《风能》国际 | 欧洲能源政策的最新动向与解读
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欧洲能源政策的最新动向与解读
自今年2月以来，欧盟及各成员国与英国陆续颁布了一些新的能源发展计划，并实施了能源政策的升级。
欧洲能源政策的变更
2022年4月，英国调整了其于2012年开始实施的《能源安全战略》（British Energy Security Strategy）。升级版战略计划在北海大力发展碳捕集，引入氢能作为天然气的替代品，拟在2030年前减少40%以上的天然气消耗；进一步发挥海上油气和风电的协同效应，将英国2030年海上风电的发展目标从40GW提高至50GW，增加12.5%；将陆上风电和太阳能重新纳入差价合约（CfD）的政府补贴竞价机制之中；积极探索适合英国地质条件的潮汐能和地热能；拟通过规模效应实现民用核电的降本，在2050年实现24GW的部署；氢能目标为2030年实现10GW，其中一半来自电解水，且2025年建设或运营1GW，并设立氢能的认证机制；拟发布“供暖和建筑战略”，在2035年停止销售和替换燃气锅炉，大力推广热泵；与能源监管机构Ofgem共同设计以净零排放为目标的电网系统整体转型的战略框架；提供总额达91亿英镑（约合人民币737.09亿元）的一揽子支持计划，以帮助英国民众应对当前高额的能源账单。
2022年3月，欧盟委员会制定了一项新的欧盟能源政策“REPowerEU”，旨在提高欧洲能源的独立性，迅速降低对俄罗斯化石燃料的依赖（2022年内减少2/3的俄罗斯天然气进口，2027年完全终止）。5月18日，欧盟公布了“REPowerEU”行动计划，拟加大对新能源基础设施和系统的投资[2027年前投资2100亿欧元（约合人民币14463.33亿元）]，在节能、加速清洁能源和能源多元化三个领域开展工作。同时，欧盟委员会提议将欧盟2030年的可再生能源占比目标从此前的40%提高到45%。作为“REPowerEU”计划的一部分，该战略旨在到2030年使风电累计装机容量增长到480GW，使太阳能光伏发电装机容量在2025年超过320GW，达到目前水平的两倍以上，并在2030年接近600GW。这也可以说是欧洲新的能源安全战略。加上新的立法，将体现欧盟的新原则，即扩大可再生能源是一个压倒一切的公共利益问题，以及要求各国政府快速确定部署风电和太阳能发电的首选区域。
2022年6月，欧盟委员会发布了其“自然保护一揽子计划”（Nature Protection Package）。它遵循了欧盟2030年生物多样性战略，是“欧洲绿色协议”（European Green Deal）的一部分。欧盟委员会在计划中提出了新的具有约束性的法律，设定了以恢复20%欧洲陆地和海洋自然保护区的目标，以避免丧失欧洲的生物多样性。它与“REPowerEU”紧密相关，旨在保持可再生能源的扩张与自然保护之间良好的动态平衡。
长久以来，欧洲风电产业专注于降本，新项目的竞拍皆以价格为唯一的标准。2022年1月，欧盟委员会正式实施新的《气候、环境保护和能源国家援助指南》（CEEAG），允许在差价合约拍卖中有高达30%的评分可基于非价格标准。荷兰在今年4月开启的Hollandse Kust West项目（总装机容量不低于1.4GW）竞拍中，广泛使用了非价格标准。其中，在6号区域的竞拍中，重点关注项目将如何影响北海的生态系统，涵盖了项目如何限制鸟类和海洋生物栖息地的负面影响，相关部分分值占总分值的50%；在7号区域的竞拍中，更多关注的是风电项目与荷兰能源系统的整合程度，分值同样占50%。法国最近在拍卖位于诺曼底附近的1GW海上风电项目时，使用了25%的非价格评分标准。德国政府已经提议，在其新的海上风电拍卖中使用4项非价格标准。比利时也正在就一套广泛的评分标准进行咨询。
以国家为单位，2022年3月，法国政府与该国风电行业协会签署了《法国离岸行业协议》（Offshore Sector Deal)，承诺到2050年将部署40GW的海上风电装机，分布于50个风电项目。协议还拟于2035年实现50%的本地化率。
德国政府于2022年4月通过了500页的“复活节一揽子计划”（Easter Package），是自2017年引入竞争性拍卖以来该国能源政策再度经历深刻调整，也将是德国大规模增加风能、太阳能这类“自由能源”和电网部署的开始。德国可再生能源占总电力消耗比重的目标为2030年达到80%。从2025年起，德国希望每年新增10GW的陆上风电。对于海上风电，计划的新目标是到2030年达到30GW，到2035年达到40GW，到2045年至少达到70GW。为了实现这一目标，德国政府承诺在海洋空间规划中优先考虑海上风电，缩短许可程序，并雇用额外的核准工作人员。7月，德国议会通过了一项新的《陆上风电法》（WindLandG），修订了陆上风电的扩张路径和拍卖时间表。其目标是，到2025年逐步将每年的陆上风电新增装机容量增加到12GW以上。2025年之后，德国计划每年新增10GW的陆上风电装机。为了增加潜在的项目，这部法律亦改进了陆上风电的许可流程。德国联邦政府现在要求各州留出2%的领土用于开发陆上风电项目，所有州必须在2032年前实现该目标。
今年5月11日，挪威宣布其海上风电发展目标是到2040年分配30GW的装机容量，这将产生几乎与该国如今消耗的总电量一样多的电力。目前，挪威已经确定了两个开发区域，并计划2023年在其中一个区域进行1.5GW漂浮式风电项目的拍卖。挪威政府正在努力确定其他开发区域，并简化海上风电项目的许可程序。同时，挪威政府表示，将探索“各种电网解决方案”。每个项目调用都将考虑具有双向功率流的电缆，以加强与其他北海各国的电力互联互通，强化电力流动性，保障欧洲的能源安全。
2022年5月18日，在欧盟公布“REPowerEU”行动计划的同一天，四国（德国、丹麦、荷兰、比利时）在北海峰会上共同签署了《埃斯比约宣言》（Esbjerg Declaration），强调北海的海上风电在加强欧盟能源安全方面的作用，并共同承诺到2030年将四个国家的北海海上风电总装机容量扩大到65GW（相当于目前的4倍），到2050年达到150GW（目前的10倍）。
2022年7月，芬兰政府批准租赁其海床用于开发两个大型海上风电项目，国有森林和海底管理机构Metsähallitus获得了租赁这些区域的许可。芬兰在过去10年中建造了大量的陆上风电项目，风电在全国发电量中的占比已由10年前的不足1%，提升至现在的10%。预计到今年年底，芬兰风电累计装机容量将达到5GW（大部分在陆上）；到2025年，风电至少能满足芬兰27%的电力需求；到2035年，有望实现碳中和。
从行业协会的角度来看，2022年4月，在欧洲风能协会（WindEurope）于西班牙毕尔巴鄂举办的年度活动中，欧洲7个国家（西班牙、德国、比利时、卢森堡、英国、爱沙尼亚和立陶宛）的政府、3个输电系统运营商（National Grid Ventures、Elia、50Hz）、17家风电企业与3个非政府组织签署了一个联合声明，承诺协作快速推进固定式和漂浮式海上风电和海上电网，加速能源转型，以实现欧盟制定的海上风电发展目标，即到2030年达到60GW，2050年达到450GW。签署方旨在协调投标设计，并寻求国家支持计划中的最佳做法，包括使用非价格标准；合作确定可用于发展海上风电的新海域，作为国家海洋空间规划制度的一部分；为海上风电和海上混合项目建立监管框架，以确保可预测的长期市场环境和可持续的商业模式，包括为海上混合动力系统作出市场安排，在国家、输电系统运营商和海上风电开发商之间公平分配成本和收益等。该声明还呼吁扩大技术创新，使海上风电更好地融入电网，例如高压直流（HVDC）技术的互操作性。
截至发稿日，欧盟及欧洲主要国家的海上风电发展目标规划如表1所示。
表1 欧洲的海上风电发展目标
能源政策变更的驱动因素
一、实现能源独立
上述能源政策变更，无论是对现有政策的升级，还是新政策的制定，无一不聚焦于欧洲能源安全。下面先借助能源平衡的三难因素来理解“能源安全”的核心内涵⸺_充足的能源供应与能源供应的独立性。
在欧洲能源危机爆发前，除挪威一国的能源供应可实现自主外，欧洲其他国家均在不同程度上依赖于能源进口，平均进口率高达58%。鉴于与俄罗斯常年的相安无事，能源供应稳定，欧洲的能源类基础设施疏于建设和维护。欧洲能源政策与行业的焦点多放在能源的绿色转型和降本增效上。各国风电新项目的竞拍及政府补贴机制亦通过引入竞争机制，以价格为导向并作为唯一的评估标准，来授予风电项目开发权或提供政府补贴。
如图1所示，自欧洲能源危机爆发以来，能源供应的充足性和稳定性风险大幅上升。再加上近两年的新冠肺炎疫情导致全球供应链中断，原材料价格大幅上涨，凸显出欧洲风电产业对供应链可持续性的担忧。综合以上几个因素，能源供应安全超越其他两个因素，跃居所有考量因素中的第一位。因此，也就不难理解为何近期的欧洲能源政策变更会在很大程度上聚焦于能源的安全供应，包括加大国家自身可控的可再生能源规模。在所有的潜在解决方案中，发展可再生能源因为可以兼顾能源自主供应、价格的可负担性，以及满足绿色可持续发展三个因素，从而作为最优解为各国所青睐。
二、追求规模效应及稳定供应链
从“能源安全”的外延来看，“能源安全”还需要供应链的稳定，在紧急情况下驱动替代能源或战略储备能源的应急供应能力，以及保障能源类基础设施的安全。
政府制定的野心勃勃的风电发展目标，对于欧洲风电产业的企业而言，为加大未来储备资产的规划提供了政策性的指引和信心保障。然而，目标的设定与真正落地并非一蹴而就。截至2021年年底，欧洲的风电累计装机容量为236GW。其中，2021年新增装机17.4GW，包括14GW的陆上风电和3.4GW的海上风电。虽然这已创历史新高，但仍不足2030年风电发展目标年度规划的50%。预计欧盟将在未来5年内每年新增18GW风电装机，但其需要每年新增35GW才能满足落实“REPowerEU”计划的要求。
可以看出，中间仍有诸多瓶颈亟待解决，如各国能源政策的支持，各类配套能源类基础设施的建设和维护，各种融资方式的协调投入，社会各界的协同作业等。在这些问题中，行业强调最多的一点为欧洲风电开发核准审批流程过于繁杂耗时，难以通过规模效应实现降本，从而严重阻碍了风电产业的健康发展及风电装机目标的实现。目前，欧洲风电市场规模只有规划目标的一半，这正在削弱供应链的竞争力。
开发周期长，审查严苛，直接导致风电储备项目受限，开发商很难通过扩大项目规模来降低单位成本。这意味着相对较高的成本或者转嫁给上游的产业链企业，阻碍它们长期可持续的利润空间和有序的扩张；或者下沉给下游的终端客户，推高零售市场的能源价格。在欧洲风电市场，由于此前开发的绝大多数项目均采用差价合约、固定电价等补贴机制，市场协议价格相对固定，价格压力多由产业链分担。常年来被压缩的利润空间，无法支持欧洲本地产业链的健康发展。再加上为顺应市场发展而投入的大量研发成本，目前欧洲的5家风电机组制造商均处于亏损状态。钢铁、其他商品和零部件成本上升、供应链中断和运输成本上升，进一步加剧了这种情况。而关键材料和组件的采购难易程度和价格在一定程度上受欧盟贸易政策的影响，同样需要政策作出强有力的回应。
为了保障供应链的健康发展，欧洲风电行业呼吁政府简化风电开发审批流程，并推行支持该行业的贸易和产业政策，使更多储备项目能够实实在在地落地，以提高各国能源的独立自主性，尽快缩短依赖进口能源的时间和程度。这一呼吁引起了各国政府的注意，英国和德国已将此建议融入了当前政策的变更中，欧盟委员会颁布的“REPowerEU”行动计划也向各国政府提供了关于如何准确简化其许可规则和程序的新指南。
此外，关于替代能源和配套基础设施的建设，比较容易理解。英国和欧盟的能源安全政策中都提到了开发不同的能源类型，如力推与海上风电有协同效应的氢能和储能，加强电网的配套转型等，以支持规划中大规模的可再生能源并网。
三、完善竞标机制
如前文所述，欧洲可再生能源的发展长久以来一直以价格为决定因素，这使得开发商为获取开发权或政府补贴一味缩减成本，并将压力转嫁给产业链的供应商，致使部分欧洲供应商被迫放弃欧洲的生产基地，转而完全依赖于中国和东南亚的供应链制造商。
中国产业链近年来加快在东南亚、非洲和拉丁美洲的布局，开始成功接到欧洲的订单，加剧了欧洲风电产业对本地产业链稳定性的担忧。这也解释了，为什么在能源安全独立的大环境下，会出现“欧洲产能回撤”和“欧洲制造”等有关加强欧洲自身产业链发展的声音。
基于此，欧洲各国在风电新项目招标流程的评分过程中引入并加大了非价格因素的比重，从而减轻欧洲开发商的成本压力，使其可以更多地关注拟开发项目对其他相关因素的影响，如对环境生态的影响、对技术创新的支持和对产业协同的效应等。这些将为欧洲产业链在可持续性、能源系统集成和采购方面提供一定的优势，有助于重塑欧洲产能，也是应对欧洲能源安全挑战的核心：使用更多采用欧洲制造技术生产的本土能源。
欧洲风能协会首席执行官Giles Dickson表示：“非价格竞标标准将认可欧洲风电行业带来的附加价值，而不仅仅是提供廉价电力。风电如何与生物多样性共存并增强生物多样性？它在多大程度上有助于平衡更广泛的能源系统？竞标时应该考虑这些因素，并激励该行业在这些领域进行投资。这不仅仅是价格问题。”
从另一个角度而言，此类措施或政策趋势会直接导致中资产业链企业在欧洲风电项目竞标中丧失价格竞争优势，起到了欧洲地方保护主义的作用。这也符合欧洲近年来倡导的产业链本地化趋势，并在一定程度上将迫使中资产业链制造商如果想锁定欧洲的产品订单，就必须考虑如何使自己“本地化”。此外，从开发的角度来说，在非价格评标的内容中，如环评和当地配套产业的协同等，中资企业或开发商如果没有在欧洲开发过项目的经验加持，皆无竞争优势。
当然，我们也应该客观地看到，重塑产业链需要时间。仅目前技术工种短缺这一项就需要时间来培育，健全或升级制造能力和配套的基础设施都不是一蹴而就的事情。目前，2027年前的欧洲储备开发资产基本已锁定供应链，但2027年后的储备项目开始遭遇当地供应链瓶颈，这为中国产业链制造商参与其中创造出机遇。尤其是在欧洲风电因为持续提升的发展目标、储备资产的产业链需求大于欧洲本地供给的前提下，如何借助欧洲风电产业大力发展的急迫性进入欧洲市场，是一个值得深入研究的话题。这对于中资企业为避免国内产业“内卷”、被动输出产能或主动出海、建立海外布局的长期战略，皆有举足轻重的意义。
新政策的负面影响
当然，目前的能源政策并非尽善尽美，其潜在的最大缺陷为“负补贴”对产业发展的负面影响。
丹麦在Thor海上风电项目的拍卖中，引入了“负补贴”机制。获胜者将向政府支付3.75亿欧元，以获得该项目的开发权。今年，荷兰政府在Hollandse Kust West海上风电项目的竞标过程中参考了该竞拍方式，计划不再提供任何资金补贴支持，且在竞标流程中设置了一个占比10%的评分项，根据投标人是否愿意向政府支付高达5000万欧元的金额来计分。如果开发商愿意向政府支付一定费用以获取项目的开发权，从本质上讲即可理解为“负补贴”。同时，这也将再一次印证欧洲海上风电已正式完全进入平价市场竞争阶段。
德国议会于今年7月初通过了《海上风电法》（WindSeeG）的修订，对海上风电竞拍设计进行了重要更新，放弃了最初提案中的差价合约机制，引入双轨竞拍机制。
一种竞拍模式采用由国家组织调研再集中提供拟开发的海域进行竞标的方式。德国接下来两轮的海床竞标拟于2023年的6月和8月举行，评标中价格占比60%，其他40%为非价格评分标准，包括：在风电机组生产中使用绿色电力和绿氢、教育和培训配额、是否已签订电力购买协议、生物多样性，以及在风电机组安装过程中实施自然保护。
另一个竞拍模式是由开发商自主选择拟开发海域，完全基于价格评标。在该模式中，开发商需要通过竞标向政府支付建造海上风电项目的开发权费用。区别于荷兰设定的5000万欧元上限，德国决定不对竞拍价格设定任何上限。这意味着德国政府会因为激烈的用海权竞争而获得高额的收益，但对开发商而言额外的成本或以挤压整机价格的方式转嫁给供应链制造商，或以更高的能源账单形式转嫁给消费者。任何一种结果，都会加剧风电产业链或消费者在当前高成本下的压力，尤其是在风电供应链如此集中的德国。
此外，在《埃斯比约宣言》中，德国、比利时、丹麦和荷兰承诺到2050年在北海共同建设150GW的海上风电项目，并在跨境项目、混合海上风电项目、能源岛和海上可再生氢生产方面进行合作。为实现这一目标，各国必须调整其监管框架，新的《海上风电法》尚未能做到这一点。
德国政府已暗示，可能会在今年晚些时候对该法案进行进一步的修订。
综上所述，欧洲自今年伊始对能源政策作出的大幅调整，体现出欧洲各国对能源安全的顾虑，政策中提出的一系列行动项也表明了各国积极应对能源危机的态度。欧洲能源政策的新动向为保护欧洲风电产业链明确了方向、提供了保障，但是否有利于全球风电产业链的整体发展，则有待商榷。
对于中国投资者和风电产业链供应商而言，本文仅简单提及了在竞拍中引入非价格因素可能产生的影响。今后的文章还将进一步探讨，如何具体应对欧洲能源政策的变化，并将之融入企业未来全球化的战略布局。CWEA
《风能》“征谈英伦”栏目
来源：《风能》杂志
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《风能》国际 | 加大政府补贴力度？——论英国差价合约（CfD）机制
图1 英国差价合约机制示意（来源：英国国际贸易部）
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包括5个固定基础海上风电
在获得拍卖资格的5个固定基础海上风电项目中，包括丹麦沃旭能源（Orsted）拟开发的 Hornsea 3海上风电项目，这成为丹麦开发商迄今为止最大的海上项目，装机容量2852MW。沃旭能源成为第四轮CfD招标中最大的赢家。
其他四个固定基础海上项目还包括：
ESB 和 Red Rock 联合开发的苏格兰 1.1GW 的Inch Cape 项目 阶段1（1080MW）其中RedRock为国投电力全资收购的在英开发公司。
East Anglia Three项目（EA3） 阶段1（1372MW）
Norfolk Boreas 项目 阶段1（1396MW）
苏格兰Moray West海上风电场（294MW）
英国清洁能源战略相关资料
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