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風速差異、開工時間、規模效應等因素導致目前中國海上風電價格遠高于英國。但與歷年來英國風電中標價格進行比較，可以發現，目前中國海上風電價格處在比較合理的成本區間；同時，根據彭博新能源預測，中英海上風電上網價格未來的下降幅度與絕對價格水平也基本相當。
9月20日，英國第三輪差價合約（CfD，Contract for Difference）海上風電競標結束，挪威公司Equinor和SSE拔得頭籌，拍下Dogger Bank三座各1200MW海上風電，總計3600MW，其中標價格再次創歷史新低，為39.65英鎊/MWh（相當于0.348元/kWh）， 比2017年9月第二輪CfD競標價格（57.5英鎊/ MWh）下降31%。
對比8月28日公示中標結果的上海市杭州灣北部海域奉賢200MW海上風電項目，其項目中標上網電價為0.7388元/kWh，是本輪英國CfD項目中標電價的 2.1倍。為何中英海上風電會有如此大的價格差異？究其具體原因，主要有以下幾點：
風速差異。風資源對海上風電上網價格的影響至關重要，歐洲一般選擇從風力資源最好的場址開始開發，逐步過渡到風力資源較差的區域，這樣有利于技術成熟和成本的快速下降。國內海上風電開發則選擇了建設條件相對簡單，較少臺風影響，但風資源相對一般的江蘇和上海地區起步。英國本次的Dogger bank是遠海項目，離岸距離125至290公里，面積約8660平方公里，水深范圍為18米至63米，平均風速10m/s以上，風力資源遠優于上海奉賢項目的7.2m/s。
開工時間差。國內海上風電項目從獲得海域使用權到項目投產發電一般周期為三年，而英國本輪項目并網時間是2023-2024年，其項目中標報價包含對未來成本下降的預期。上海奉賢作為國內首個海上風電競價項目，五家申報單位報價為0.65元/kWh至0.76元/kWh，中標價格為0.7388元/kWh。就目前的政策環境看來，這個價格預期是基于2021-2022年建成的電價，若將此價格與歷年來英國風電中標價格進行比較，可以發現目前國內的海上風電價格在比較合理的成本區間內。在未來海上風電項目上網電價方面，根據彭博新能源預測，中英海上風電上網價格未來下降幅度與絕對價格水平也基本相當。
規模效應。與英國相比，國內海上風電項目普遍偏小。本輪英國中標的單個項目規模為1200 MW，是上海奉賢項目的6倍。規模的擴大使得開發商在供應鏈上的議價能力大大加強，從而帶來采購上的規模經濟，進一步促進了成本的下降。
關于英國海上風電低價中標討論的另一個熱點在于CfD政策對于海上風電價格的影響。部分研究認為CfD政策在降低英國海上風電電價中發揮了關鍵性作用， 但是根據目前我們的分析，CfD在直接推動成本下降方面作用有限。CfD作為一種交易價格的波動性補貼機制，其作用主要是為了對沖電力市場中因實時電價波動而帶來的投資風險，保障發電商獲得穩定的價格和預期收益。盡管不是價格下降的直接原因，但是CfD和其他的可再生能源政策一樣，對于引導市場合理預期，降低項目風險溢價，增強投資者信心方面有著重要意義。
但值得注意的是，在本輪英國海上風電招標中，國內企業也參與了競標，但是遺憾失之交臂。這意味著，盡管不是特別顯著，但國內海上風電的發展相比國際最佳實踐仍存在一定差距：
國內海上風電項目并非完全的價格驅動。與歐洲海上風電以競標價格決勝不同，國內目前競爭性配置文件中要求價格因素不低于40%，各省執行中則普遍直接執行40%比重。這一比重過低，而且在實際操作中更低的申報電價無法顯著區分申報開發商的評分差距，影響開發商進一步追求降低成本的意愿。
海上風電項目開發與地方產業捆綁。國內開發商普遍需要契合地方政府支持本地裝備制造業的發展訴求，配套投資當地裝備制造業或者采購當地企業生產的風機。現行國家可再生能源發展基金分配機制下，“項目資源”與“地方產業”之間的“強鏈接”使得地方政府在加速推進海上風電成本下降方面的動力不足，資源、技術和供應鏈錯配，甚至一定程度上提高了項目開發成本，不利于價格下降和產業鏈成熟。
開發時序與項目設計問題。項目規模設計：歐洲新增項目一般是1000MW以上，而國內項目普遍小于歐洲項目，規模經濟的缺乏使得國內風電項目成本下降潛力大幅縮水。項目開發選址：目前國內海上風電開發已從早期的灘涂、淺水區域向近海區域發展 ，離岸距離普遍在20-50公里左右。而歐洲海上風電的發展趨勢則已逐漸向遠海轉移，高壓直流輸電技術的持續進步也促進了這一發展趨勢。由于遠海的風速較高，其帶來的經濟效益的提升遠大于投資成本的增加。
項目開發和建設運行中的問題。一方面，國內海上風電行業透明度不高，海上風電場建設和后期運行情況缺乏公開數據分享機制，阻礙了國內海上風電運維成本的快速下降。 另一方面，目前國內項目開發流程還有進一步優化設計的空間。（陶冶系中國宏觀經濟研究院能源研究所可再生能源發展中心副主任，Erik Kjaer系丹麥能源署資深能源顧問）
圖1 ：中國海上風力資源
圖2：英國海上風力資源
9月20日，英國第三輪差價合約（CfD，Contract for Difference）海上風電競標結束，挪威公司Equinor和SSE拔得頭籌，拍下Dogger Bank三座各1200MW海上風電，總計3600MW，其中標價格再次創歷史新低，為39.65英鎊/MWh（相當于0.348元/kWh）， 比2017年9月第二輪CfD競標價格（57.5英鎊/ MWh）下降31%。
對比8月28日公示中標結果的上海市杭州灣北部海域奉賢200MW海上風電項目，其項目中標上網電價為0.7388元/kWh，是本輪英國CfD項目中標電價的 2.1倍。為何中英海上風電會有如此大的價格差異？究其具體原因，主要有以下幾點：
風速差異。風資源對海上風電上網價格的影響至關重要，歐洲一般選擇從風力資源最好的場址開始開發，逐步過渡到風力資源較差的區域，這樣有利于技術成熟和成本的快速下降。國內海上風電開發則選擇了建設條件相對簡單，較少臺風影響，但風資源相對一般的江蘇和上海地區起步。英國本次的Dogger bank是遠海項目，離岸距離125至290公里，面積約8660平方公里，水深范圍為18米至63米，平均風速10m/s以上，風力資源遠優于上海奉賢項目的7.2m/s。
開工時間差。國內海上風電項目從獲得海域使用權到項目投產發電一般周期為三年，而英國本輪項目并網時間是2023-2024年，其項目中標報價包含對未來成本下降的預期。上海奉賢作為國內首個海上風電競價項目，五家申報單位報價為0.65元/kWh至0.76元/kWh，中標價格為0.7388元/kWh。就目前的政策環境看來，這個價格預期是基于2021-2022年建成的電價，若將此價格與歷年來英國風電中標價格進行比較，可以發現目前國內的海上風電價格在比較合理的成本區間內。在未來海上風電項目上網電價方面，根據彭博新能源預測，中英海上風電上網價格未來下降幅度與絕對價格水平也基本相當。
規模效應。與英國相比，國內海上風電項目普遍偏小。本輪英國中標的單個項目規模為1200 MW，是上海奉賢項目的6倍。規模的擴大使得開發商在供應鏈上的議價能力大大加強，從而帶來采購上的規模經濟，進一步促進了成本的下降。
關于英國海上風電低價中標討論的另一個熱點在于CfD政策對于海上風電價格的影響。部分研究認為CfD政策在降低英國海上風電電價中發揮了關鍵性作用， 但是根據目前我們的分析，CfD在直接推動成本下降方面作用有限。CfD作為一種交易價格的波動性補貼機制，其作用主要是為了對沖電力市場中因實時電價波動而帶來的投資風險，保障發電商獲得穩定的價格和預期收益。盡管不是價格下降的直接原因，但是CfD和其他的可再生能源政策一樣，對于引導市場合理預期，降低項目風險溢價，增強投資者信心方面有著重要意義。
但值得注意的是，在本輪英國海上風電招標中，國內企業也參與了競標，但是遺憾失之交臂。這意味著，盡管不是特別顯著，但國內海上風電的發展相比國際最佳實踐仍存在一定差距：
國內海上風電項目并非完全的價格驅動。與歐洲海上風電以競標價格決勝不同，國內目前競爭性配置文件中要求價格因素不低于40%，各省執行中則普遍直接執行40%比重。這一比重過低，而且在實際操作中更低的申報電價無法顯著區分申報開發商的評分差距，影響開發商進一步追求降低成本的意愿。
海上風電項目開發與地方產業捆綁。國內開發商普遍需要契合地方政府支持本地裝備制造業的發展訴求，配套投資當地裝備制造業或者采購當地企業生產的風機。現行國家可再生能源發展基金分配機制下，“項目資源”與“地方產業”之間的“強鏈接”使得地方政府在加速推進海上風電成本下降方面的動力不足，資源、技術和供應鏈錯配，甚至一定程度上提高了項目開發成本，不利于價格下降和產業鏈成熟。
開發時序與項目設計問題。項目規模設計：歐洲新增項目一般是1000MW以上，而國內項目普遍小于歐洲項目，規模經濟的缺乏使得國內風電項目成本下降潛力大幅縮水。項目開發選址：目前國內海上風電開發已從早期的灘涂、淺水區域向近海區域發展 ，離岸距離普遍在20-50公里左右。而歐洲海上風電的發展趨勢則已逐漸向遠海轉移，高壓直流輸電技術的持續進步也促進了這一發展趨勢。由于遠海的風速較高，其帶來的經濟效益的提升遠大于投資成本的增加。
項目開發和建設運行中的問題。一方面，國內海上風電行業透明度不高，海上風電場建設和后期運行情況缺乏公開數據分享機制，阻礙了國內海上風電運維成本的快速下降。 另一方面，目前國內項目開發流程還有進一步優化設計的空間。（陶冶系中國宏觀經濟研究院能源研究所可再生能源發展中心副主任，Erik Kjaer系丹麥能源署資深能源顧問）
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