不同地区海上风电项目造价及成本构成！

平价时代，海上风电直面的考验将更为残酷。

无补贴的情况下，度电成本将成为电源侧之间竞争的关键，尤其是煤电标杆电价取消后，经营性用电、发电，将不再计划，全面由市场说了算。

这就意味着在所谓的平价时代，海上风电的所需达成的目标不仅仅是达到此前“煤电上网电价”，而是要与，目前已经具备平价能力的陆上风电、集中式光伏乃至特高压传输而来的电源，以及更为廉价的分布式光伏来竞争。

显然，步入纯市场竞争阶段，如何摆脱补贴依赖，实现单位造价成本逐步下降，成为当前海上风电面临的最大挑战。

成本

我国海上风电经过十多年的发展，在勘探设计、设备研发制造和工程建设运营经验的逐步积累提升情况下，造价也在逐步下降，从2010年的单位千瓦造价在23700元/千瓦左右降至目前15700元/千瓦左右。

但较其他新能源造价而言仍旧较为高昂，当下海上风电即便是在海上风电产业链相对成熟的江苏为例，建造成本也在14000元/千瓦左右，而在广东和福建两地的建造成本大约在17000元-18000元/千瓦。

而当前，已经具备平价能力的陆上风电建造成本大约为7000元-8000元/千瓦，同为新能源的地面光伏系统的2019年，初始全投资成本仅为4550元/千瓦，在更具规模化优势的“三北”地区这两个数据更低。

因此，降低造价成为海上风电在未来是否具备竞争优势的关键。这是一个系统工程，由于海上风电产业链较长，需要上下游各方参与者共同探索新的施工与合作模式，降低整体成本和风险。

新疆金风科技股份有限公司总工程师翟恩地指出：“这需要整机商在产品上实现技术突破、供应链要实现主要大部件国产化、设计院和整机商协同实现支撑结构载荷整体化设计新型基础施工技术突破、施工公司从安装船、吊装技术突破实现施工窗口期大幅提高，中压、高压柔性直流远距离送出的技术突破，整机商在运维方面要提升整机的可靠性、提升运维效率将运维成本下降等，多个环节技术创新实现突破。”

但短期内在这么多环节实现技术突破，显然绝非易事。更何况平价大潮已至，如果无法在平价下实现盈利，海上风电无疑失去经济性，开发商和投资商可能不会启动更多海上风电项目，已核准的海上风电项目也将很可能搁置。没有项目支撑，产业发展也无从谈起，这对海上风电的打击将不言而喻。

因此诸多行业人士不遗余力，在产业链环节寻求新的降本空间、推动有利政策的落地、探索更多的商业模式，而这其中首当其冲的便是呼吁地方政府接力补贴，给海上风电以缓冲期。

补贴

过去，由于技术的限制，风电、光伏等新能源设备的成本远高于传统能源，在经济效益上处于弱势低位。因此国家一直紧篡着指挥棒，用政策和补贴扶持着新能源的的发展。但缺点也显而易见，发展过程过度依赖于政策补贴，政策一旦出现波动就极容易造成产业的大幅度上浮或下跌，这对于产业的健康发展并非好事。

当下部分新能源已经成长到可以与传统能源一较高下的程度，不再补贴也就意味着国家将指挥权，全部交给了市场。而与传统能源以及具备平价能力的陆上风电、集中式光伏等新能源，在同一市场上竞争，显然目前海上风电还不具备这样的实力。

毕竟相较于其他新能源产业，海上风电成长期还较短，产业链尚未成熟，一旦补贴骤然抽离，将使海上风电发展陷入停滞，但如果继续无差别补贴，任由海上风电依靠补贴而大规模发展，一是有可能造成，海上风电“大而不强”的难以实现自主发展局面，另一方面也很可能重演“补贴拖欠”悲剧。

业界人士普遍认为，从产业发展规律和现状看，国内海上风电真正能够实现零补贴，要在2025年之后。而且每年的新增并网装机至少保持300万千瓦，才能基本满足海上风电产业持续发展的需要。只有确保市场持续投资，维持相对大的市场规模，才能形成产业集群优势，实现海上风电的规模化发展，驱动平价的实现。

因此就当下而言，由地方政府接力海上风电补贴无疑是最佳的解决方案，既给到了海上风电窗口期，地方政府也能收获到海上风电项目带动的产业投资和税收。

乍一看确实是一个“双赢”的局面，但真正能够“说服”地方政府接手，让地方政府真金白金得往外掏钱也并非易事。毕竟海上风电所需补贴强度仍然最高，约0.3-0.4元/千瓦时，几乎占其电价的一半。即便是按照0.2元/千瓦时来补贴，按照目前每个省的装机规模来看，一年也在十几亿左右。

毕竟，目前国内在建特高压、超超临界火力发电机组、以及同为新能源序列的太阳能光伏，都将焦点聚焦在这些占全社会用电量的53%的沿海负荷中心，而海上风电也只是当地电力系统中的一环而已。

以目前这些地区电力供应缺口来看，这些新推进的项目体量基本可以满足。即便电力需求增速维持在较高水平，基于未来承载过高比例可再生能源的电力系统，为海上风电留下的空间或许也极有可能达不到预期。

另外，当下地方政府已经很难看中风电项目本身产生的GDP，而是希望项目开发的同时能够带动配套产业在当地的落地，这从当下多个新落地项目，以及各主机企业的总装布局都可以看出，目前绝大数海上风电产业链都在围绕着这些经济发达的沿海省份建设。

但同时从区域来讲，中国的光伏企业也主要分布在这些沿海省份，包括协鑫，天合，晶科，苏民，中来，阿特斯，润阳，尚德，东方日升，中利腾辉，基本上80%的光伏企业都集中在江苏和浙江这些地区，手心手背都是肉，这就使地方政府在期间很难取舍。

竞争

当然，这一切的前提是2025年海上风电能够实现平价上网，即便如此摆在海上风电面前的前景仍然不很乐观。

长期以来，煤电脱硫标杆电价一直是海上风电等新能源电价对标的重要参考。但目前现行的上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定。

这意味着，在未来市场化交易将持续增加，而目前，风电在市场化交易下的平均电价通常低于标杆电价，这就意味着海上风电电价降低到所谓的标杆电价还不是终点。

另外据行业某设计院专家透漏：“现在部分陆上风电项目能够实现与煤电的竞价，电网公司因为种种考虑不愿意购买。即便现在也有一些政策鼓励电网接收风电、光电，电网公司主动接纳风电、光伏的动力仍是不够积极。加之电网项目核准滞后于新能源项目，消纳问题成为制约部分地区陆上风电、光伏发展的瓶颈。

困扰陆上风电，同样也是困扰海上风电的难题。这就意味着在市场化交易为主的系统中，海上风电将处于弱势低位。

其次就是海上风电在新能源体系中也不占据优势，还面临最为强劲的竞争对手——光伏。

根据国际可再生能源机构（IRENA）2020年发布的报告统计，近十年，公用事业光伏装机成本下降79%、全球光伏发电成本下降82%，2019年40%新建光伏机组发电成本低于同期建设的火电机组。而近十年来，海上风电的成本下降在20%左右。

在中国，光伏还有一个风电至今“望尘莫及”的优势，中国光伏行业掌握了从多晶硅、硅片、电池片到组件的整个产业链，并且在全产业链所有环节取得“碾压”优势；原料、市场摆脱“两头在外”，在国际市场占据着主导地位。而2019年我国出口风电机组仅600MW，海上风电部分原材料、零部件对外依存度较高。一旦海外市场波动，必然对国内市场产生影响，这在今年新冠疫情期间表现得极为明显。

另外，在这些经济发达沿海地区，分布式光伏渐成主流，浙江、山东、江苏的累计装机容量位居全国前三。地面电站也是发电企业投资的焦点，根据晶科科技招股书显示，晶科科技光伏发电装机主要集中在经济发达地区。截至2019年年末，该公司在华东地区累计装机规模分别达1.67GW，占该公司总装机规模的56.5%。

同为可再生能源，光伏在政策倾向性方面并不弱于风电，尽管风电在利用小时数上占据优势，但也并非主导性因素，因此未来两者的竞争只能是从经济优势的方面，海上风电供应链要基本实现国产化，度电成本与光伏相当才能在双方竞争中占据主导。

另外，在传统能源领域，作为煤电最主要成本的煤炭价格近年来一直呈现走跌趋势，没有标杆电价的约束，煤电的电价在与可再生能源的竞争中或许会降至更低。尽管作为传统能源，煤电的地位终究是会让位给清洁能源及可再生能源，但短时间这一定位还未有清晰的界定，据统计今年前五个月，我国有46GW煤电项目在建，除此之外至少还有48GW的煤电项目正处于新推进阶段。

还有，“新基建”掀起特高压的建设热潮，2020年全年特高压建设项目投资规模高达1811亿元，从进入配套电源项目的申报电价来看，这也将成为海上风电的一大劲敌。

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