海上风电面临转折节点 逾1500亿市场加速规模开发
站在“十三五”开局的全新起点上，海上风电整个产业吐故纳新，正经历着深刻的变革：从“暂停模式”进入“稳步发展模式”。但在众多业界人士看来，如何看清暗流、避开暗流成为当前必须重视的问题。而这些也都是海上风电爆发前必须解决的发展困境。
海上风电面临转折节点 逾1500亿市场加速规模开发
增长空间大，上升趋势较确定，风力发电开始往东部、往海上发展。
我国海上风电资源储量丰富，尤其是以上海为辐射的东部沿海地区。根据“十三五”可再生能源规划，海上风电将重点分布在江苏、山东、上海、浙江、福建和广东等沿海区域。公开资料显示，2016年我国海上风电新增装机超过135台，新增装机容量为近60万千瓦，超过“十二五”时期任何一年，同比增长远超50%，呈现加速发展的势态。
作为我国发电行业未来的发展方向，海上风电可发展区域主要集中在经济发达的东部沿海地区。根据经济日报此前报道，中国气象局风能资源详查初步成果，我国5米至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内，风电可装机容量约2亿千瓦时。由此显示出，大力发展海上风电，不仅可以满足东部用电需求，陆、海风电相结合，还将加快我国绿色发电步伐。
随着资本的聚集，新技术的开发，海上发电建设和发电成本不断降低，海上风电的竞争力将不断加强。根据国家能源局制定的《风电发展“十三五”规划》，到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上。广发证券分析称，假设以单位千瓦1.3万—2万元造价计算，海上风电的空间约1500亿—2000亿元。
业界分析普遍指出，国家能源主管部门对海上风电关注的不断升温、相关政策的不断完善以及技术进步，我国“十三五”期间海上风电前景令人期待。在2016年《调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》文件中，明确近海风电项目标杆上网电价仍为0.85元/kWh，潮间带风电项目标杆上网电价仍为0.75元/kWh。几乎大家都认为，过去的缓慢发展已经为未来的大发展做好了充分的准备，海上风电已成为能源产业的投资风口。
在新的风口下，投资者们该何去何从?目前，我国大容量风机关键技术已取得突破，具备产业发展条件，而这也标志着我国海上风电正进入集中连片规模开发的快速发展新阶段。海上风电规模化应用条件初具，但还有海上机组技术与可靠性、海上风电场设计、海上风电工程等多个方面需要进一步完善。诚如国内海上风电尚无长期运营经验和成本数据积累，运维成本仅靠预估，有很大不确定性。
为提高海上风电的经济性，更是对海上风电安装船提出了运输安装一体化的要求，自升自航式海上风电安装平台成了当前主要的技术发展方向。另据中国电力报此前报道，“十三五”期间，我国将研究8兆瓦到10兆瓦海上风电机组关键技术，建立大型风电场群智能控制系统和运行管理体系，降低海上风电场的度电成本，实现5兆瓦到6兆瓦大型海上风电机组安装规范化和机组运维智能化。
同时，在工作水深进一步增加，桩腿定位方式很难满足需求的情况下，如何实现船舶的动力定位，改善其在风浪中的运动幅度，精确控制浮态，从而完成浮式基础的对接，也是重要的技术发展方向。但可以预见，技术进步及项目经验的积累使得海上风电度电成本正处于下降趋势，非水可再生能源配额制、碳排放交易机制、以及用海审批流程简化等因素改善了海上风电的产业环境，中国海上风电产业提速在即。
技术创新、成本风险管控是海上风电破题关键
尽管目前我国海上风电发展仍然受制于建设成本高、运维难度大和相关配套技术不成熟等一系列因素影响，但共同推动海上风电成本持续下降已经成为行业上下的共识。中国三峡集团党组成员、副总经理毕亚雄在刚刚落下帷幕的“2017海上风电领袖峰会”上表示，我国海上风电行业正处于成本下降的关键时期，其整体成本正在稳步下降，而技术创新、成本管控和产业协同已经成为其开发成本下降的主要方式。
2020年海上风电度电成本有望接近陆上风电
目前，经济性仍然是高悬于海上风电之上的达摩克利斯之剑，尽管如此，自去年以来，全球各大风企和能源公司在相关海上风电项目竞标中均给出了可提供的最低电价。在今年4月英国公布的第二轮新型可再生能源项目差价合约竞价结果中，其海上风电竞价已经达到57.50英镑/兆瓦时(折合人民币约0.50元/千瓦时)。种种迹象表明，海上风电成本下降正在加速。
“海上风电装机量每翻一番，度电成本预计将下降20%左右。对于海上风电来说，市场从不成熟到成熟的阶段，都会有非常明显的阶梯式价格下降，转折点在3~4吉瓦装机量，开发商的经验或者产业链的成熟度都是影响海上风电成本的重要因素。”在彭博新能源财经分析师周忆忆看来，当前海上风机规模越来越大，推出速度越来越快，随着单机容量增长速度以及风场规模增大，规模化效应产生的单机前期成本及后期运营成本都将明显下降，到2020年，海上风电的度电成本有望接近陆上风电。
“技术创新是促成海上风电成本快速下降和性能提升的关键。”江苏道达海上风电工程科技有限公司副总经理黄宣旭在“2017海上风电领袖峰会”上表示，随着海上风电开发向远海、深海区域迈进，一系列发展难题开始浮出水面。首当其冲是规划挑战，其次是来自工程建设、安全和成本方面的挑战。
记者了解到，今年早前道达风能联合天津大学、三峡集团三峡新能源和华东勘测设计院等单位，并在国家863高科技发展计划、国家海洋局重大海洋装备扶持资金及江苏省重大科研成果转化扶持资金的资助下，成功研发了海上风机复合筒型基础以及海上风机一步式安装船配套装备等原创成套技术。
据悉，海上风电复合筒型基础及一步式安装技术，包括结构设计、基础建造、整机吊装、整机浮运、一步式安装等系列技术，涵盖海洋工程结构、工程装备、施工工法等原始集合创新。与传统施工技术相比，海上风机复合筒型基础与一步式安装技术，是把基础施工和风机运输、整机安装在海上合三为一，像“种树”一样在远海“栽种风机”，实现风机施工结束即插即用的工程梦想。
“这样做的优点在于降低成本且安全性得到了保障。从时间上来说，作业工序少、船只少，最大限度地减少海上作业时间，消除危险源，提高海上施工的安全性。另外，施工无振动无噪音，更关注施工期间的生态保护。从成本上来说，我们统计下来可以节约将近20%的费用。”黄宣旭表示，复合筒型基础与一步式安装技术在海上风电领域的规模化运用，将大幅度降低海上风电工程施工和风机安装成本，提高安装效率30%以上，这为不断向远海拓展海上风电场建设，适应海上风电降电价要求，推动海上风电项目有序健康开发提供了低成本、高效率、安全可靠的工程技术保证。
安装设备专业度亟待提升
“对于海上风电项目建设来说，在制造安装、调试、除湿和海缆敷设等环节都具备不同的特点。海上风电项目建设最终的目标就是要降低成本。”在上海电气风电集团技术部智能中心主任黄猛看来，除了在安装技术上进行创新外，出色的基础结构方案和可靠性设计、优化安装和海上设备运输能力、工业化物流和优化的服务策略以及丰富的项目管理经验和控制风险成本的能力，在降低海上风电成本方面同样非常关键。
在黄猛看来，目前我国在海上工程船舶管理方面存在一系列问题亟待改进。黄猛表示：“首先是船舶航速问题，目前我国使用的交通艇运维船普遍航速在15节以下，遇到海上风浪较大的情况时，会拉长时间，增加风机运维成本。其次，我国很多船舶存在超载现象，这将带来翻船或者漏水等安全隐患。再次，我国海上工程经验相对不足，由于海上专业工程公司在国内相对稀少，非专业人士对海上施工情况缺乏经验，增加了安装风险。最后，我国在船舶设计上也存在不合理，目前海上项目所使用的交通艇、运维船大部分是在地方渔船的基础上进行改造，专业的运维船相对缺乏，市场需求量正与日俱增。”
除此之外，黄猛进一步表示，还应该通过卓越的运行、项目的精益化管理，来提升发电量和降低运营成本。黄猛认为，相对于陆上的故障诊断，预测性维护对海上风电发展极为关键，这有赖于大数据分布式计算平台。该平台涵盖数据采集和系统运用，并进行全方位的数据分析，从而实现对海上风机故障进行预测。事实上，上海电气在大数据平台建设上早已有所建树。记者了解到，公司早前就打造了风电全生命周期智能化运维平台———风云系统。该系统主要基于“ABC”技术，即人工智能、大数据和云计算三个平台。据悉，目前风云系统已接入超过20个风电场，积累了丰富的工程服务经验。
保险业充分介入或成趋势
除上述方面亟待加强外，业内人士认为目前海上风电发展亟待建立风险管控体系，而保险作为一种有效的风险管控措施和工具，目前已经成为保障风电行业健康持续发展中极为关键的一环。
“我们在进行海上风电设计时，都会考虑到防灾。但是无论设计等级多高，可能都不足以应付频发的自然灾害，而自然灾害带来的危害有时候会超过我们的想象。在这个时候，保险就起到重要的作用。”中国人民财产保险股份有限公司责任保险事业部副总经理邵运州介绍，目前全球风电场建设出现从陆上向近海延伸的趋势，在电网接入方面也比较稳定，是可供大规模开发的领域。但是从保险角度来讲，发展海上发电的不确定性很大，机组的可靠性和稳定性有待提高，大规模开发海上风电存有风险。建立风险控制体系，对于企业的可持续发展必不可少。
记者梳理发现，在风电开发利用较早且相对发达的欧美国家，风电保险经过近三十多年的发展已经趋于成熟。公开资料显示，早在20世纪80年代，最初应用于风电领域的保险产品仅有火险和风暴险。而经过一段时期的发展和完善后，目前欧洲风电保险已贯穿于风电行业的设备生产、运输、风场前期开发、土建、吊装等各个环节，甚至还出现了清洁发展机制项目相关的保险种类。
我国保险介入风电行业虽可以追溯至上世纪80年代，但在2005年前由于国内风电产业尚未形成较大规模，风电市场非常有限，保险业并未将这一业务与其他保险业务加以区别，依旧沿用常规的保险模式。随着国内风电行业发展规模逐渐扩大，装机容量不断翻番，国内众多保险公司逐渐意识到该领域所具有的潜在增长点，纷纷推出各类风电保险业务和产品，形成了激烈竞争局面。
据记者了解，今年初海峡保险就牵头承保福建莆田平海湾二期250兆瓦海上风电工程险。据悉，该项目是福建省重点建设项目，概算总投资额人民币49.5亿元。
鉴衡认证与中国平安财产保险股份有限公司深圳分公司也达成战略合作，双方将根据我国风电场发电量情况设计合适的险种，即将推出的风速波动保险，将为开发商提供合理且全面的风险转移方案，有效分担开发商风险与损失。同时，鉴衡认证会在保险前提供行业咨询、现场查勘等服务，保险中进行技术监督及风险控制，出险时提供技术分析、定损等支持。
在业内人士看来，虽然目前我国风电保险行业面临着一系列发展难题，如固有的粗放式经营理念和激烈的市场竞争环境等问题致使我国保险业缺乏大规模承保风电行业的能力。但是，随着行业进入平稳发展阶段，保险业的充分介入或将是一个必然趋势，将对海上风电成本下降起到推动作用。根据国家相关规划，到2020年，全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。未来巨大的市场空间为风电保险行业带来了前所未有的发展机遇。
海上风电成“新风口” 众多上市公司入局搏杀
海上风电正得到资本的热烈追捧。
9月15日，“2017第十届中国(江苏)国际风电产业发展高峰论坛”在南京落幕。在这场为期两天的紧密议程里，有关海上风电未来发展成为核心话题之一。
来自彭博新能源财经官方统计数字显示，2016年全球海上风电总投资达299亿美元，同比增长40%，这一投资额创下历史新高。中国海上风电去年新增装机容量达到590兆瓦，同比2015年增长64%。
事实上，中国海上风电市场空间巨大。根据前瞻产业研究院《中国海上风力发电行业市场调研与投资预测分析报告》，中国海上可开发和利用的风能储量达到7.5亿千瓦，为陆地风能资源的三倍之多。面对潜力巨大的海上风电产业，国内众多上市公司纷纷入局，争抢市场份额。
近日，中广核阳江南鹏岛400兆瓦海上风电项目获得广东省发展和改革委员会核准批复，力争今年底开工建设。公开资料显示，上述项目是中国迄今为止一次性核准的单体最大容量海上风电项目，总投资约80亿元。建成投产后，该项目预计年上网电量约10.3亿千瓦时。
上述项目的承建主体为H股上市公司中广核新能源(01811.HK)。界面新闻查询公开信息发现，除了该项目外，中广核新能源受托管理的另外三个海上风电项目也获得进展，包括江苏如东二期150兆瓦项目正在开展前期工作，浙江岱山300兆瓦海上风电项目与嵊泗550兆瓦海上风电项目计划在2017-2018年完成核准。
在中广核新能源业绩低迷之时，风电业务成为该公司经营上的亮点。今年上半年，中广核新能源实现营业收入和净利润分别为35.9亿元、2.3亿元，同比分别下滑约7%、31%。不过，中广核新能源风电业务的业绩报告期内持续得到释放。财务数据显示，该公司的风电业务上半年贡献净利润约1.24亿元，同比增长约44%。
中广核阳江南鹏岛400兆瓦海上风电项目获核准之前，两家上市公司龙源电力(00916.HK)与华能国际(600011.SH)曾相继刷新过国内海上风电场的建设规模。2011年12月28日，国电龙源江苏如东海上(潮间带)150兆瓦示范风电场一期工程99.3兆瓦投产发电。叠加此前已经建成投产的如东32兆瓦(潮间带)试验风电场，龙源电力在如东县建成了当时全国规模最大的海上风电场，总计装机容量达到131.3兆瓦。2015年6月28日，由华能国际主导的华能如东300兆瓦海上风电场项目开工建设，这一项目当时为中国海上风电场的建设规模之最。
眼下，海上风电场项目突破上百兆瓦的建设规模已经并不新奇，且上市公司更是倾力投入。8月22日，华能国际发布的最新修订的《2017年非公开发行A股股票预案》显示，华能国际拟募资不超过50亿元，投向3个风电项目与3个火电项目。这其中，单体投资最大的风电项目便数江苏大丰300兆瓦海上风电项目，总投资约56.5亿元，而本次定增资金的24.8亿元即全部用于该项目的建设。
上海电气(601727.SH、02727.HK)的海上风电业务更是强势。2016年，该公司凭借489兆瓦的海上风电新增装机量，成为当年度全球最大的海上风电整机制造商。在本次南京会议上，上海电气风电集团有限公司工程服务分公司海上运维部副部长周卫星进一步介绍，“到目前为止，上海电气在海上的业务占了市场大约61%的订单份额，装机台数增长了70%到80%。”
此外，包括陆上风电龙头金风科技(002202.SZ、02208.HK)在内的众多企业同样深度布局海上风电业务。金风科技今年上半年新增中标海上风电503兆瓦，累计在手订单容量为825兆瓦。
值得注意的是，虽然海上风电迎来快速发展期，但与陆上风电项目相比，海上风电项目对于风机运行维护的可靠性和稳定性要求更高，这也成为海上风电发展的阻力之一。
海润新能(北京)科技有限公司(下称海润新能)总经理杨明在接受界面新闻采访时表示，“海上风电对(风机)的可靠性和安全要求更高，一旦因部件原因造成停机，其产生的风电发电量损失非常大。另外，海上风电项目运维很困难，这并不是风机出现故障就可以立即维护，它可能还要有专用的船只，包括还要等待气候条件等因素。”
壳牌(中国)有限公司亚太区OEM经理涂勇胜也表达了与杨明相似的观点。他指出，海上风电发展目前最大的痛点仍在于成本居高，尤其风电机组是后期运维成本。而要降低此成本，则必须提升风电机组运行的可靠性。
海上风电机组运行可靠性的需求给海上风电产业链打开了一个细分市场。杨明所在的海润新能就是国内风电行业传感器的供应商，这一零部件是智能化风机的关键零部件。
实际上，在海上风电机组运行智能化方向，不少企业都在加速推进。在9月15日的“2017百度云智峰会”上，上海电气作为百度云重要的战略合作伙伴亮相。与百度云展开合作之后，上海电气将融合了百度云ABC技术的风云系统投入实际应用中，实现了对风机机械故障的精准预测，其预测成功率达85%以上。
英国海上风电报出历史性低价!核电、天然气大受冲击
本周，英国两个海上风电项目投标结果出来后，不少核电和天然气发电商都拉响了警报。9月11日，由丹麦能源公司Dong Energy斥57亿美元投资建设的Hornsea 2和Moray两个海上风电项目的电价合同拍出57.5英镑每兆瓦时的成交价。
英国可再生能源贸易组织RenewableUK的CEO Hugh McNeal认为这个竞价结果表明，当前英国无论是陆上还是海上风电的价格都已经低于核电和天然气发电。
英国商务能源与产业战略部的数据表明，这个价格对比英国2015年的平均价格下降了51%，并且使这两个海上风电项目的度电成本低于天然气发电。
并且，在新的CfD(差价合约)机制下，新建核能项目(欣克利角C项目)的电价将达到92.5英镑每兆瓦时，对比起这两个海上风电项目同样没有优势。
《金融时报》对英国的海上风电发展作出了进一步分析，认为近五年来英国纳税人为海上风电支付的补贴下降了超过50%，现在已远低于政府向欣克利角核电厂开发商所保证的价格。报道还指出，欣克利角C核电站的履约价随着通货膨胀而上涨，并自建成投产后将保证履约35年。相比之下，海上风电项目的合同期为15年。
但一些核电企业也相继发表声明称，由于风能存在间歇性等缺点，海上风电不能保证在低风速期间仍然正常运行，核电仍是英国必不可少的一种清洁能源形式。欣克利角项目的开发商法国电力公司EDF表示，新建核电项目在作为备用电源方面仍有较明显的价格优势，毕竟风电和光伏等能源的固有属性决定了它们很难持续稳定地提供电力。同样致力于核电的罗尔斯˙罗伊斯集团还补充表示，由他们集团开发的小型核电反应堆电价可以做到60英镑每兆瓦时，这也是相当有竞争力的项目。
规模化建设促成本下降
英国海上风电的快速发展和价格持续下降得益于政府长期以来的支持，使这个产业得以规模化发展。此次竞拍的Hornsea 2、Moray以及另一个价格较高的Triton Knoll风场都在英国商务能源与产业战略部选中的11个海上风电项目目录之列。Hornsea 2的规模达到1386兆瓦，建成后将成为全球最大的海上风电场，足以为130万户英国家庭供电。
Hornsea 2对其开发商Dong Energy来说意义重大，该公司制定了到2025年海上风电装机容量达到11GW-12GW的战略目标。Samuel Leupold——Dong Energy的副总裁兼风电业务CEO表示，他们一直将规模作为降成本的关键驱动力，一个海上风电场理想的规模应该在800MW到1500MW，这也是为什么Hornsea 2能投出这样一个破纪录的低价。
能源和工业部长理查德?哈林顿在一份新闻声明中强调了海上风电在英国工业发展战略中的重要性。他说：“我们已经把清洁能源的增长作为工业战略的核心，以此释放全国各地的机遇，同时减少碳排放量。”他提到，现在英国海上风电行业投资已达175亿英镑，到2021年为止，英国企业成千上万的新工作将由今天公布的项目所创造。
英国碳信托有限公司政策与创新经理Rhodri James认为，今年在德国出现“无补贴”项目后，英国的风电价格的新低可能再次促进了人们对在全球范围内开发海上风电产生兴趣。
全球最大海上风电制造基地“梦碎” 国电集团拟退出与民企合资江苏风机项目
2012年成立，第一期投资30亿元，建成后成为国内规模最大、最先进的海上风电装备制造出口基地——联合动力长江(江苏)有限公司(以下简称联合动力长江)曾被寄予很高的期望。
但这一明星项目在海上风电行业机遇渐起时却陷入亏损。北京产权交易所(以下简称北交所)9月18日预披露公告显示，联合动力长江2016年度净利润为负1060.07万元，2017年7月31日财务报表显示净利润为负423.95万元，国电集团旗下风电企业国电联合动力技术有限公司(以下简称联合动力)拟出售其所持的51%股权。
“经典合作项目”亏损
联合动力长江成立于2012年7月，彼时各大企业正加紧布局海上风电业务，国电集团旗下主攻风电业务的联合动力也不甘示弱。但如今，联合动力在北交所预披露转让信息，欲将联合动力长江脱手。
据联合动力官网介绍，联合动力长江又名国电联合动力扬中临港基地，是其七大产业基地之一，主要致力于3MW~6MW大功率海上风机，海外出口风机及海洋工程装备的设计和生产制造，建成后将成为国内规模最大、最先进的海上风电装备制造出口基地。
联合动力长江并非是联合动力的全资子公司。北交所披露的信息显示，联合动力持股联合动力长江51%股权，扬中文德新能源有限公司(以下简称扬中文德)持股29%，江苏新能(833368. OC)持股20%。
“三方有意携手创造一段国企与民企经典合作的故事，而打造全球最大的海上风电装备制造基地则是其更远的愿景。”2012年，人民网报道联合动力的合作方时提到。
联合动力官网中并未提及项目的投资金额。但镇江报业旗下金山网2012年援引《镇江日报》报道称，联合动力长江总投资40亿元，项目建成投产后预计“十二五”期间年销售额可达180亿元。
北交所项目信息显示，联合动力自9月18日至10月19日预披露联合动力长江51%股权挂牌信息，挂牌价格尚未披露。联合动力长江注册资本为2.06亿元，2016年审计报告数据显示，被挂牌标的期内营收2394.31万元，净利润为负1060.07万元，2017年7月31日财务报表显示，净利润为负423.95万元，所有者权益为6722.07万元。
海上风电正迎发展机遇期
相较于联合动力长江经营亏损的状态，海上风电行业在研究机构报告的描述中正处在高速发展期。
“陆上风电方面，西北地区严重弃电，中部地区是分布式，现在比较规模的就是海上，近年来海上风电技术也在不断地完善。”中国能源网首席信息官韩晓平向《每日经济新闻》记者表示。
而渤海证券2017年2月也分析认为，全球风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋势，而与陆上风电相比，海上风电具有风机发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定及不占用土地等多项优势。
据广发证券2017年3月研报显示，国电集团在海上风电领域已形成明显优势，但在近三年来国内机组制造商形成的第一梯队中并未列举国电集团的名字，而是出现了金风科技、远景能源、华锐风电等。
联合动力长江为何会陷入亏损?记者于9月17日下午分别致电联合动力长江及联合动力，但因非工作日未能取得联系。
韩晓平向记者分析称，联合动力长江可能是在招投标上未能如意。
“海上风电因为对机组要求更高，风场大多选择采用大型机组，海上风机的发展将是机组大型化的重要助力。”广发证券在2017年3月分析道，截至2015年全国累计海上风电装机平均单个机组功率已达3.1MW(潮间带2.9MW、近海3.7MW)，相比三年前提升16%以上，机组的大型化、规模化趋势将有效降低海上风电项目的度电成本。
记者未能查询到联合动力长江目前具备的生产制造能力，但据其联合动力官网介绍，在2013年时，联合动力长江尚仅具备生产制造1.5MW~3MW风机的能力。
欧洲风能协会：到2030年欧洲海上风电占比有望达7%-11%
欧洲风能协会(Wind Europe)日前发布《释放欧洲海上风能潜力：新资源评估》报告指出[1]，当前全欧洲的海上风电装机容量约12.6GW，海上风电正从小众化潜力技术向主流低碳电力技术快速转型。伴随技术和工业的快速发展，海上风电资本成本不断下降，行业竞争力达到了前所未有的水平。报告预计到2030年，欧洲海上风电装机容量将达到64-86GW(不同的情景预测值不同)，届时将占欧洲电力需求的7%-11%，而这只是欧洲海上风力资源一小部分而已。为了充分挖掘和释放欧洲的海上风力资源潜力，报告评估分析了欧洲三大海域(波罗的海、北海和大西洋)潜在的具有经济竞争力的海上风力资源。报告关键结论如下：
?理论上，到2030年海上风能每年能够以65欧元/兆瓦时或更低成本产生2600-6000 TWh的电力，有潜力占到欧盟基准电力需求的80%-180%。
?理论上，在风力资源丰富且易获得的地方能够以平均54欧元/兆瓦时的电价满足多达25%的欧盟电力需求。在基准情景下，这种情况能够在英国、丹麦、荷兰、德国和法国实现。在上行情景(即假设风电企业能够有效地利用政府积极的政策措施来减少风电成本和克服风电部署的一系列潜在障碍，诸如并网、资金支持、选址和供应链开发等)，爱尔兰、波兰、拉脱维亚和立陶宛的海上风电装机容量将增加，涵盖所有三个海域。
为了能够利用最具成本效益的海域，实现至2030年海上风电在欧洲电力需求占比7%-11%的预期，报告向决策者提出了六项建议：
(1)对2030年及以后海上风电的部署做出承诺，即将海上风电发展纳入到国家能源、气候和经济发展计划的一部分。
(2)政府与开发商和供应商合作，提供持续、充分和可预见的项目规划路径，吸引相关企业持续投资海上风电、开发新技术、创造就业机会和降低成本。
(3)协调所有海域的投标时间表，以提高投资的透明度。
(4)在空间规划分析和现场开发方面进行合作，以确保在所有需要的地方提供最低的平准化电力成本。
(5)促进国际电网基础设施发展，包括海上电网连接枢纽，以支持和利用最低的平准化电力成本资源。
(6)构建市场支持机制促进风电市场开展良性竞争，并支持成功的项目交付，直到不再需要这些机制。
未来风电投资趋势方面，低利率环境引发了动态的再融资市场，成熟的陆上风电市场利用有利的经济环境正在经历整合，在整个价值链的竞争压力下，海上风电融资也在发生变化。2017年第一季度，欧洲向新项目投资了18亿欧元，包括在建项目和运营项目。预计2017年的投资额将下降，过度投标将导致主要风能市场的活动放缓。由于现有商业银行在市场上建立竞争地位，利率下降趋势预计也将放缓。
此外，Wind Europe近日发布的《浮动式海上风力发电远景》报告显示[2]，浮动式海上风电已不再限于实验室，该技术切实可行且能够以工业规模推广。浮动式海上风电技术不但达到成熟，预计未来几年的成本也将大幅下滑。浮动式海上风电的主要优点是没有深度限制，风力涡轮机可以位于平均风速较高的深海海域，从而可以提高装机容量，导致电力发电量增加，预计到2020年其成本将降低10%，到2030年将降低25%。由于海洋中传统的底部固定技术吸引力较小，海上风能资源中有80%位于欧洲海域的60米深处，充分利用这一资源，对于扩大海上风电整体容量以及支持欧盟到2020年达到可再生能源占比27%的目标至关重要。
[1] Unleashing Europe’s offshore wind potential. A new resource assessment. https://windeurope.org/wp-content/uploads/files/about-wind/reports/Unleashing-Europes-offshore-wind-potential.pdf
[2] Floating offshore wind comes of age with break-through pipeline of projects. https://windeurope.org/wp-content/uploads/files/about-wind/reports/Floating-offshore-statement.pdf
