英国是全球深远海漂浮式风电的领导者，其成熟的政策体系值得深入研究。招商银行研究院报告指出，英国领先优势主要得益于用海权招标、差价合约制度（CfD）和“风电+油气”协同效应三大支柱。CfD制度通过“执行价格”与市场参考价的差额多退少补，稳定投资商收益预期。本文基于报告，深入分析英国差价合约制度的运行机制、限价变化及其对中国深远海风电政策的启示。

英国差价合约（CfD）制度是政府旗下的“低碳合同公司”（LCCC）与低碳发电厂商之间签署法律合同，在15年固定发电期限内，政府按事先约定的“执行价格”（反映特定低碳技术投资成本的电价）与同期市场参考价（衡量当地电力市场平均价格）的差额向发电厂商多退少补。具体执行方式为：当市场参考价低于执行价格时，政府向发电商支付差额；当市场参考价高于执行价格时，发电商向政府返还差额。这种机制有效消除了发电商面临的市场价格波动风险，保障了长期稳定的收益预期，同时当市场价格过高时政府也能回收超额收益。CfD制度极大降低了海上风电项目的融资成本，是英国海风大规模发展的核心政策工具。

表：英国海上风电差价合约限价变化（英镑/MWh）

轮次	并网年限	固定式海风限价	漂浮式海风限价
AR1	2015/16-2017/18	155-140	—
AR2	2021/22-2023/24	105-56	—
AR4	2025/26-2026/27	46	122
AR5	2025/26-2027/28	44	116
AR6	2027/28-2028/29	73	176

英国已完成6轮CfD招标，限价变化反映政策对海风支持力度的调整。AR4和AR5阶段固定式海风限价从46英镑/MWh降至44英镑/MWh，漂浮式海风从122英镑降至116英镑/MWh，处于历史低位。但AR6（2027/28-2028/29并网）限价显著提高：固定式海风从44英镑/MWh大幅提高至73英镑/MWh（+66%），漂浮式海风从116英镑/MWh大幅提高至176英镑/MWh（+52%）。限价大幅提高反映出此前招标价格过低导致项目投资积极性不足、部分项目延期甚至弃标的问题。AR6限价调整后，海风项目投资吸引力显著增强，为英国2030年海风装机目标提供了政策保障。英国市场经验表明，设定合理的价格下限对保障海上风电持续投资至关重要，过低限价可能在短期降低电价但长期损害供应链投资积极性。

英国深远海风电领先优势主要来自三大支柱。第一是用海权招标：英国海上风电用海权规划由第三方独立机构——英国皇家地产主导，经过数十年积累形成兼顾所有利益相关方的规划方法体系，积极有序规划用海权。第二是差价合约补贴制度：通过CfD机制稳定长期收益预期、降低融资成本，是海风项目投资决策的核心保障。第三是“风电+油气”协同效应：漂浮式海上风电基础概念借鉴于深海油气行业技术积累，英国深远海油气企业面临能源转型压力，积极布局深远海风电，油气行业的技术积累（开发设计、海洋工程、深远海作业）反哺漂浮式风电发展。油气企业作为投资施工商进入也拓宽了深远海风电的参与主体。

英国经验对中国深远海风电政策设计具有三点启示。第一，用海权管理需要国家统一出台政策：英国皇家地产独立主导用海权招标的模式值得借鉴，中国需抓紧研究出台专属经济区用海管理办法，实现深远海项目“统一管理、一站办结”，简化审批流程、提高部门协同效率。第二，市场化交易需兼顾收益稳定性：中国电力市场化改革已进入深水区，新能源发电2030年前将逐步全面参与市场化交易。需探索具备激励相容机制的政府差价合约或长期购电协议（PPA），发挥绿电环境价值，保障深远海风电投资合理收益。第三，“海风+”场景鼓励创新：推动深远海风电与制氢、海洋牧场、综合能源岛等模式结合，拓宽收入来源，产生协同效应。英国“风电+油气”融合经验表明，“海风+”场景探索有助于降低项目综合成本、提升投资回报。