標明確發展節奏

《“十四五”可再生能源發展規劃》發布，海上風電的發展秩序、發展節奏、發展模式得以明確 。“十四五”時期海上風電的發展規劃呈現以下幾個特點：一是未專門制定海上風電專項規劃以確定具體累計裝機容量目標，而只是確定全國風電、光伏等可再生能源的發電量目標，極大地釋放市場主體的自主性。二是以重大項目規劃確保實現目標，提出了山東半島、長三角、閩南、粵東和北部灣五大海上風電基地，鼓勵分散式風電因地制宜發展，支持開展分散式風電向油氣平臺供電等融合發展示范。三是優化近海風電布局，啟動深遠海風電規劃和開發示范。據課題組調研統計，各省上報海上風電場址規劃量為 2.67 億千瓦，其中省管海域 7400萬千瓦，國管海域 1.93 億千瓦；正在編制的深遠海規劃涵蓋 150 千米以內海域，規劃裝機容量超 3 億千瓦。

2. 配置政策優化建設模式

海上風電項目資源配置管理經歷了四個階段，包括 2015 年前的特許權招標， 2016年～ 2018 年省級能源主管部門直接核準，2018 年～ 2019 年直接核準與競爭配置共存，2020 年后的全面競爭配置。國家能源局發布的《風電項目競爭配置指導方案（2019 年版）》，為各省（區、市）自行制定競爭配置工作細則或管理辦法提供了參考。從各地細化的競爭配置評分標準看，既往業績、設計方案、投資能力所占權重較大，綜合降本措施、創新融合、調峰資源成為新增關注重點，呈現從電價比選向綜合降本、從單純發電向全業務鏈輻射、從自主開發向限時完工、從資金投入向產業帶動轉變等發展趨勢。此外，深遠海項目將在示范開發中探索管理模式，優化管理辦法 。

3. 科研支持積蓄發展動力

海上風電技術研發創新支持政策，主要包括三個方面。一是國家能源領域科技創新頂層設計支持政策，先后發布的《“十四五”能源領域科技創新規劃》《科技支撐碳達峰碳中和實施方案（2022-2030 年）》等政策文件，明確了深遠海、大機組、漂浮式等技術研發和示范的重點方向 。二是可再生能源重點專項，企業可按年度申請科研支持經費，其中《“十四五”國家重點研發計劃“可再生能源技術”重點專項 2022 年度項目申報指南》為新型大功率風能利用，深遠海超大型風電機組建造等研發提供支持。三是高新技術企業稅收優惠政策，海上風電技術研發企業可申請認定高新技術企業，從而獲得所得稅減免、研發費用加計扣除、虧損結轉年限延長等優惠。

4. 電力政策保障綠色價值

2015 年發布的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（“9 號文”）明確了“管住中間、放開兩頭”的電改方向，中長期電力交易市場建設和電力現貨市場試點工作有序展開，增量“風光”入市，綠色電力交易啟動， 2022 年市場交易電量占全社會用電量比重達到 60.8%。根據《加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》“構建適應新型電力系統的市場機制”的要求，新能源參與電力中長期、現貨、輔助服務市場的進程將提速，到 2030 年全國統一電力市場體系基本建成時，海上風電將全面參與市場交易，綠電交易與綠證交易、碳排放權交易銜接更加順暢，可通過市場化方式發現綠色電力的環境價值 。

5. 財稅金融優化發展環境

財稅政策包括企業所得稅免征、增值稅返還、用海租金減免等，企業所得稅執行前三年免征、后三年減半征收的“三免三減半”和增值稅即征即退 50% 的政策；符合條件的海上風電項目可按規定申請減免海域使用金 。金融政策支持包括項目優惠貸款利率、信托基金、綠色 / 藍色債券、放寬外商投資限制等。央行推出的“碳減排支持工具”通過“先貸后借”可將項目貸款成本利率從5.2% 降至 3.85%，并納入外資銀行開辟“政策引導 + 專業服務”模式 ；《綠色債券支持項目目錄（2021 年版）》提供清潔能源界定標準和重要依據，滬深交易所支持海上風電相關企業發行藍色債券融資；探索將海上風電等納入公募基礎設施領域不動產投資信托基金（REITs）試點范圍；鼓勵外商在海上風電設備設計研發、廢棄回收處置等領域投資 。

（二）地方政策形成穩固支撐

1. 裝機目標積極樂觀

各地相繼發布省級能源發展“十四五”規劃、可再生能源發展“十四五”規劃等政策文件，“十四五”期間各省規劃新增裝機總量超5500 萬千瓦。行業對海上風電的發展持樂觀預期，預計到 2025 年累計裝機容量有望達到1 億千瓦 。廣東規劃新增裝機容量達 1700萬千瓦，占總規劃新增裝機容量的近三分之一。除近海省管海域項目外，廣東、福建、浙江、江蘇、山東、天津等加快國管海域深遠海項目開發。

2. 布局規劃因地制宜

海上風電產業鏈已初步形成環渤海、長三角、珠三角三大集群，以及“產業集群—產業園 / 產業基地—生產基地”的多層次產業格局。各地明確海上風電產業鏈布局規劃，山東聚力打造東營、蓬萊、乳山、青島四大產業基地；江蘇已形成射陽、大豐、東臺、如東四大基地，正引導灌云、濱海產業集聚；浙江規劃構建杭州、甬舟、溫臺“一中心兩基地”格局 ；福建重點建設福州、漳州、莆田三大基地；廣東打造陽江、珠海、粵東“一鏈引領、二核驅動、三區互聯”格局；廣西推進欽州、防城港“雙園、兩集群、三中心”產業格局建設；海南明確儋州、東方“一園兩基地”的產業布局。

3. 幫扶企業多措并舉

各地對企業的扶持體現在項目補貼、“鏈長”培育、市場拓展獎勵等方面。中央財政補貼退出后，廣東、山東、浙江、上海出臺地方補貼政策，主要面向 2024 年前開發的項目。江蘇支持綠色企業上市，設立分類別的一次性獎勵，大力培育“鏈主”領軍企業，重點支持通過并購、引進、參股等方式提升產業鏈垂直整合能力。福建面向三峽海上風電產業園內的風電裝備制造及配套企業設立“市場開拓獎勵”，按照實際交易金額的一定比例給予獎勵。海南建立“風電裝備產業專項工作日”月度會議制度，協調解決企業問題。

4. 科研支持精準有力

各地建立了科研資助、股權投資、獎補引導等多元支持機制。江蘇將海上風電納入“531”產業鏈遞進培育工程；浙江依托“雙尖雙領”計劃，構建“產學研用金、才政介美云” 10 聯動的創新創業生態系統；福建支持搭建“福建省海上風電科技創新平臺”等平臺；廣東聚焦實驗室和研發中心建設，推進先進能源科學與技術廣東省實驗室陽江分中心和汕尾分中心建設，支持柔性直流集中送出、漂浮式海上風電與海洋牧場等示范工程。

5. 多措并舉促進消納

各地著力為海上風電消納提供更堅強的電網架構，營造體現綠色電力價值的市場環境。江蘇積極推進沿海第二通道和過江通道等建設，穩步擴大北電南送、過江輸電規模；閩粵聯網工程建成投運，廣東福建兩省實現電力互濟；海南啟動跨海聯網第二通道建設研究，為清潔電力外輸提供基礎；廣東、浙江加快虛擬電廠等需求側響應發展，為海上風電就近消納提供堅強電網 。海上風電參與電力市場的制度建設和試點運行加速，廣東、浙江加快新能源入市交易；福建明確提出探索引入海上風電參與市場交易；南方區域電力市場正式啟動試運行，建立“電能量價格 + 環境溢價”價格機制。

6. 金融服務持續創新

各地支持海上風電發展的產融政策以擔保銀行信貸、鼓勵綠色債券為主，同時鼓勵融資租賃、運營階段資產證券化（ABS）、投資基金的創新探索。廣東為廣東省能源集團等企業擔保引入低息信貸資金；江蘇、廣西通過債券貼息提供低息資金；海南實施政府擔保、銀行授信的“瓊科貸”；山東設立了100 億元再貸款和 50 億元再貼現專項額度；浙江加強海上風電等在金融領域的信息共享，引導金融保險機構開展不動產投資信托基金（REITs）、資產證券化（ABS）、保險等綠色金融產品。

二、海上風電產業發展面臨的問題與挑戰

（一）重復建設產能過剩問題

各省（ 區、市）發展海上風電的意愿強烈，以產業帶動經濟增長的預期高，著力招商引資打造本地產業鏈。當前產業集聚的政策引導力量超過市場引領、企業主動選擇，省間產業政策和產業鏈布局同質化競爭，下屬市縣間也存在不同程度的貿易壁壘。企業為確保連續生產經營、提高市場份額而大幅降價，如海上風電機組競標價跌破 3300 元 / 千瓦，價格下降幅度遠超技術進步預期。據不完全統計，整機生產商在各地的生產基地累計設計產能超過 3000 萬千瓦，在國外市場尚未完全打開、國內建設放緩的行情下，疊加機組大型化節奏加快，重復過剩的落后產能面臨不同程度閑置和加速淘汰的風險。

（二）現有產業組織模式未有效凝聚合力

海上風電開發涉及主體類型多元，建設管理模式有待探索優化，“鏈長”企業和產業聯盟帶動作用尚未有效發揮。海上作業單位技術實力良莠不齊、施工裝備和作業條件與大型化發展不適應，海上油氣作業的成熟經驗技術轉化應用少，應急救援體系建設不足，安全技術標準規范缺失與監管不夠到位下安裝事故頻發。國內海上風電運維市場剛起步，市場主體較為分散，在運維經驗尚缺乏、運維網絡未形成的條件下，運維成本占全壽命期成本比例提高至 30% 以上，給項目經濟性帶來挑戰。創新聯合體以科研為主，應用層面協作較少，數量不多，產品試驗驗證的硬件條件建設不足，與快速發展的產品系列形成矛盾。特別是漂浮式風電的基礎建造、系泊系統、安裝施工、運維等與海上油氣供應鏈重合，但海上風電與油氣產業的協同規劃發展還遠不夠。

（三）產融結合緊密程度和覆蓋范圍不夠

海上風電產業融資結構較為簡單，融資主體主要為風機制造企業和大中型風電場，融資規模較大、渠道相對單一，金融產品主要為商業銀行信貸資金、綠色債券和少量的碳金融交易產品。綠色金融支持集中在收益水平較高的項目開發建設等下游環節，中上游主要以流動資金貸款為主，且貸款主要以固定資產抵押為主 。海上風電參與電力市場的價格機制尚不健全，電力交易收入波動提高了項目未來收益的不確定性，金融產品設計難度增大 。此外，部分整機和零部件制造企業擴張過快，出現產能利用率不足、缺乏核心技術能力和生產經營收益下降等問題，投資者意愿減弱。針對裝備技術服務出口的信用擔保、保險等跨國金融服務，尚在萌芽。

三、政策建議

（一）優化布局規劃與細化配套政策

首先，統籌全國海上風電場址規劃與產業布局，以“化零為整、立體開發”的場址規劃帶動產業“集中布局、合理外延”。優先聚力建設五大海上風電基地，深遠海場址集中連片規劃，形成規模開發效應，并充分考慮海洋牧場、海上風電制氫等產業協同開發需求，提升立體集約開發水平 。區別固定式與漂浮式，統籌謀劃做好海上風電產業在大基地周邊的布局設計，整合油氣產業資源、通過聯盟合作形成空間集聚，延長儲能、海洋牧場、制氫等融合發展產業鏈，打造協同發展新業態，提升供應鏈韌性。其次，細化落地實施制度，前置做好用海規劃協調，優化油氣平臺周邊風電場資源配置辦法，簡化海洋油氣與海上風電協同開發建設的審批流程，針對并網規范、共享送出、交易規則等問題加快出臺細化規范的運行管理辦法。

（二）促進深遠海產業鏈的協同整合

促進深遠海漂浮式風電產業鏈的垂直和水平協同整合。需摒棄近海風電遍地開花的粗放開發模式，充分利用重大工程、專項基金，整合產業鏈上下游市場主體，集中力量開展漂浮式風電的技術研發和示范開發，適時營造政策環境鼓勵國外優勢技術企業參與開發或技術合作 。針對漂浮式風電整機制造、安裝施工、運營維護、應急救援、廢棄處置等環節，應在遵循市場化的原則下，綜合考慮企業基礎能力和參與意愿，支持組建多個創新聯合體開展適應不同區域環境條件的工程應用技術攻關，避免大量同質化能力建設帶來的浪費。此外，綜合近海和深遠海風電項目的運維需求，把握海上風電立體開發綜合運維發展趨勢，合理規劃海上風電運維網絡，構建應急救援力量體系，形成高質量的運維能力。

（三）加強綠色金融引導與創新支持

在綠色金融產品創新支持和海上風電融資項目信息標準化雙向施策，加大國際合作形成與世界接軌的金融產品規則與合規性設計，促進產融深度融合。發揮政府產業基金等支持作用，加大對社會資本參與意愿不強、金融支持不足環節的支持力度。引導海上風電行業加強各環節金融產品所需基礎信息的標準化建設，有效識別并逐步降低投資風險，為綠色金融持續發展提供堅實基礎；明確綠證與電力市場的銜接設計，充分釋放海上風電的綠色價值，提升項目經濟性。同時，發揮海上風電引外資、穩外資的作用，豐富產業融資渠道。