近年來，中國海上風電發展迅速，取得了一系列可喜的成績。截至2019年年底，我國海上風電新增裝機約240萬千瓦，累計裝機約684萬千瓦，招標未建設項目共2132.5萬千瓦，容量巨大。

　　

　　然而2020年1月23日，財政部、國家發改委、國家能源局緊急聯合下發《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，明確從2022年開始，中央財政不再對新建海上風電項目進行補貼。加上在此之后各省地方政府接力國家補貼意愿不明確，使得剛進入商業化階段不久，還處于起步階段的中國海上風電承受巨大壓力。

　　

　　為了趕上0.85元/千瓦時的電價，中國海上風電進入了裝機高峰，但海上風電吊裝能力仍受安裝船和風電機組產能的制約。根據中國海洋工程咨詢協會海上風電分會統計數據，2020年中國海上風電安裝船預期量為33艘，隨著小兆瓦機組逐漸退出市場，可用船舶或將明顯小于這一數值。2021年中國海上風電安裝船預期量是40艘，假設一條船一年吊裝35至40臺風機，每臺風機容量是6MW，理論上吊裝總容量將近900萬千瓦。風電機組主軸承等大部件產能受制于國外供應商，即使不考慮今年疫情影響，根據中國海洋工程咨詢協會海上風電分會的統計，預計至少800萬千瓦項目將結轉至2021年之后。結合各省已招標未建設的容量，可以看到未來建設任務仍然很重。

　　

　　中國海上風電只有達到平價，才能與火電和其他可再生能源公平競爭。依靠補貼，行業永遠無法規模化發展。然而當前中國海上風電在通往平價的過程中，如何能借鑒歐洲海上風電發展的經驗，通過技術創新降本增效，盡快實現平價上網，本文將從不同區域度電成本及電價趨勢等幾個維度對此進行探討。

　　

　　1、中歐海上風電發展對比分析

　　

　　歐洲在海上風電行業涉入較早，開發經驗豐富，具有先進的工程裝備技術和成功的行業發展模式。歐洲海上風電的發展趨勢或許能夠給我們以啟示。

　　

　　通過歐洲申報電價的下降趨勢圖可以看出，英國的電價下降趨勢最快，從2017年到2023年，六年間的電價降幅達到49.5%，年平均降幅為8.3%；而丹麥的電價下降趨勢最慢，從2013年到2021年，八年間降幅達到40%，年平均降幅為5%。其余各國電價下降趨勢介于兩者之間。

　　

　　中國海上風電起步較晚，近幾年才開始高速發展。如果海上風電電價下降幅度能夠達到5%~8.3%，與歐洲水平相當，那代表著我們的技術進步已經相當快，這個降幅是歐洲海上風電經過了二十年的發展后，直到最近幾年才實現的。

　　

　　若在“十四五”期間，我們的海上風電電價下降幅度能夠達到上述水平，那說明我們在海上風電降本增效上能達到甚至能超越歐洲的進步速度。

　　

　　除了電價下降趨勢對比，我們還可以對比投資成本趨勢。整個歐洲海上風電平均投資成本從2015年的33750元/千瓦降到2018年的18750元/千瓦，成本下降了約44%；在此期間，陸上風電的平均投資成本從15000元/千瓦降到了10500元/千瓦，成本下降幅度近30%。

　　

　　而2015年，我國海上風電才剛剛進入商業化階段，整個海上風電行業僅處于起步階段。即使在這樣的情況下，我們用了短短幾年，海上風電平均投資成本從2015年的19000元/千瓦降到2018年的16500元/千瓦，成本下降了達到13%的水平。雖然跟歐洲相比還有很大差距，但我們正發力追趕。

　　

　　按照政策規定，2018年底前核準的海上風電項目，如在2021年底前完成并網，上網電價為0.85元/千瓦時。2019年、2020年新核準的項目實行每年每千瓦降0.05元的價格。而沿海主要省份脫硫煤標桿電價低至0.39-0.45元/千瓦時，若以此為平價標準，海上風電降本壓力非常大。

　　

　　2、中國海上風電平價可行性分析

　　

　　2019年中國海上風電新增裝機約240萬千瓦，主要集中分布在江蘇，其次為廣東、福建、山東等省。

　　

　　以廣東省為例，脫硫煤標桿電價是0.453元/千瓦時，若按照歐洲的電價每年下降幅度5%~8.3%來計算，廣東最快可在2023~2024年間實現平價，最慢要到2026~2027年間實現平價。

　　

　　同理，江蘇、福建、山東最快均將在2024~2025年間實現平價。當然，要降低電價并不僅是在技術方面的創新，還有商務創新、政策支持等。那我們能否最快在2023~2024年間真的實現平價？畢竟歐洲經過了二十年技術的積累才達到今天的降幅水平，讓我們來進一步分析。

　　

　　以當前廣東某風場為例，假定容量是40萬千瓦，平均風速8.2米/秒，離岸距離28公里，水深為45米，年等效小時數為3300小時左右，投資成本約18000元/千瓦，運營成本含大部件約397元/千瓦。在項目全投資回報率為8%的條件下，支撐電價應為0.72元/千瓦時。想要達到脫硫煤標桿電價0.453元的水平，那么我們除了商務創新和政策支持外，就要通過技術創新來降本增效，使得年等效發電小時數增加、投資成本和運營成本降低。即便以項目全投資回報率按6%測算（資本金回報率不低于8%），要想支撐0.453元/千瓦時的電價，則要降低14%的投資成本，降低11%的運維成本，同時在年等效發電小時數上要提升15%，預計我國在“十四五”末能夠實現這些目標。而要按項目全投資回報率8%測算，則要降低24%的投資成本，降低16%的運維成本，同時在年等效發電小時數上要提升30%，若想在在“十四五”期間內實現目標還相當困難。

　　

　　同理，假設投資回報率按6%測算，江蘇海上風電要想達到平價，需要在目前的基礎上，降低27%的投資成本，降低18%的運維成本，在年等效小時數上要提升20%；福建需要降低22%的投資成本，降低17%的運維成本，在年等效小時數上要提升20%；山東需要降低22%的投資成本，降低15%的運維成本，在年等效小時數上要提升20%。

　　

　　在投資成本下降方面，歐洲現在達到了43%的水平，我們在過去幾年也達到了13%的水平。但要想邁向平價，要求降幅達到14%~27%，還要同時降低10%~18%運維成本，并提高15%~20%的發電量。要想在“十四五”期間內實現這些目標，就需要整機商在產品上實現技術突破、供應鏈要實現主要大部件國產化、整個風電場設計要實現優化并能夠實現智能場群控制，設計院和整機商協同實現支撐結構載荷整體化設計、新型基礎施工技術突破、施工公司從安裝船、吊裝技術突破實現施工窗口期大幅提高，中壓、高壓柔性直流遠距離送出的技術突破，整機商在運維方面要提升整機的可靠性、提升運維效率將運維成本下降，只有通過技術創新實現以上的目標才能夠實現平價。這一切，都需要我們全行業的共同努力。

　　

　　3、海上風電對地方經濟意義重大

　　

　　廣東、江蘇、浙江、山東等沿海省份，既是負荷中心，財政實力也較強，補貼資金并不會帶來過重負擔。有了“省補”的助力，海上風電將迎來持續健康發展，每年將拉動上千億元的投資，創造出數萬個就業崗位，從而為地方經濟社會發展作出更大貢獻。

　　

　　發展海上風電為推動地方經濟發展帶來機遇。過去幾年，海上風電對沿海省區的地方經濟拉動作用已經得到了驗證。特別是廣東陽江、揭陽、江蘇如東等地具備建設海上風電母港的優良條件，依托海上風電開發，通過產業配套及產業組合，能夠實現海上風電全生命周期產業價格的集合，形成千億元級產業集群。

　　

　　發展海上風電有助于促進前沿技術創新。由于海上風電涉及眾多當代高端裝備制造頂尖技術，海上風電的快速發展能夠推動我國在長柔葉片、高端軸承、齒輪箱和大功率發電機等前沿技術上實現突破。同時，開展具有前瞻性的海洋測風、海洋基礎、海洋施工、整機等前沿研究測試，對我國實施海洋強國戰略、新型海洋經濟開發具有重要帶動作用。

　　

　　發展海上風電能夠加速沿海地區能源轉型。東部沿海作為我國的經濟中心，沿海省份的總能耗占全國的50%左右，且主要依賴化石能源。要實現我國的能源轉型，這些地區必須率先調整能源結構。加快海上風電開發，會為這些地區盡快實現能源轉型提供良好支撐。

　　

　　發展海上風電利于國家能源安全。目前，我國能源對外依存度達到21%，原油和天然氣更是分別突破70%、45%，不僅會給我國帶來政治風險，也危及到國家的經濟安全。海上風能資源儲量大，適合大規模開發、就近消納，充分挖掘這些資源，能夠有效提高我國的能源供給安全系數。

　　

　　沿海各省非水可再生能源發展需要海上風電。通過統計沿海各省在2019年的電力缺口，可以看出廣東省的電力缺口最大，為1969.7億瓦時。通過分析發現，在包括光伏、陸上風電等眾多可再生能源形式中，海上風電由于貼近負荷中心，出力穩定，對廣東省電力缺口彌補貢獻最大。除了廣東外，海上風電對電力缺口貢獻較大省份的還有江蘇、浙江、山東。隨著國內可再生能源加速進入平價時代，若海上風電可以在“十四五”實現平價，就能與其他能源實現競爭，那么廣東、江蘇、浙江、山東四省會出現更大的海上風電消納需求。預計“十四五”期間，四省的海上風電增量約1200萬~1600萬千瓦。

　　

　　江蘇和廣東是目前海上風電發展的主戰場，如果這兩個省份釋放出接力海上風電補貼信號的話，對于前途未卜的中國海上風電而言，毫無疑問是一劑強心劑。

　　

　　在“國補”難以為繼的客觀形勢下，希望地方政府能高瞻遠矚，按照中央要求，接力補貼，為海上風電發展營造穩定的政策環境和技術創新時間，助力其在“十四五”期間實現平價，讓人們用上更多的可再生能源。