解读全球海上风电联盟GOWA、IRENA：2026海上风电在小岛屿发展中国家能源安全中的新兴作用报告（英文版）

为什么小岛屿的能源账本必须重算

报告开篇就把小岛屿发展中国家（SIDS）的结构性困境摆上桌面：39个国家、6500多万人口，坐拥全球16%以上的专属经济区，碳排放却不到全球1%。化石燃料约占其能源结构的四分之三，部分国家发电对进口燃油的依赖高达90%，电价处于全球最高之列。燃油补贴加重公共财政负担，进口消耗有限的外汇储备，还让这些国家在国际发展援助上形成依赖。

依赖的代价不止于电价。报告以2026年霍尔木兹海峡危机叠加气旋为例：燃料供应链一旦中断，图瓦卢和马绍尔群岛分别宣布进入紧急状态和经济紧急状态，多个太平洋岛屿因燃油短缺出现停电。

这句话背后的含义是，小岛屿的能源安全不是抽象概念，而是停电、断水、经济停摆的现实风险。

水安全同样被燃油卡住。圣文森特和格林纳丁斯这类小群岛国家淡水资源有限，社区依赖船运饮用水、雨水收集和海水淡化，而淡化厂通常靠进口柴油驱动。报告给出一个刺眼的数据：估计71%的SIDS面临缺水风险，若继续依赖化石燃料，最低海拔地区这一比例升至91%。这解释了为什么报告把海上风电放在能源安全而非单纯减排的框架下讨论。

可再生能源已有底子，但陆地不够用了

小岛屿并非从零起步。报告显示，2014年至2025年间，SIDS可再生能源装机从3.4GW增长到11.2GW，增幅约230%，其中光伏贡献了大部分增量，陆上风电扮演次要角色。这组数字说明，这些国家在政策与监管层面已主动铺路，也取得了一些早期成果。

问题出在下一步。报告指出，随着可再生能源扩张，公用事业规模的PV和风电项目在小岛屿面临土地可用性挑战——住房、农业、旅游、基础设施和自然保护都在争地。这一矛盾在发达经济体的高密度沿海城市同样常见。要跨越这道坎，报告给出的思路是向海上延伸，把海洋视为可再生能源资源基础的扩展。

海上风电的可行性并非普适。报告强调，海上风电不适合每一个SIDS，也不应孤立看待，其角色取决于资源潜力、电力需求、电网能力、项目经济性、环境与社会因素以及可负担融资的获取。评估可行性是一个分步推进的过程。对土地约束刚性、又想大幅提高可再生电力的岛屿国家，海洋是现实选项；对资源禀赋或需求规模不匹配的岛屿，则需另作打算。

政治势头正在区域层面聚集

报告用相当篇幅梳理了SIDS在区域和国家两个层面的政治动向。太平洋方向，2026年5月区域能源与交通部长会议在《马努巴达行动呼吁》中认可“海洋可再生等创新方案”的推进，并启动由UNIDO和PCREEE牵头的太平洋可再生海洋能源准备计划（PROERP），针对政策监管、知识管理、质量基础设施、技术、投资和市场开发等准备缺口。2026年9月，太平洋共同体等机构在第55届太平洋岛屿论坛领导人会议上启动了“100%可再生蓝色太平洋”投资管道识别工作。

加勒比方向，第51届CARICOM峰会注意到物价上涨是消费者主要关切，地缘政治等全球冲击推高通胀并影响能源与供应链；在CCREEE主导下，该区域已开始构建海上风电交付战略。AIS区域，IORA的SIDS成员已与IRENA启动海洋可再生能源知识共享。国家层面，巴布亚新几内亚、圣卢西亚、特立尼达和多巴哥已加入全球海上风电联盟，多米尼克公共机构也在世界银行支持下开展初步研究。

值得注意的是，IRENA协调的SIDS灯塔倡议调查发现，SIDS对探索海洋技术机会有广泛兴趣，但海上风电并未被视为近期可用的选项。这一判断为整份报告定下基调：政治意愿在积累，但距离规模化部署仍有相当距离，近中期的重心是准备、规划与能力建设，而非立即上马项目。

技术潜力可观，漂浮式是钥匙也是瓶颈

报告表1列出了技术潜力在1GW及以上的SIDS，按固定式与漂浮式分列。斐济漂浮式潜力159GW、固定式27GW；汤加漂浮式118GW、固定式9GW；瓦努阿图漂浮式91GW、固定式仅2GW；巴布亚新几内亚固定式92GW、漂浮式56GW；巴哈马固定式98GW、漂浮式60GW。这些数字远超单个岛屿的用电需求，说明资源本身不是约束。

但报告反复提醒，技术潜力不等于可行性。表1的潜力基于风速、面积限制和水深测算，未考虑成本效益、并网条件、环境影响等实际约束。报告以爱尔兰为例：理论固定式潜力48GW，进一步纳入成本效益和部分技术约束后的实际潜力约26GW（含8.3GW规划管道），2025年9月又发布国家指定海域规划进一步筛选场址。这个对照说明，从理论潜力到可开发项目，中间要经过多轮收窄。

漂浮式是关键变量。报告指出，约70%的SIDS海上风电潜力位于适合漂浮式结构的水域，而漂浮式虽在欧洲出现多个GW级招标，距离规模化商业运营仍有显著障碍。这意味着SIDS的大部分资源红利，要等其他区域的漂浮式降本和规模化验证完成后才能真正兑现。固定式方面，2025年投运项目的全球加权平均LCOE为78美元/兆瓦时，较2010年下降63%，但区域差异明显，成本随水深上升。

把海上风电放进长期规划，而不是孤立的项目

报告对“怎么用”给出了明确方法论：海上风电应作为技术组合的一部分，纳入SIDS长期能源与基础设施规划。对寻求大幅提高可再生电力、又面临根本性土地约束的岛屿国家，海洋是可再生能源资源基础的重要延伸。这一表述把海上风电从“单点项目”拉回到“系统规划”的框架里。

在生态维度，报告强调岛屿生态系统生物多样性丰富且敏感。政府可通过成熟的海洋空间规划（MSP）流程支持负责任的部署，原则包括：选址避开高度敏感区域、尽可能与其他活动共用、延长指定场址的使用寿命、使用后恢复场址、持续监测与适应。磋商与社区参与是建立公众支持的关键，利用当地传统知识和科学知识有助于项目的长期成功与可持续性。

报告还提示了学习对象：丹麦Samsø 23MW、美国Block Island 30MW等项目，但需注意这些岛屿有大陆电网连接；爱尔兰、英国和韩国济州岛的经验可提供MSP等流程参考，即便具体做法无法直接复制。对SIDS而言，可借鉴的是流程与方法，而不是照搬项目规模或并网条件。

七条建议指向同一个前提：先建条件，再谈项目

报告最后给出七条优先事项。第一条是把NDC承诺与国家目标连接起来，将NDC与现有海上风电及其他可再生能源国家目标对齐，并建立与电力部门规划的清晰联系，为开发商、融资方和设备供应商提供评估未来需求的依据。第二条是把海上可再生纳入能源与电网规划，在最小成本与韧性导向的模型中计入电网扩展、储能、需求侧措施和灵活发电。

第三条是用海洋空间规划为项目打底，投资需求与发电预测、获取技术研究数据，并与蓝色经济计划及其他海洋用途衔接。第四条是加入技术标准生态并改进许可流程，参与IEC和ISO相关委员会，改进并协调许可流程。第五条是改善岛屿融资条件，为早期项目、电网接入和基础设施准备部署赠款与优惠融资，引入风险缓释工具。

第六条是跨岛屿汇集资源、协调交付，共享研究、数据、专业能力和能力建设计划，协调程序并支持区域供应链。第七条是加强区域与国际合作，借鉴更成熟市场（包括岛屿市场）的经验。

这七条建议的共同逻辑是：在项目经济性尚未证明之前，先把规划、标准、融资和合作机制搭起来，为长期部署创造条件。

这组数据勾勒出SIDS的基本盘：39个国家、6500多万人口，专属经济区占全球16%以上，碳排放却不到全球1%。能源结构上化石燃料约占四分之三，部分国家发电进口燃油依赖高达90%。排放责任极小与能源风险极高之间的反差，是理解这份报告立场的基础。 可再生能源侧，2014至2025年装机从3.4GW增至11.2GW，增幅约230%，增量主要来自光伏。海上风电尚未进入装机统计。2025年固定式海上风电全球加权平均LCOE为78美元/兆瓦时，较2010年下降63%，但报告强调区域差异明显且成本随水深上升。 这组数据的解读要点在于“基数小、增速快、结构单一”。SIDS可再生能源增长显著，但绝对规模有限，且高度集中于光伏；海上风电要从零起步，需要先解决规划、标准、融资等前置条件，而非单纯追求装机目标。

表1的技术潜力数据显示，太平洋岛屿的资源结构明显偏向漂浮式：斐济漂浮式159GW对固定式27GW，汤加118GW对9GW，瓦努阿图91GW对2GW。巴布亚新几内亚是例外，固定式92GW高于漂浮式56GW。加勒比的巴哈马固定式98GW、漂浮式60GW，两类兼具。 报告反复强调技术潜力不等于可行性。潜力测算基于风速、面积限制和水深，未纳入成本效益、并网条件、环境与社会约束。爱尔兰的对照案例说明，从理论潜力到实际可开发量，中间要经过多轮筛选和海域规划。对SIDS而言，这些数字的价值是标示资源天花板，而非项目清单。 另一个关键判断是：约70%的SIDS海上风电潜力位于适合漂浮式的水域。漂浮式虽在欧洲出现GW级招标，但距离规模化商业运营仍有显著障碍。这意味着多数SIDS的资源红利，要等其他市场把漂浮式成本打下来之后才能真正释放。