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。

成本

我國海上風電經過十多年的發展，在勘探設計、設備研發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的2019年，初始全投資成本僅為4550元/千瓦，在更具規模化優勢的“三北”地區這兩個數據更低。

因此，降低造價成為海上風電在未來是否具備競爭優勢的關鍵。這是一個系統工程，由于海上風電產業鏈較長，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，多個環節技術創新實現突破。”

但短期內在這么多環節實現技術突破，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，產業發展也無從談起，這對海上風電的打擊將不言而喻。

因此諸多行業人士不遺余力，在產業鏈環節尋求新的降本空間、推動有利政策的落地、探索更多的商業模式，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展。但缺點也顯而易見，發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的大幅度上浮或下跌，這對于產業的健康發展并非好事。

當下部分新能源已經成長到可以與傳統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，海上風電成長期還較短，產業鏈尚未成熟，一旦補貼驟然抽離，將使海上風電發展陷入停滯，但如果繼續無差別補貼，任由海上風電依靠補貼而大規模發展，一是有可能造成，海上風電“大而不強”的難以實現自主發展局面，另一方面也很可能重演“補貼拖欠”悲劇。

業界人士普遍認為，從產業發展規律和現狀看，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持續發展的需要。只有確保市場持續投資，維持相對大的市場規模，才能形成產業集群優勢，實現海上風電的規模化發展，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中的一環而已。

以目前這些地區電力供應缺口來看，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，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，而是希望項目開發的同時能夠帶動配套產業在當地的落地，這從當下多個新落地項目，以及各主機企業的總裝布局都可以看出，目前絕大數海上風電產業鏈都在圍繞著這些經濟發達的沿海省份建設。

但同時從區域來講，中國的光伏企業也主要分布在這些沿海省份，包括協鑫，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%的光伏企業都集中在江蘇和浙江這些地區，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，具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定。

這意味著，在未來市場化交易將持續增加，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陸上風電、光伏發展的瓶頸。

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年發布的報告統計，近十年，公用事業光伏裝機成本下降79%、全球光伏發電成本下降82%，2019年40%新建光伏機組發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”的優勢，中國光伏行業掌握了從多晶硅、硅片、電池片到組件的整個產業鏈，并且在全產業鏈所有環節取得“碾壓”優勢；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，在這些經濟發達沿海地區，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。地面電站也是發電企業投資的焦點，根據晶科科技招股書顯示，晶科科技光伏發電裝機主要集中在經濟發達地區。截至2019年年末，該公司在華東地區累計裝機規模分別達1.67GW，占該公司總裝機規模的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。

”前有狼，后有虎“，留給海上風電的時間真的不多了？關于海上風電的未來發展，還請各位讀者留下您的真實看法和評論，小編將帶著這些問題去問尋求專家的解讀與分析，為海上風電的可持續發展，我們將盡自己最大的努力去呼吁。