英国拥有得天独厚的海洋风力、波浪和潮汐资源，根据英国皇家财产局（The Crown Estate）的数据，英国具有商业开发价值的风电总量高达48 GW，约是整个欧洲海上风电总量的1/3，其海上风力发电的潜力约是整个英国当前电力消耗量的3倍。为开发这一巨大资源，英国政府制定了雄心勃勃的海上风力发电三轮发展规划：第一轮发展规划制定于2000年，主要是一些小型示范项目；第二轮发展规划形成于2003年，是在三个指定区域（泰晤士河口、沃什湾和西北部）开展较大规模的项目，前二轮规划预计到2014年左右可运行的风能发电装机容量大约可达8GW，其中包括装机容量为1GW的“伦敦阵列”近海风场；2010年宣布的第三轮海上风能发展规划在已规划的8GW基础上进一步增加32GW的发电装机容量，总计装机容量将达到40GW。目前，英国的海上风能发展处于世界领先地位，截至2011年底，英国共有636台海上风力发电机并入电网，累计装机容量达到了2093.7MW，几乎超过了其他国家的总和（见图一）。

图一  英国海上风电发展处于世界领先地位

欧盟可再生能源利用指令中规定，到2020年英国终端能源消费中要有15%来自可再生能源， 这相当于英国2005年水平（1.3%）的 10 倍多。为推动英国实现这一雄心勃勃的增长目标，英国能源与气候变化部2011年7月发布《英国可再生能源发展路线图》，将陆上风能、海上风能与海洋能、生物质发电等确定为帮助英国以一种低成本和可持续途径实现2020目标的八大技术。实现这些目标，到2020 年就可以提供1000 亿英镑的投资机会，并在可再生能源部门提供高达50 万个就业机会。

1.陆上风能

① 总体目标

根据英国可再生能源义务法案，通过电力市场改革和可控转型为投资者提供长期确定性；改革规划制度，以确保其为经济增长提供支撑；联合资助技术解决方案，以克服风电场与航空雷达和飞机起落等之间的干扰，包括通过与行业达成新的谅解备忘录；提升陆上输电能力，并确保风能及时和经济高效地安全并入电网，同时制定监控输电程序。

② 现有规模

截至2010年底，英国已有陆上风电装机容量为4GW，每年发电约70亿kWh。就装机容量而言，这是英国部署规模最大的一种可再生能源发电技术，主要建在苏格兰（约2.5GW，英国陆上风力资源的60%集中于此），其次是英格兰（约0.9GW），威尔士（约0.4GW）和北爱尔兰（约0.3GW）。

③ 未来发展

     根据预测（见图二），英国到2020年陆上风电装机容量范围在10～19GW（年发电量能力为230～450亿kWh）。基于中位值预测，到2020年英国陆上风电装机容量大约可以达到13GW，其中大部分将来自单机容量在5MW以上的大型项目。要实现这一新增9GW的目标，需要在未来十年中保持13%的年增长率，略低于2009～2010年的增长率。

    目前，英国在建、待建或规划中的陆上风电装机容量超过11GW。路线图中的预期装机容量分布在英国各地，其中大部分在苏格兰（超过6.5GW）、英格兰（超过2GW），此外1.5GW在威尔士、1GW在北爱尔兰。

图二 英国陆上风电至2020 年部署潜能

2.海上风能

① 总体目标

成立产业专责小组来制定路线和行动计划，使海上风电的成本到2020年降低到100英镑/MW；支持供应链的发展，并鼓励在港口新建制造设施；处理与石油天然气勘探的冲突，在财政激励方面提供更大的确定性，并通过海上输电协调项目来确保和协调电网发展。

② 现有规模

英国是全球最大的海上风能市场，截至2010年底装机容量超过1.3GW，约4GW已经通过审批，另有2GW正在规划中。目前运行的有15个风电场，2010年发电量达到30亿kWh。这些风电场大都比较靠近海岸，主要分布在北海、爱尔兰海及苏格兰领海。

③ 未来发展

能源与气候变化部的分析表明，到2030年英国的海上风电装机容量有望达到40GW。到2020年英国海上风电装机潜能范围在10～26GW，中位值上限可以达到18GW（见图三）。要达到中位值上限，需要高达30%的年均增长率。不过气候变化委员会指出，除非有明确的成本降低证据，否则到2020年，英国的海上风能装机容量将限制在13GW。为此，英国将提供3000万英镑的政府创新资金，资助海上风能成本降低；同时将成立产业专责小组来制定路线和行动计划，确保英国的海上风电成本到2020年降低到100英镑/MW。

图三 英国海上风电至2020 年部署潜能

英国能源与气候变化部将在2011 年发布的第一版路线图的基础上，与其他利益相关方进一步收集部署进展资料，以更好地了解英国面临的挑战，从而形成“发布路线图-资料收集-分析规划”循环，并将每年对路线图进行更新。

英国能源与气候变化部将重点监测以下重点领域，作为进展指标，并支撑其进展资料基础：1、可再生能源消费情况；2、可再生能源部署与规划情况；3、项目失败的原因及交付的障碍；4、政策活动的影响；5、技术成本的变化。