2021年9月份以來，全球能源市場遭遇了一場罕見的價格飛漲，天然氣、煤炭、石油價格進入快速上升通道。IPE天然氣、動力煤價格突破200美元/噸；石油價格突破80美元/桶，創下近兩年來新高。

而這些基礎能源產品價格的暴漲，也直接導致了電力價格飛速攀升。有數據表明，截至9月份，英國電價較2020年同期已暴漲7倍，德國電價也較同期上漲了6倍。

國內方面，隨著煤炭價格的飛漲以及能耗雙控等措施的落實，東北地區及中部、東部地區，先后有廣東、江蘇、浙江、福建、山東等多個省份發布了限電政策，有地區甚至無奈對居民用電進行了部分拉閘限制。

縱觀全球五次能源危機，傳統能源價格的易操控性及其帶來的廣泛影響，都警示中國要重視能源安全問題。在碳達峰、碳中和的“3060”目標下，新能源產業正在經歷發展的黃金期。截至2020年底，我國光伏發電裝機容量25343萬千瓦，風電裝機達到28153萬千瓦，風光合計占我國總裝機容量的約24%，發電量占比約為9.5%左右。

由于我國陸上風光資源多集中于西部、北部等地區，加之其資源稟賦的特點，很難真正意義上解決東部沿海地區的用電問題。隨著歐洲地區海上風電技術的日趨成熟，以及海上風電優越性的逐步顯現，我國也開始逐步加碼海上風電建設，著力解決東部用電難問題。

一、我國海上風電資源狀況及發展現狀

我國海岸線長達1.8萬公里，海上風能儲量約為7.5億千瓦，開發前景廣闊。根據海上風能資源普查成果，5-50米水深、70米高度的海上風電可開發資源約5億千瓦（水電約6.6億千瓦）。與陸上相比，海上風速高15%-40%，年運行小時數達4000以上（2020年我國風電平均利用小時數僅為2097小時），能多發50%-70%的電能。

十三五期間我國海上風電發展提速明顯，2015-2020年，年均增長速度達到60%，累計裝機容量從2015年的1GW提升到2020年的10GW，并網裝機容量達到9GW，超額完成十三五規劃目標。

2021年以來，隨著海上風電國補取消的截止日期臨近，我國海上風電再次迎來一波搶裝潮，截止2021年6月，我國海上風電新增裝機2.14GW，同比增長101%，裝機總量已經超過英國成為全球第一。

一方面是海上風電建設的如火如荼，另一方面，搶裝潮的背后仍是海上風電尚未“斷奶”的殘酷現狀，居高不下的成本和尚不成熟的技術與運營體系，正在制約著我國海上風電建設的健康發展。

二、我國海上風電的成本構成

海上風電的成本主要由建設和運維兩部分組成，在度電成本的占比約為60%、40%，其中建設成本主要由風電機組、塔筒、基礎施工、電纜等組成。我國主要海上風電建設地區的建設成本構成如下：

作為海上風電建設成本的主要構成，風電機組、電纜等費用占比超過50%，基礎建設等根據海床條件不同也在20%左右，綜合造價在14000元以上。（國信證券2020年7月研報數據）。

歐洲國家海上風電起步早，發展成熟。近幾年隨著相關產業的快速發展和技術的不斷進步，其單千瓦平均造價由2016年的約28000元下降至2019年的約18000元，降幅超過35%。度電成本的下降使得過去五年歐洲海上風電的上網電價下降明顯。英國海上風電的招標電價已經下降至0.35元/千瓦，德國也已經實現零補貼。

同期，根據彭博新能源財經數據，2019年我國海上風電項目平均度電成本約為0.614元/千瓦時，距離同期火電標桿電價0.358-0.444元/千瓦時還有較大差距。要擺脫補貼，實現海上風電的平價上網，中國需要從建造和運維等多個角度來努力。

三、海上風電平價路徑

01、降低設備成本

隨著2021年國補退出日期臨近，海上風電搶裝潮進一步提升了海上風電相關產業的發展，倒逼設備廠家降價。近日，浙江680MW海風項目開標，其中中廣核象山開標均價4440元/kW，華潤蒼南開標均價4562元/kW（含塔筒），較2020年的采購均價7000元/kW降幅約達40-50%。按照此價格估算總體造價將降為12000元/千瓦左右，若按此估算價格，則基本可以實現平價上網。

02、技術革新，降低遠海海上風電建設成本

歐洲作為海上風電技術最為成熟的地區，近些年正在大力發展浮動式海上風電技術，進一步解決深海、遠海區域的海上風電問題，釋放巨量的海上風能儲量。

推廣浮動風電渦輪將同時降低目前傳統固定式風電的安裝、運營和報廢的成本和風險。因為渦輪將被安裝在浮體結構上，海平面以下的操作會很少，安裝和后期維護的風險會大大降低。大部分的報廢工作將會在陸地上進行，降低了成本、風險和對環境的影響。相信隨著技術的積累，浮動式海上風電技術將會成為解決海上風電成本過高的一個有效途徑。

在2021年7月13日，我國首臺抗臺風型漂浮式風電機組已經在廣東陽江海域成功安裝。該風電機組的成功安裝，標志著我國漂浮式海上風機安裝取得零的突破，為未來深遠海風電規模化開發奠定了良好基礎。

03、利用數字技術，提高運維效率，降低運維成本

對于海上風電來說，后期運營維護費用占到成本的一半以上，遠遠超過機組設備成本。降低運維成本是降低海上風電成本的關鍵。由于海上風電設備遠離陸地，運轉、損耗等運維風險成為最大挑戰。

由于我國在海上風電的發展時間尚短，在技術的積累，特別是運維方面的經驗與英、德等歐洲國家相比還有很大差距。在去補貼和降本的壓力下，海上風電必須盡快實現從從被動式運維到主動預防式運維的轉變。這就需要積極學習先進經驗，利用數字化和遠程運維技術，將風電運維與大數據、云計算、邊緣計算、機器學習等新技術更深度地融合，搭建智能化風電的基礎設施，真正驅動行業降本增效。

這方面行業也在積極研發、試驗。10月12日，國家電投江蘇濱海南H3海上風電項目首臺風機順利并網，這標志著國內首個數字化、智慧化海上風力發電場已進入投運階段。這也為我國海上風電運維的智能化之路邁出了堅實的一步。

04、提高單機發電量

在成本一定的情況下，提高發電量也會有效的降低單位成本。從這個角度入手，可以通過安裝更大功率機組以及提高有效發電時長來改善。

安裝更大功率機組正在成為海上風電發展的趨勢，2020年歐洲新裝機組平均功率已經達到了8.2MW，而2014年平均功率僅為4MW左右。

作為對比，2019年我國新裝機組平均功率僅為4.2MW。但近年來我國新增裝機機組的平均功率正在逐步提高，且未來隨著我國風電設備技術快速發展，功率的提升仍將繼續。2020年我國首臺10MW海上風電機組實現并網；2021年10月，北京風能展上，東方電氣發布了13MW海上風力發電機組。

大功率海上風電機組的投入應用可大幅降低基礎、征海、安裝、海纜及后期運維成本，促進海上風電度電成本降低，有利于減少風電場用海面積，提高海洋利用率。

提高有效發電時長主要通過提高運維效率進一步提高容量系數（實際發電量與額定發電量的比值）來實現。德國等歐洲國家海上風電容量系數均在35%以上，德國、丹麥甚至達到45%以上，而同期我國只有約30%左右，還有巨大的提升空間。

四、結語

10月22日，習近平總書記在山東東營考察時，提出要確保電力供應穩定，強調能源飯碗必須端在自己手里。在當下全球愈演愈烈的這場能源危機下，習總書記的講話無疑對下一步我國能源產業發展提出了更高要求。

作為對傳統能源結構的有效補充，實現碳達峰、碳中和的有效舉措，風光發電，特別是海上風電，對緩解我國東南沿海地區的用電緊張局面有著十分重要的戰略意義。實現平價上網也是海上風電產業能夠健康發展的必由之路。