【南方能源观察】1.7吉瓦海上风电项目“折戟”，日本脱碳目标受阻

南方能源观察全文3385字，阅读大约需要6分钟未经许可严禁以任何形式转载 微信号：energyobserver 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.com杨志宇 Aurora Energy Research高级分析师 8月27日，日本最大综合商社之一三菱商事宣布退出由其主导开发的三个日本海上风电项目（装机容量合计1.7吉瓦）。该公司社长中西胜也表示，退出的主要原因是日元贬值和原材料价格高涨。 这三个项目曾被视为日本实现脱碳目标的基石。三菱商事的退出，不仅意味着合计约51亿日元的保证金被没收，更给日本雄心勃勃的海上风电计划蒙上了一层厚厚的阴影。 1固定上网电价时代，以低价抢夺先发 故事始于2021年。日本政府举行了第一轮大规模海上风电项目的公开招标。当时，市场普遍认为20日元/千瓦时以上的价格才具有商业可行性。然而，由三菱商事、中部电力及其旗下子公司组成的联合体，以一种“价格破坏者”的姿态，报出了令人瞠目结舌的低价： ● 秋田县由利本庄市项目：11.99日元/千瓦时（折合人民币0.58元/千瓦时） ● 秋田县能代市、三种町、男鹿市项目：13.26日元/千瓦时（折合人民币0.64元/千瓦时） ● 千叶县铫子市项目：16.49日元/千瓦时（折合人民币0.79元/千瓦时） 这一价格远低于最初政府所制定的29日元/千瓦时收购价格上限，使得该联合体成功击败所有对手，将三个项目全部收入囊中。当时，这一胜利被视为该联合体强大项目开发和成本控制能力的体现。该联合体能报出如此低的价格，关键在于当时的FIT制度（即固定上网电价制度）。该制度承诺在20年内以中标价格全额收购所有发电量，为项目提供了极其稳定、无风险的现金流预期。 2低价难以覆盖成本，转型遭遇市场冷落 然而，胜利的喜悦并未持续太久。2022年，俄乌冲突爆发，全球能源价格飙升，引发了剧烈的通货膨胀和严峻的供应链中断问题。风机、海底电缆等关键设备的制造成本和运输费用急剧上涨，这使得当初基于理想化成本模型计算出的超低中标价，变得岌岌可危。 三菱商事很快意识到，如果继续按原计划推进，项目将面临巨额亏损。当初的“最优解”已经变成了“烫手山芋”。 2025年以来，情况愈发严峻。三菱商事在年初的财报中对这三个海上风电项目计提了高达数百亿日元的减值损失，这在资本市场上引发了巨大的担忧。公司高层公开表示，将对项目进行全面重新评估，这实际上已经释放出退出的信号。 为了挽救这三个对国家能源战略至关重要的项目，日本经济产业省提出了一个解决方案：允许项目从FIT转向FIP（浮动溢价补贴）制度。经产省希望，通过转向FIP，三菱商事可以将电力以更高的价格通过PPA卖给企业用户（如数据中心、半导体工厂），从而弥补当初低价中标的损失。 然而，这一提议立刻引发了巨大争议。因为在第二轮和第三轮招标中，所有参与者都是在FIP规则下进行竞标的。这两轮的中标价甚至出现了“零溢价”（zero premium），即为确保标的项目的开发权利，中标企业以低于批发电价的FIP价格竞标，相当于放弃政府补贴，完全依靠PPA盈利。让第一轮中标但在市场上遭遇挫折的主体以一定的溢价实现补贴制度变更享受优待，对后续轮次的公平竞争者而言，显然有失公允。 尽管经产省在压力下仍维持这一政策优待，但三菱商事经过审慎评估最终认为，即便转向FIP，项目依然无法实现盈利。2025年，三菱商事正式宣布退出三个海上风电项目，总额约51亿日元的投标保证金被政府没收。一个曾经被寄予厚望的海上风电“梦之队”就此黯然离场。 3为何退出成为唯一选项？ 三菱商事的退出并非简单的成本计算失误，此事暴露了日本可再生能源市场特别是海上风电领域，在制度设计、市场环境和产业基础方面存在的深层次矛盾。 退出最直接的原因，是当初在FIT制度下锁定的超低中标价格。FIT的核心是“固定”，这个价格一旦确定，二十年不变。这本是为投资者提供确定性的“定心丸”，但在前所未有的全球通胀面前，却变成了套在项目脖子上的“紧箍咒”。 对于三菱商事而言，俄乌冲突和全球范围内的通货膨胀，导致风机、钢材、海缆等关键设备和原材料价格暴涨，国际海运和工程费用也水涨船高。这些成本的上涨幅度远超项目最初的财务模型预估，而在此背景下，FIT制度的刚性又意味着项目无法将增加的成本传导出去。收入被锁定在竞标期间的低位，成本却不断攀升，于是项目从盈利预期迅速滑向巨额亏损的深渊。 FIT行不通，经产省提出的FIP方案为何也无法挽救项目？因为FIP将项目的成败与PPA的签订紧密捆绑，而这恰恰触及了日本绿电市场的“软肋”。 从FIT转向FIP，意味着项目的收入从“政府担保的固定收入”变为“市场电价+政府溢价补贴+PPA合同”的复杂组合。这种收入结构的不确定性更高，可能会被金融机构认定为风险增加，导致项目需要再融资，从而产生额外的利息和手续费成本，进一步侵蚀本已微薄的利润。 与此同时，日本也面临PPA市场需求与地域错配的问题。PPA的买家通常是需要大量稳定绿电的大型企业，如数据中心、半导体工厂等。然而，此次计划建设的三个项目，有两个位于日本东北的秋田县。该地区虽然风力资源优越，但并非高科技产业的聚集地，本地缺乏足够的大型PPA买家。将电力远距离输送到东京等绿电需求中心，又会面临电网容量和输电成本的问题。 更重要的是，风电在日本的绿电市场面临着与太阳能PPA的激烈竞争。在欧洲，企业签订绿电PPA时，越来越重视实时曲线拟合，即要求电力供应曲线与企业的用电曲线在每个小时都尽可能匹配，发电曲线相对平缓的海上风电因此具有相对优势。而日本的绿电PPA市场目前对此要求不高，企业更关心的是获得绿证和年度总用电量的匹配，而非实时的发用电曲线匹配。在这种环境下，成本远低于海上风电的太阳能PPA显然更具吸引力。海上风电的高昂成本使其在PPA谈判中处于非常不利的地位，难以获得有竞争力的价格。 4连锁反应——海上风电“折戟”将给日本带来什么？ 三菱商事联合体的退出，绝非一家企业的商业决策那么简单。它像一颗投入湖中的巨石，激起的涟漪将在未来数年内持续冲击日本的能源转型之路。 这三个海上风电项目合计约1.7吉瓦的装机容量，对日本的能源目标至关重要。根据日本的《第六次能源基本计划》，政府设定了到2030年实现10吉瓦海上风电装机容量的目标。此次退出的1.7吉瓦，相当于该目标的17%。要填补如此巨大的缺口，不仅需要时间，更增加了后续项目开发的压力和不确定性，几乎直接宣判了该目标的无法实现。 另外，值得关注的是，此次退出的联合体堪称“顶级配置”：三菱商事是日本最大的综合商社之一，拥有雄厚的资本和丰富的海外项目经验；中部电力则是日本主要的电力公司之一。连这样的“国家队”选手都选择放弃，无疑是向市场传递出一个强烈的负面信号。这可能会让国内外投资者在参与未来的日本海上风电项目时变得更加犹豫和保守，增加项目融资的难度，甚至导致未来招标出现参与者不足的风险。 事件也凸显了日本在关键硬件制造上的短板。与拥有维斯塔斯、西门子歌美飒等本土风机巨头的欧洲不同，日本缺乏世界级的本土风机制造商。这意味着日本海上风电项目严重依赖进口设备，不仅成本高昂，且极易受到国际供应链波动和地缘政治风险的影响。硬件成本居高不下，是日本海上风电项目经济性始终面临挑战的根本原因之一。 与此同时，三菱商事的案例清晰地表明，在当前不强制要求实时曲线拟合的PPA市场环境下，高成本的海上风电很难与低成本的太阳能竞争。只要企业购买PPA的首要目的仍是获取不与时间挂钩的“绿证”，而非“实时绿电”，海上风电的价值就无法被充分体现。除非政策或市场规则发生改变，否则海上风电在日本的PPA之路将持续面临阻滞。 最后，这也牵扯出日本可再生能源发展的另一个核心制约——电网。秋田等东北地区风力资源丰富，但本地用电需求小，电力需要远距离外送。如果这三个项目所在的区域重新进行招标，很可能会采用一种新的并网方式——“非保障性并网”（Non-firm Connection）。这种并网方式意味着，当电网出现阻塞或热容量不足时，电网运营商可以无条件、无补偿地要求风电场弃风。在秋田这样电网本就脆弱的地区，这意味着未来的项目开发者将面临更高的弃电风险，收入的不确定性将大大增加，成为项目经济性的又一个“拦路虎”。 5结语：一次昂贵的教训 三菱商事的海上风电项目从万众瞩目的“赢家通吃”到最终的黯然离场，为市场提供了一个重要启示：在一个充满不确定性的时代，过于激进的低价竞争策略非常脆弱；同时，事件也暴露了日本在PPA市场成熟度、本土供应链建设以及电网基础设施方面与欧洲等先进地区的差距。 对日本而言，要真正实现其雄心勃勃的海上风电目标，需要的不仅仅是政策上的口号和宏伟的规划。如何设计出更具弹性和韧性的竞标机制，如何培育一个真正体现绿电价值的PPA市场，以及如何加快电网的现代化升级，将是决定其能源未来的关键所在。这次海上风电“折戟”事件，或许正是推动这些深刻变革发生的必要阵痛。 编辑 何诺书审核 姜黎