海上风电未能兑现零补贴承诺

欧洲原计划到2030年安装120吉瓦海上风电，实际最多只能达到70吉瓦。三年来，这个曾宣称无需公共补贴即可与天然气竞争的行业，接连遭遇拍卖失败、项目冻结和大规模退出。道达尔能源打算归还2023年在德国赢得的7吉瓦开发权。荷兰、丹麦、立陶宛和法国的招标均以无人中标告终。

零补贴模式是2022年前的产物。它依赖三个前提：利率接近零、供应链稳定、通胀受控。这三个条件同时消失。留下的是威胁欧洲气候目标的产能缺口，欧洲被迫从根本上重新思考清洁能源投资的回报机制。

要点

• 九个北海沿岸国家承诺到2030年实现120吉瓦海上风电（奥斯坦德宣言）；WindEurope将预测下修至最多70吉瓦，缺口巨大。
• 道达尔能源宣布计划归还在德国获得的7吉瓦海上开发权，理由是当前条件下项目不具经济可行性。
• 至少五个欧洲国家的拍卖宣告失败：德国、法国、荷兰、丹麦、立陶宛。
• 欧盟委员会提出三方合同机制以恢复项目的可融资性，具体细节仍待明确。
• 该行业仍具备实际工业能力：2023至2024年欧洲安装了18吉瓦，多个项目仍在积极推进。

零补贴承诺：时机判断失误

2022年，沃旭能源以零补贴赢得荷兰海上许可证。瑞典大瀑布电力公司在相同条件下获得英国Hornsea 3项目开发权。行业宣称生产成本低于每兆瓦时50欧元。彭博新能源财经分析师预测成本将持续下降，支撑这一判断的是14至20兆瓦涡轮机的规模效应、安装技术的成熟，以及历史低位的融资成本。

这一预测隐藏着一个根本性弱点：它完全依赖低资本成本。海上风电项目在叶片首次转动前，80%至90%的资本已被锁定。基准利率从0%升至4%，这类项目的资本成本每兆瓦时自动增加数欧元。据伍德麦肯齐数据，2021至2023年间，钢铁、铜、复合材料等原材料价格上涨使设备成本增加了20%至30%。物流和专业劳动力成本也同步攀升。

结果是：以每兆瓦时45至55欧元固定购电价格中标的项目，已无法覆盖开发成本。沃旭能源取消了英国Hornsea 4和美国Ocean Wind项目。大瀑布电力出售了诺福克资产。英国石油和Equinor要求重新谈判纽约项目合同。问题是全球性的，欧洲提供了记录最为详尽的案例。

五个国家，数十吉瓦，无人接盘

2023年，德国组织了7吉瓦的海上拍卖，招标成功落槌，其中3吉瓦由道达尔能源中标。两年后，道达尔能源通知柏林，打算归还这批开发权。该集团的声明理由明确：以当前市场条件衡量，预期投资回报率不足以支持资本投入。

法国地中海AO6招标在2024年12月仍找到两个中标者：Ocean Winds（ENGIE/EDPR）获得纳博讷区域，地中海大型风电（EDF Renouvelables/Maple Power）获得福斯湾区域，每个项目250兆瓦。荷兰招标的多个批次被宣告流标。在丹麦——沃旭能源的诞生地、海上风电的发源国——项目因经济账算不过来而搁置。立陶宛方面，2023年首次招标勉强成功，以两份投标（法定最低数量）收场，由Ignitis/Ocean Winds中标；但2024至2025年第二次招标因投标者不足而失败。

这不是各国孤立的偶发事件，而是同一机制在不同地方的重复：拍卖时锁定的固定购电价格或当时的市场条件，已无法覆盖成本上涨15%至25%的行业支出，而长期电价并未跟上。WindEurope估算，2030年目标与实际轨迹之间的缺口为50吉瓦，相当于西班牙可再生能源总装机容量。

欧盟委员会并非毫无动作。布鲁塞尔正在推进三方合同机制——由国家、开发商和电网运营商共同承担风险。核心思路是告别纯粹的固定价格拍卖模式——这种模式让开发商在长达十年的建设周期内独自承受成本波动——转向指数化合同或容量担保。多个成员国也在考虑设置电价保底机制，或在通胀冲击时启动电价修订程序。

70吉瓦而非120吉瓦：欧洲实际损失了什么

九国在奥斯坦德宣言中定下的120吉瓦目标并非象征性数字。它对应约500太瓦时的年发电量，可覆盖欧洲当前电力消费的14%，为数千万家庭供电，并有力支撑2022年后确定的摆脱俄罗斯天然气目标。50吉瓦的缺口意味着约200太瓦时的发电量损失，相当于20座核反应堆的产出，或法国陆上风电年发电量的六倍。

对欧洲能源转型而言，这不只是兆瓦数字的加减题。海上风电本应成为2030年代电力行业脱碳的主干。北海、波罗的海和地中海集中了欧洲最优质的风能资源。海上项目容量系数可达45%至55%，陆上风电仅为25%至30%。每吉瓦海上风电的发电量远高于同等规模的陆上风电。

这一缺口还关乎整个产业链。欧洲历经多年建立了一套完整体系——维斯塔斯、西门子歌美飒、沃旭能源、道达尔能源可再生能源、Jan De Nul、Subsea 7——这条产业链依赖持续的项目流来维持技能积累，并摊销在安装船、塔筒工厂和专业港口上的投入。西门子歌美飒自2022年起宣布大规模重组，部分原因正是订单放缓。风险不只是错过气候目标，还可能失去欧洲用二十年建立起来的整个产业。

西门子歌美飒与维斯塔斯：利润率说明了什么

涡轮机制造商是这场危机最直接的晴雨表。西门子歌美飒2022至2024年累计亏损超过40亿欧元，部分源于某些型号转子缺陷，但更重要的是2022年前签署的合同——这些合同的价格在交付时已无法覆盖制造成本。维斯塔斯连续多个季度下调利润率预测，直至2024年才止跌企稳。

这不是技术危机。15兆瓦涡轮机运转正常。Hornsea 2风电场配备165台西门子歌美飒涡轮机，2023年达到1.4吉瓦满负荷，发电成本具有竞争力。问题出在商业模式上：宏观经济环境已经改变。一台海上涡轮机的造价约为每兆瓦装机200万至300万欧元。一个1吉瓦风电场的总投资通常超过30亿欧元，涵盖海底电缆、基础、变电站和安装。在4%利率下，这30亿欧元的债务服务成本比零利率环境每兆瓦时多出5至8欧元。这个差额，往往决定一个项目是落地还是被放弃。

2010至2020年间，海上风电成本确实大幅下降——十年内降至原来的三分之一，有据可查。但这个过程既非自动，也非不可逆。它依托一系列有利条件的叠加：廉价融资、加速的工业学习、高效运转的全球供应链、低通胀。这些条件逐次瓦解：2020至2021年新冠疫情冲击供应链，2021至2022年原材料通胀，2022年起欧洲央行启动加息，两年内累计加息4.5个百分点。对海上风电的冲击在2022至2023年间达到峰值。海上风电能否重获竞争力，这个问题的答案大概率是肯定的，但时间可能要以十年计。真正的问题是：产业链和气候目标能否等得起。

欧盟委员会能做什么，做不到什么

制度层面的回应已经存在。布鲁塞尔在《净零工业法案》和电力市场改革讨论中均承认了这一问题。三方合同方案已摆上桌面：由国家或电网运营商共同签署承诺，分担开发商在十五年周期内独自承受的风险，从而压低融资成本和资本成本。

英国已通过上调参考价格调整了差价合约制度。危机后首轮经调整的招标吸引到了此前无人问津的投标。保证价格比五年前更高，但至少证明了一点：机制设计到位，项目就能解冻。法国正在审议类似的招标框架改革。

欧盟委员会还可以推动输电网络协调。海上风电的一项隐性成本是并网。北海的风电场需要通过昂贵的高压海底电缆接入大陆电网，融资方式和所有权安排因国而异。北海海上枢纽倡议——多个风电场共用一条接入通道——据能源监管机构合作署估算，可将这部分成本降低20%至30%。

但布鲁塞尔无法替金融市场判断这些项目是否安全。机构投资者重返海上风电，取决于各国合同制度的清晰度、二十年电价的稳定性，以及对政府不会在市场电价下跌时单方面修改合同条款的信心。过去三年，这种信心已部分受损——一些国家确实尝试为开发商上调合同价格，但持续的监管不确定性使融资方更加警惕。

欧洲碳税在某些市场配置下推高了生产成本，却未必同步提高风电收入，这使整个方程更加复杂——正如我们在分析其对较不发达经济体影响时所指出的。

正在推进的项目证明：问题不在技术

放缓是真实的，但行业并未停摆。在北海，未来全球最大海上风电场Dogger Bank（3.6吉瓦）仍在施工。沃旭能源的Borkum Riffgrund 3在德国稳步推进。多个斯堪的纳维亚和英国项目正处于许可和融资阶段。据WindEurope数据，2023至2024年欧洲共安装约18吉瓦，体量可观，尽管距实现2030年目标所需节奏仍有差距。

浮式海上风电开辟了新的空间。现有技术只能覆盖水深60米以内的海域，深水地中海、大西洋以及葡萄牙、挪威沿海均被排除在外。仍处于大规模示范阶段的浮式风电，有望在2030年代将可开发区域扩大十倍。苏格兰、挪威和法国均有试点项目推进。成本仍然偏高——约为固定式风电的两到三倍——但学习曲线与2010年代固定基础风电的发展轨迹相似。

真正值得关注的信号不是2024年失败拍卖的数量，而是成员国到2026年将落地的支持机制质量，以及欧盟委员会能否协调出超越各国零散应对的整体方案。如果三方合同推进顺利，如果英国参考价格模式得到推广，如果北海网络枢纽最终落地，2030年达到80至90吉瓦的轨迹仍然可期——达不到北海国家承诺的120吉瓦，但足以维系产业链，为2030年代更大规模的扩张打下基础。

海上风电并未失败。它只是第一次大规模遭遇了真实的经济约束。

来源

1. WindEurope — 欧洲海上风电处于危险中：https://windeurope.org/news/offshore-wind-in-europe-in-peril/
2. Brussels Times — 关于欧洲海上拍卖和道达尔能源决定的报道（转载WindEurope数据）
3. Wood Mackenzie — 2021-2024年海上风电成本分析（行业报告，无稳定URL）
4. ACER — 能源监管机构合作署，关于北海网络枢纽的估算（年度能源市场报告）
5. Siemens Gamesa — 2022-2024年年度财务报告（siemensgamesa.com）
6. Ørsted — 2022-2024年年度报告和项目沟通（orsted.com）
7. 英国能源安全与净零部 — 差价合约AR6结果，2024年
8. 奥斯坦德宣言 — 北海120吉瓦目标：https://www.enerdata.net/publications/daily-energy-news/nine-north-sea-countries-aim-develop-300-gw-offshore-wind-2050.html
9. WindEurope — 2030年海上预测：欧洲73吉瓦：https://www.energy-omni.com/en/product/detail/EOP031?categoryId=431Zh67rp5rN5GQd
10. 联邦网络局 — 2023年7月德国海上拍卖（7吉瓦）：https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/EN/2023/20230712_OffshoreResults.html
11. Ørsted — 取消Hornsea 4（2025年5月）：https://orsted.com/en/company-announcement-list/2025/05/orsted-to-discontinue-the-hornsea-4-offshore-wind–143901911
12. Ørsted — 取消Ocean Wind（2023年10月）：https://orsted.com/en/company-announcement-list/2023/10/oersted-ceases-development-of-its-us-offshore-wind-73751
13. 欧盟委员会 — 三方合同（2025年9月）：https://energy.ec.europa.eu/news/commissioner-jorgensen-announces-first-2-sectorial-tripartite-contracts-2025-09-05_en
14. 法国经济部 — AO6地中海中标者（2024年12月）：https://presse.economie.gouv.fr/construction-et-lexploitation-de-deux-parcs-eoliens-en-mer-flottants-les-deux-laureats-de-lappel-doffres-designes/
15. 英国政府 — CfD AR6结果和AR7价格：https://www.gov.uk/government/publications/contracts-for-difference-and-capacity-market-scheme-update-2025/contracts-for-difference-and-capacity-market-scheme-update-2025-accessible-webpage
16. Clean Energy Wire — 道达尔能源德国（2026年5月）：https://www.cleanenergywire.org/news/major-offshore-wind-projects-germany-stake-companies-seek-opt-out-media-report
17. WindEurope — 德国、法国、荷兰、丹麦、立陶宛的失败招标：https://windeurope.org/news/offshore-wind-in-europe-in-peril/