平價時代，海上風電直面的考驗將更為殘酷。

無補貼的情況下，度電成本將成為電源側之間競爭的關鍵，尤其是煤電標桿電價取消后，經營性用電、發(fā)電，將不再計劃，全面由市場說了算。

這就意味著在所謂的平價時代，海上風電的所需達成的目標不僅僅是達到此前“煤電上網電價”，而是要與，目前已經具備平價能力的陸上風電、集中式光伏乃至特高壓傳輸而來的電源，以及更為廉價的分布式光伏來競爭。

顯然，步入純市場競爭階段，如何擺脫補貼依賴，實現單位造價成本逐步下降，成為當前海上風電面臨的最大挑戰(zhàn)。

成本

我國海上風電經過十多年的發(fā)展，在勘探設計、設備研發(fā)制造和工程建設運營經驗的逐步積累提升情況下，造價也在逐步下降，從2010年的單位千瓦造價在23700元/千瓦左右降至目前15700元/千瓦左右。

但較其他新能源造價而言仍舊較為高昂，當下海上風電即便是在海上風電產業(yè)鏈相對成熟的江蘇為例，建造成本也在14000元/千瓦左右，而在廣東和福建兩地的建造成本大約在17000元-18000元/千瓦。

而當前，已經具備平價能力的陸上風電建造成本大約為7000元-8000元/千瓦，同為新能源的地面光伏系統(tǒng)的2019年，初始全投資成本僅為4550元/千瓦，在更具規(guī)?；瘍?yōu)勢的“三北”地區(qū)這兩個數據更低。

因此，降低造價成為海上風電在未來是否具備競爭優(yōu)勢的關鍵。這是一個系統(tǒng)工程，由于海上風電產業(yè)鏈較長，需要上下游各方參與者共同探索新的施工與合作模式，降低整體成本和風險。

新疆金風科技股份有限公司總工程師翟恩地指出：“這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、設計院和整機商協(xié)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等，多個環(huán)節(jié)技術創(chuàng)新實現突破。”

但短期內在這么多環(huán)節(jié)實現技術突破，顯然絕非易事。更何況平價大潮已至，如果無法在平價下實現盈利，海上風電無疑失去經濟性，開發(fā)商和投資商可能不會啟動更多海上風電項目，已核準的海上風電項目也將很可能擱置。沒有項目支撐，產業(yè)發(fā)展也無從談起，這對海上風電的打擊將不言而喻。

因此諸多行業(yè)人士不遺余力，在產業(yè)鏈環(huán)節(jié)尋求新的降本空間、推動有利政策的落地、探索更多的商業(yè)模式，而這其中首當其沖的便是呼吁地方政府接力補貼，給海上風電以緩沖期。

補貼

過去，由于技術的限制，風電、光伏等新能源設備的成本遠高于傳統(tǒng)能源，在經濟效益上處于弱勢低位。因此國家一直緊篡著指揮棒，用政策和補貼扶持著新能源的的發(fā)展。但缺點也顯而易見，發(fā)展過程過度依賴于政策補貼，政策一旦出現波動就極容易造成產業(yè)的大幅度上浮或下跌，這對于產業(yè)的健康發(fā)展并非好事。

當下部分新能源已經成長到可以與傳統(tǒng)能源一較高下的程度，不再補貼也就意味著國家將指揮權，全部交給了市場。而與傳統(tǒng)能源以及具備平價能力的陸上風電、集中式光伏等新能源，在同一市場上競爭，顯然目前海上風電還不具備這樣的實力。

畢竟相較于其他新能源產業(yè)，海上風電成長期還較短，產業(yè)鏈尚未成熟，一旦補貼驟然抽離，將使海上風電發(fā)展陷入停滯，但如果繼續(xù)無差別補貼，任由海上風電依靠補貼而大規(guī)模發(fā)展，一是有可能造成，海上風電“大而不強”的難以實現自主發(fā)展局面，另一方面也很可能重演“補貼拖欠”悲劇。

業(yè)界人士普遍認為，從產業(yè)發(fā)展規(guī)律和現狀看，國內海上風電真正能夠實現零補貼，要在2025年之后。而且每年的新增并網裝機至少保持300萬千瓦，才能基本滿足海上風電產業(yè)持續(xù)發(fā)展的需要。只有確保市場持續(xù)投資，維持相對大的市場規(guī)模，才能形成產業(yè)集群優(yōu)勢，實現海上風電的規(guī)?；l(fā)展，驅動平價的實現。

因此就當下而言，由地方政府接力海上風電補貼無疑是最佳的解決方案，既給到了海上風電窗口期，地方政府也能收獲到海上風電項目帶動的產業(yè)投資和稅收。

乍一看確實是一個“雙贏”的局面，但真正能夠“說服”地方政府接手，讓地方政府真金白金得往外掏錢也并非易事。畢竟海上風電所需補貼強度仍然最高，約0.3-0.4元/千瓦時，幾乎占其電價的一半。即便是按照0.2元/千瓦時來補貼，按照目前每個省的裝機規(guī)模來看，一年也在十幾億左右。

畢竟，目前國內在建特高壓、超超臨界火力發(fā)電機組、以及同為新能源序列的太陽能光伏，都將焦點聚焦在這些占全社會用電量的53%的沿海負荷中心，而海上風電也只是當地電力系統(tǒng)中的一環(huán)而已。

以目前這些地區(qū)電力供應缺口來看，這些新推進的項目體量基本可以滿足。即便電力需求增速維持在較高水平，基于未來承載過高比例可再生能源的電力系統(tǒng)，為海上風電留下的空間或許也極有可能達不到預期。

另外，當下地方政府已經很難看中風電項目本身產生的GDP，而是希望項目開發(fā)的同時能夠帶動配套產業(yè)在當地的落地，這從當下多個新落地項目，以及各主機企業(yè)的總裝布局都可以看出，目前絕大數海上風電產業(yè)鏈都在圍繞著這些經濟發(fā)達的沿海省份建設。

但同時從區(qū)域來講，中國的光伏企業(yè)也主要分布在這些沿海省份，包括協(xié)鑫，天合，晶科，蘇民，中來，阿特斯，潤陽，尚德，東方日升，中利騰輝，基本上80%的光伏企業(yè)都集中在江蘇和浙江這些地區(qū)，手心手背都是肉，這就使地方政府在期間很難取舍。

競爭

當然，這一切的前提是2025年海上風電能夠實現平價上網，即便如此擺在海上風電面前的前景仍然不很樂觀。

長期以來，煤電脫硫標桿電價一直是海上風電等新能源電價對標的重要參考。但目前現行的上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，具體電價由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協(xié)商或競價確定。

這意味著，在未來市場化交易將持續(xù)增加，而目前，風電在市場化交易下的平均電價通常低于標桿電價，這就意味著海上風電電價降低到所謂的標桿電價還不是終點。

另外據行業(yè)某設計院專家透漏：“現在部分陸上風電項目能夠實現與煤電的競價，電網公司因為種種考慮不愿意購買。即便現在也有一些政策鼓勵電網接收風電、光電，電網公司主動接納風電、光伏的動力仍是不夠積極。加之電網項目核準滯后于新能源項目，消納問題成為制約部分地區(qū)陸上風電、光伏發(fā)展的瓶頸。

困擾陸上風電，同樣也是困擾海上風電的難題。這就意味著在市場化交易為主的系統(tǒng)中，海上風電將處于弱勢低位。

其次就是海上風電在新能源體系中也不占據優(yōu)勢，還面臨最為強勁的競爭對手——光伏。

根據國際可再生能源機構（IRENA）2020年發(fā)布的報告統(tǒng)計，近十年，公用事業(yè)光伏裝機成本下降79%、全球光伏發(fā)電成本下降82%，2019年40%新建光伏機組發(fā)電成本低于同期建設的火電機組。而近十年來，海上風電的成本下降在20%左右。

在中國，光伏還有一個風電至今“望塵莫及”的優(yōu)勢，中國光伏行業(yè)掌握了從多晶硅、硅片、電池片到組件的整個產業(yè)鏈，并且在全產業(yè)鏈所有環(huán)節(jié)取得“碾壓”優(yōu)勢；原料、市場擺脫“兩頭在外”，在國際市場占據著主導地位。而2019年我國出口風電機組僅600MW，海上風電部分原材料、零部件對外依存度較高。一旦海外市場波動，必然對國內市場產生影響，這在今年新冠疫情期間表現得極為明顯。

另外，在這些經濟發(fā)達沿海地區(qū)，分布式光伏漸成主流，浙江、山東、江蘇的累計裝機容量位居全國前三。地面電站也是發(fā)電企業(yè)投資的焦點，根據晶科科技招股書顯示，晶科科技光伏發(fā)電裝機主要集中在經濟發(fā)達地區(qū)。截至2019年年末，該公司在華東地區(qū)累計裝機規(guī)模分別達1.67GW，占該公司總裝機規(guī)模的56.5%。

同為可再生能源，光伏在政策傾向性方面并不弱于風電，盡管風電在利用小時數上占據優(yōu)勢，但也并非主導性因素，因此未來兩者的競爭只能是從經濟優(yōu)勢的方面，海上風電供應鏈要基本實現國產化，度電成本與光伏相當才能在雙方競爭中占據主導。

另外，在傳統(tǒng)能源領域，作為煤電最主要成本的煤炭價格近年來一直呈現走跌趨勢，沒有標桿電價的約束，煤電的電價在與可再生能源的競爭中或許會降至更低。盡管作為傳統(tǒng)能源，煤電的地位終究是會讓位給清潔能源及可再生能源，但短時間這一定位還未有清晰的界定，據統(tǒng)計今年前五個月，我國有46GW煤電項目在建，除此之外至少還有48GW的煤電項目正處于新推進階段。

還有，“新基建”掀起特高壓的建設熱潮，2020年全年特高壓建設項目投資規(guī)模高達1811億元，從進入配套電源項目的申報電價來看，這也將成為海上風電的一大勁敵。

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