文/能源杂志

1月26日，英国、德国、丹麦等欧洲国家在汉堡峰会上签署一项重要清洁能源协议，承诺通过跨国联合项目在北海建设100GW（GW）海上风电装机容量。英国政府表示，该协议将显著提升欧洲能源安全，并加快区域能源转型进程。

根据协议，英国、比利时、丹麦、法国、德国、冰岛、爱尔兰、卢森堡、荷兰和挪威等10个国家将加强联合规划，在北海建设风电场，并通过高压海底电缆直接连接多个国家，打造跨境海上电力网络。这一规模的装机容量预计可为约1.43亿户家庭提供电力。

英国能源大臣埃德·米利班德在声明中表示，推动清洁能源是“为国家利益挺身而出”的关键举措，有助于英国摆脱对化石燃料价格波动的依赖，增强能源主权与供应稳定性。

此次协议的签署，正值美国总统唐纳德·特朗普近期加大对风电等绿色能源批评力度之际，凸显西欧和北欧国家在地缘政治不确定性背景下，仍坚定将风电视为保障能源安全和产业竞争力的重要支柱。

北海国家早在2023年就已达成共识，提出到2050年实现300GW海上风电装机目标，以降低对俄罗斯天然气等外部能源的依赖。最新的100GW承诺，被视为这一长期目标的重要阶段性成果。

德国经济部长凯瑟琳·赖歇表示，通过跨国协同推进电网、产业和基础设施建设，欧洲正在“创造清洁且负担得起的能源，同时强化工业基础并提升战略主权”。

英国方面还表示，将与部分与会国家签署配套协议，进一步推动跨境项目的联合规划、成本分摊，以及多国直连的海上风电基础设施建设。

安全与碳中和压力

单看100GW这一规模，约相当于当前欧盟海上风电装机容量的数倍，足以覆盖北海沿岸主要经济体相当比例的新增电力需求。但更关键的并非容量本身，而是交付方式的变化。

此次协议强调跨国联合规划、共享海上电网、风电场直连多国电力系统，这意味着欧洲正试图跳出“各国自建、自用、自平衡”的传统模式，将海上风电纳入区域级能源基础设施的统一设计之中。

这种模式本质上是把风资源、电网和市场打包，形成跨国调度能力，从而降低单一国家对化石能源、尤其是进口天然气的依赖。

俄乌冲突之后，欧洲已经深刻体会到能源供应“可获得性”与“可控性”的差异。北海风电具备资源集中、政治风险低、可长期规模化开发等特征，是少数能够在欧洲本土形成“类主权能源”的选项。100GW目标，正是这一战略判断的量化体现。

100GW目标也事关欧洲碳中和目标。在碳中和层面，欧洲面临的并非目标是否激进，而是路径是否可执行。交通、电气化取暖、数据中心和电解制氢等新负荷持续推高用电需求，使“去化石能源”不再只是替代问题，而是总量问题。

海上风电的优势恰恰在于规模潜力与减排效率。与陆上风电和光伏相比，北海风资源稳定、利用小时数高，更适合承担系统性负荷增长。通过大规模集中开发，并配套跨国电网和灵活性资源，欧洲希望在不显著推高边际用能成本的前提下，支撑电力系统深度脱碳。

本次承诺更像是一个“中期锚点”，用于稳定市场预期，避免因审批延迟、成本上升和政策摇摆导致项目断档，从而影响整体碳中和节奏。

产业链洗牌

对产业而言，这一目标释放出的信号同样清晰。长期、确定、跨国的大规模需求，将重新塑造欧洲乃至全球海上风电产业链的竞争格局。

一方面，整机、海缆、海工装备和电网设备将获得持续订单支持，有助于缓解近两年因成本上涨和融资趋紧带来的行业压力。另一方面，联合开发模式意味着标准趋同、技术路线收敛，产业集中度可能进一步提升，中小供应商生存空间被压缩。

更值得关注的是，欧洲正在尝试将风电开发与原有油气资产转型相结合，把退役油气平台、电网节点和港口能力纳入新能源体系。这不仅是降本逻辑，也是产业政策的一部分——通过“以旧促新”，平滑能源转型对就业和区域经济的冲击。

从全球视角看，北海100GW并不会改变风电制造重心已向亚洲转移的现实，但它将继续巩固欧洲在高端海上风电技术、系统集成和规则制定方面的话语权。

100GW海上风电不是一场情绪化的“绿色表态”，而是一项高度现实主义的能源工程。在能源安全、气候目标和产业竞争三重压力下，欧洲选择以北海为支点，重新构建其长期电力与工业体系。

这条路径并不轻松，审批、电网、成本和公众接受度仍是难以回避的挑战。欧洲想用宏大目标表达出，风电将会是未来重要的能源电力系统基石。

消纳与成本的现实考验

如果说100GW海上风电代表的是欧洲在战略层面的决心，那么真正决定其成败的，将是电力系统能否承载这一规模可再生能源的现实能力。

与陆上风电和光伏不同，海上风电单体规模大、并网点集中，一旦建设节奏与电网扩容、调峰能力不同步，系统性约束就会迅速显现。

首先是跨国电网的建设难度。北海风电网络高度依赖高压直流（HVDC）海底电缆和跨境换流站，其投资规模、建设周期和审批复杂度远高于传统电源项目。即便在欧洲内部，跨国输电项目也长期面临审批周期长、地方阻力大和成本分摊争议等问题。100GW目标在时间维度上，实际上对欧洲各国的电网投资协同提出了极高要求，一旦某些关键互联线路滞后，风电场“建而不用”的风险并非不存在。

其次是系统调节能力的不足。随着海上风电占比持续提高，欧洲电力系统对灵活性的需求将明显上升。无论是抽水蓄能、电化学储能，还是需求侧响应和跨区域调度，都需要同步扩展。目前欧洲在储能和调峰电源建设上的进展，整体仍慢于风电装机增长速度。若灵活性资源补位不及时，风电高峰期弃电、低风期价格飙升的问题可能会更加频繁地出现，反而削弱公众对能源转型的信心。

第三个现实问题是系统成本的再分配。海上风电度电成本持续下降，但电网扩容、备用容量和系统服务成本并不会自动消失，而是以“隐性成本”的形式转移到电价或财政支持中。如何在成员国之间合理分摊这些成本，避免能源转型引发新的价格和公平性争议，将成为北海风电合作机制能否长期稳定运行的关键。

正因如此，100GW海上风电要求欧洲在技术、市场规则和政治协调层面同时推进，而不仅仅依靠单一国家的政策激励。某种程度上，这一目标的真正难度，不在海上，而在电网、调度和系统之中。

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