位于北海、距離德國海岸53英里（約合85公里）的梅爾（Meerwind）海上風電場，裝機容量為288兆瓦，是德國最大的海上風電場之一。此前由私募股權公司黑石集團（Black Stone）和德國Windland公司共同開發(fā)，2016年中國三峽集團收購該項目，控股項目公司德國穩(wěn)達風電公司（Wind MW）80%股權。 

　　雖然位于淺水，但梅爾項目建設異常艱難。從2000年正式立項，到2015年3月才得以并網(wǎng)發(fā)電，歷時近15載，比原定計劃晚了一年多（因電網(wǎng)原因），投資近16億美元。

　　該項目使用80臺3.6兆瓦西門子風機，工程師需要將風機、變壓器和整流站的底座固定在水面以下130多英尺處，工程難度遠超預期。另一個問題是建海上換流站，將發(fā)的電由海上輸送至陸地，因電網(wǎng)公司的原因，時間有所拖延。 

　　雖然工期時間長，工程難度大，但早期為了扶持海上風電，德國政府出臺了很多政策。除上述提到的高額固定電價補貼政策，德國首批10個海上風電場的建設還得到了政府的資助，德國復興信貸銀行（KFW）在2011年設立了50億歐元的海上風電專項貸款額度。目前德國政府在波羅的海和北海建造的海上風力發(fā)電場，總發(fā)電量可滿足1200萬戶家庭的用電需求。 

　　在運維方面，德國不同公司采取的方式也有所差異，一些大型能源集團如E.ON、RWE運行的風場由其自身維護，大多數(shù)能源開發(fā)企業(yè)則與風電廠商簽約。由于貸款銀行要求企業(yè)提供長期運維合同，因此這些公司會選擇和風機廠商簽訂10—15年長期的運維合約。

　　但在穩(wěn)達公司看來，簽訂短期合同對風場更為有利，這也意味著能源開發(fā)企業(yè)對風場有著更多控制權。對于風電場的運作，穩(wěn)達則使用SCADA軟件，該軟件由穩(wěn)達與另一家公司合作開發(fā)，可全程操作風場的運行。而與西門子簽訂的五年運維合同，也規(guī)定了維護人員組成的比例為1:1，每次維修都由兩方組成團隊共同維修，以此控制工程質量。

　　與大多數(shù)歐洲的風場不同，三峽穩(wěn)達還擁有自己的運維船，穩(wěn)達公司CEO嚴思 (Jens Assheuer) 認為，雖然建造要求高，對團隊要求也高，需要花費大量投資，但從安全性考慮是非常必要的。目前，梅爾海上風電場還有直升機參與運維，風場升壓站上建有直升機停機坪，這大大縮短了維修周期。為了安全考慮，德國要求參與直升機運維的人員必須經(jīng)過海底逃生等一系列培訓，獲取合格證后才有使用直升機進行運維的資質。

　　近年來，全球風機制造商正逐步增加單機容量，同時，安裝船的容量越來越大，海纜電壓也逐漸增高。

　　嚴思指出，2020到2023年，歐洲新建海上風電項目的風機將從西門子和MHI Vestas開發(fā)的單機5—6兆瓦的渦輪機升級為8—9兆瓦的渦輪機，預計2024和2025年北海還將安裝單機10—12兆瓦的風機。這種巨型渦輪機，其葉片掃過的區(qū)域較英國的“倫敦眼”摩天輪更大。

　　目前歐洲安裝船市場已供過于求，有許多新的大容量安裝船進入市場，這些新的安裝船更適用于新一代風機，而較小的船只將從安裝市場退役到運維市場。對于海底傳輸電纜，大多數(shù)歐洲國家包括德國都使用33千伏的電纜，而荷蘭目前正在計劃用66千伏電纜來減少線損。因此所有大型渦輪機供應商正在開發(fā)可以使用66千伏的渦輪機。

　　上網(wǎng)電價怎么定

　　近年來隨著海上風電在技術上日漸成熟，其經(jīng)濟性也有所改觀。2017年4月在德國實行的首輪競標中，有三個項目的競標結果為零補貼電價，平均成交價為44歐元/ MWh，中標的四座風電場將分別在2024、2025年投運并網(wǎng)。

　　“由于競標機制的存在，市場電價會越來越低，迫使風機開發(fā)商和整個海上風電的產(chǎn)業(yè)鏈包括設備供應商、安裝商等想方設法來降低相應的成本。”嚴思向eo記者表示。

　　在德國補貼機制下，海上風電采用的固定電價補貼由兩部分組成，一部分是上網(wǎng)電價補貼，為150歐元/MWh，德國政府希望能源開發(fā)企業(yè)未來能在市場上出售電能，因此有4歐元/MWh的小額補貼是電力直接交易所得，補貼電價合計為154歐元/MWh。自該政策實行13年以來，德國海上風電的電價補貼沒有波動。據(jù)嚴思介紹，享受補貼的時間長短則決于風場到海岸線的距離以及水深，離海岸線越遠，水深越深，補貼的時間也就越長，風場通常可享有不少于8年的補貼。

　　2012年起德國修改了政策，風電場可選擇將補貼標準提高至190歐元/MWh，但相應補貼年限由12年降至8年，并規(guī)定8年后的補貼標準為35歐元/MWh。“選擇補貼的時間越短，錢就越多，但如果為了更高的安全性考慮，你可以決定選擇長期但低一點的補貼，”嚴思解釋道。

　　2017年德國政府將補貼機制調整為競標機制，而零補貼電價的出現(xiàn)正是競標機制的結果。官方給出的投標價格上限為120歐元/MWh，競標方在政府補貼價格的基礎上考慮日后投資、可能降低的成本，對價格做出預期。

　　據(jù)嚴思介紹，當時業(yè)內普遍預估的價格在100—120歐元/MWh，但第一輪競標的結果卻令人始料未及。丹麥最大的海上風電開發(fā)商DONG能源，中標110MW開發(fā)容量，電價是60歐元/兆瓦時，并將在2023年實施這一電價。更沒有想到的是有三個中標風場的電價是零補貼，這意味著他們將完全依賴市場電價。

　　這一結果令業(yè)內人士錯愕：競標價格為何如此之低，這些風場又能否盈利？

　　在嚴思看來，競標機制會推動所有參與方不斷尋求降低成本的解決方案，由于中標項目在2024、2025年并網(wǎng)，考慮到未來7年相關技術的發(fā)展，設備價格和建設成本會大幅降低，在零補貼下投產(chǎn)也有可能實現(xiàn)盈利。同時，由于2023年德國所有核電站將退役，火電逐步關停，加之2021到2025年間海上風電項目建設進度也將減慢，海上風電場運營商預測未來電力批發(fā)價格會上漲，因此造成了低成交價格。

　　低價的另一原因則是日趨完善的海上風電供應鏈。北海四國（英國、德國、丹麥、荷蘭）供應鏈十分完備，各大能源企業(yè)可以就近采購建設風場需要的裝備，這使得市場競爭加劇，歐洲安裝船市場已經(jīng)面臨發(fā)展過剩，進而促進了過去幾年海上風電成本的下降。

　　盡管如此，建造成本的下降和市場電價的上升均有較大的不確定性，因此，新項目未來的風險較大，北海海上風電的競標已進入惡性競爭的怪圈。

　　今年4月德國將進行第二輪海上風電競標，業(yè)內人士也非常期待。從用戶的角度看，沒有政府補貼電價也意味著他們不用向發(fā)電商支付額外的補貼。