海上风电（图片来源：Vattenfall）
瑞典国有能源集团Vattenfall决定不再继续推进刚刚获得政府批准的Vidar浮式海上风电项目，原因是项目在现有电价、并网政策和电力需求预期下无法实现商业回报。
瑞典政府于2026年7月16日批准Vidar和Fyrskeppet两个大型海上风电项目，但仅一天后，Vattenfall首席执行官Anna Borg便表示，Vidar目前的经济账无法成立，公司不会继续投入开发。
Borg指出，Vidar面临两个核心问题：瑞典近海缺少由输电运营商建设的海上输电网络，开发商需要承担昂贵的海上送出和并网设施投资；与此同时，瑞典电力价格又不足以支持新建大型海上风电项目。即使政府恢复对海上风电并网设施的支持，Vattenfall仍然看不到足够强劲和及时的电力需求增长，使项目电价达到可以覆盖投资的水平。
这意味着Vidar获得政府许可，并没有解决项目最关键的商业问题。
Vidar位于瑞典西海岸北部斯卡格拉克海峡，项目区域距离大陆最近约35公里，面积约201平方公里。场址水深约100至330米，因此项目计划全部采用漂浮式基础。
按照政府批准后的开发方案，Vidar装机容量约为2吉瓦，最多安装75台风机，风机总高度最高370米，预计每年发电约78亿千瓦时。项目原计划于2030年代中期投产。
78亿千瓦时约相当于瑞典当前全国用电量的5.7%，并可满足西约塔兰省未来相当一部分工业和交通电气化需求。项目还研究了利用部分海上风电生产约20.5万吨绿色氢气的可能性，包括在单个浮式基础附近分散制氢，或者通过独立海上平台集中制氢。
Vidar原本有望成为欧洲最大的商业化浮式风电项目之一，并带来数十座大型浮体、系泊系统、动态海缆、海上变电设施、出口电缆、拖航安装和港口总装需求。
然而，浮式风电的单位投资仍显著高于成熟的固定式海上风电。Vidar不仅需要承担浮式风机本身的高成本，还要建设约2吉瓦规模的海上送出系统。如果没有政府建设海上电网、差价合约、最低电价保障或长期工业购电协议，项目只能依靠批发电价回收投资，商业风险过高。
瑞典政府在2022年终止了由国家承担海上风电并网成本的政策。此后，开发商需要自行承担从风电场到陆上电网接入点的大部分输电设施投资。
这一政策已经影响了Vattenfall的其他瑞典项目。2024年，Vattenfall暂停了瑞典Kriegers Flak海上风电场开发，主要原因同样是无法获得条件合理、责任明确的海上电网连接。该项目已获得建设许可，并原计划于2028年投产，但许可并没有转化为可投资项目。
Vidar重复了Kriegers Flak的情况，只是项目规模和成本更高。
更值得关注的是，Vattenfall此次表示，即使政府重新承担海上并网设施成本，Vidar仍可能无法盈利。这说明并网成本只是项目经济性问题的一部分，真正更深层的矛盾是瑞典电力市场暂时无法为新建浮式风电提供足够高且足够稳定的长期电价。
瑞典电力结构接近完全无化石能源，水电、核电和陆上风电构成了成本较低的现有发电体系。大量低边际成本电源压低了平均批发电价，而新增浮式海上风电需要承担高额资本开支，两者之间存在明显错配。
瑞典长期预测认为，随着钢铁、矿业、交通、数据中心、绿色氢气和其他工业实现电气化，全国用电量可能大幅增长。Vattenfall此前也曾预计，瑞典年用电量可能从约140至150太瓦时，在2045年前后增长一倍。
但对于开发商而言，长期的宏观需求预测不足以支持立即作出投资决定。海上风电项目需要在FID前获得明确的并网时间、长期购电合同和可融资的电价机制。
部分计划中的绿色钢铁、制氢和工业电气化项目仍存在进度、融资和最终投资决定方面的不确定性。即使这些项目最终形成巨大用电需求，也未必能在Vidar需要作出投资决定的时间窗口内，签署足够规模和期限的购电协议。
因此，Vidar面临的并不是瑞典长期是否需要更多电力，而是需求增长与发电投资无法同步的问题。
如果Vattenfall现在投资，项目可能在2030年代中期投产，但工业需求能否按时释放、电价能否维持在足以偿还项目投资的水平仍不确定；如果等待需求完全明确后再投资，浮式风电漫长的许可、设计、采购和建设周期又可能导致电力供应无法及时满足工业需要。
这种“需求方等待低价电力、发电方等待确定需求”的僵局，是瑞典大型新能源投资面临的核心问题。
Vattenfall并非全面退出海上风电。该公司正在德国建设总装机容量约1.6吉瓦的Nordlicht I和Nordlicht II固定式海上风电项目，两座风电场预计每年发电约60亿千瓦时。Nordlicht已经完成最终投资决定，并于2026年启动海上施工。
Vattenfall一边在德国推进Nordlicht，一边停止瑞典Vidar，说明开发商并不是认为海上风电本身无法投资，而是在不同国家选择具有可融资电价、明确并网责任和稳定政策框架的项目。
德国电价整体高于瑞典，并拥有规模更大的工业用电市场。相较之下，瑞典虽然拥有优良风资源和长期电力需求增长预期，但没有为海上风电提供足够明确的收入保障，国家支持重点也明显转向核电。
瑞典政府正在为新核电提供低息贷款、价格保障和风险分担机制。Vattenfall参与的Videberg Kraft已经选择Rolls-Royce SMR作为供应商，并计划在Ringhals附近建设三座小型模块化反应堆。按照计划，瑞典政府未来可能持有项目公司60%的股份，从而直接承担部分投资和市场风险。
这形成了明显的政策差异：新核电能够获得国家融资、价格保障和股权支持，而海上风电仍主要依靠开发商承担并网、建设和市场风险。
瑞典政府认为，需要增加不受天气影响的稳定电源；但从资本配置角度看，这也意味着Vattenfall更容易为获得政府风险分担的核电项目建立商业模型，而不是为完全暴露于批发电价的浮式风电作出投资决定。
瑞典政府此次还批准了Fyrskeppet海上风电项目，并拒绝了另外11个海上风电申请。Vidar和Fyrskeppet理论上合计每年可生产最高约190亿千瓦时电力。政府同时宣布，未来将逐步以国家预先选择海域、开发商参与竞拍的招标制度，取代现有的开放申请制度。
新制度有助于减少项目选址与国防、环境和航运之间的冲突，但如果招标制度不同时解决并网责任和收入保障，开发商即使取得海域开发权，仍可能无法完成FID。
Vidar停止推进将减少欧洲中期浮式风电项目储备。按照最多75台浮式风机计算，该项目原本可能形成大型浮体批量建造、数百套锚固和系泊设备、大量动态阵列电缆，以及重型拖航和海上连接需求。
但Vidar尚未进入FEED、主要设备采购或施工合同授标阶段，停止推进不会直接造成大量已签海工订单取消。其影响主要表现为2030年代初期潜在浮式风电工作量减少，并进一步削弱供应链提前扩建产能的意愿。
对欧洲浮式风电行业而言，Vidar也再次说明，技术可行性和政府许可并不是项目商业化的充分条件。浮式风电成本高于固定式风电，如果没有差价合约、资本补贴、海上电网社会化投资或大型工业用户长期购电协议，很难仅依靠现货市场价格完成融资。
对于中国海工企业，Vidar原本具备浮体钢结构、系泊系统、锚固设备和部分电气设施供应机会。但瑞典和欧洲大型风电项目普遍强调区域供应链和能源安全，中国企业直接承接整批浮体的难度本来就较高。项目停止推进的直接影响有限，真正值得关注的是其反映的市场趋势：欧洲公布的大量浮式风电容量，并不等于能够进入EPCI和建造阶段的有效订单。
总体来看，Vattenfall放弃推进Vidar，并不是因为项目缺少风资源、政府许可或长期电力需求，而是因为目前没有人愿意承担需求兑现之前的投资风险。
政府批准解决了“能否建设”的问题，却没有解决“由谁建设海上电网”“以什么价格售电”和“谁承担市场风险”的问题。在这些条件发生实质变化之前，Vidar即使保留开发许可，也很难重新进入实质性投资阶段。
