風速差異、開工時間、規(guī)模效應(yīng)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(fā)現(xiàn)，目前中國海上風電價格處在比較合理的成本區(qū)間；同時，根據(jù)彭博新能源預測，中英海上風電上網(wǎng)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(jié)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(chuàng)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(jié)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(wǎng)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(wǎng)價格的影響至關(guān)重要，歐洲一般選擇從風力資源最好的場址開始開發(fā)，逐步過渡到風力資源較差的區(qū)域，這樣有利于技術(shù)成熟和成本的快速下降。國內(nèi)海上風電開發(fā)則選擇了建設(shè)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(qū)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(yōu)于上海奉賢項目的7.2m/s。

開工時間差。國內(nèi)海上風電項目從獲得海域使用權(quán)到項目投產(chǎn)發(fā)電一般周期為三年，而英國本輪項目并網(wǎng)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(nèi)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(huán)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(fā)現(xiàn)目前國內(nèi)的海上風電價格在比較合理的成本區(qū)間內(nèi)。在未來海上風電項目上網(wǎng)電價方面，根據(jù)彭博新能源預測，中英海上風電上網(wǎng)價格未來下降幅度與絕對價格水平也基本相當。

規(guī)模效應(yīng)。與英國相比，國內(nèi)海上風電項目普遍偏小。本輪英國中標的單個項目規(guī)模為1200 MW，是上海奉賢項目的6倍。規(guī)模的擴大使得開發(fā)商在供應(yīng)鏈上的議價能力大大加強，從而帶來采購上的規(guī)模經(jīng)濟，進一步促進了成本的下降。

關(guān)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(fā)揮了關(guān)鍵性作用， 但是根據(jù)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?qū)崟r電價波動而帶來的投資風險，保障發(fā)電商獲得穩(wěn)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(nèi)企業(yè)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(nèi)海上風電的發(fā)展相比國際最佳實踐仍存在一定差距：

國內(nèi)海上風電項目并非完全的價格驅(qū)動。與歐洲海上風電以競標價格決勝不同，國內(nèi)目前競爭性配置文件中要求價格因素不低于40%，各省執(zhí)行中則普遍直接執(zhí)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(qū)分申報開發(fā)商的評分差距，影響開發(fā)商進一步追求降低成本的意愿。

海上風電項目開發(fā)與地方產(chǎn)業(yè)捆綁。國內(nèi)開發(fā)商普遍需要契合地方政府支持本地裝備制造業(yè)的發(fā)展訴求，配套投資當?shù)匮b備制造業(yè)或者采購當?shù)仄髽I(yè)生產(chǎn)的風機。現(xiàn)行國家可再生能源發(fā)展基金分配機制下，“項目資源”與“地方產(chǎn)業(yè)”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(shù)和供應(yīng)鏈錯配，甚至一定程度上提高了項目開發(fā)成本，不利于價格下降和產(chǎn)業(yè)鏈成熟。

開發(fā)時序與項目設(shè)計問題。項目規(guī)模設(shè)計：歐洲新增項目一般是1000MW以上，而國內(nèi)項目普遍小于歐洲項目，規(guī)模經(jīng)濟的缺乏使得國內(nèi)風電項目成本下降潛力大幅縮水。項目開發(fā)選址：目前國內(nèi)海上風電開發(fā)已從早期的灘涂、淺水區(qū)域向近海區(qū)域發(fā)展 ，離岸距離普遍在20-50公里左右。而歐洲海上風電的發(fā)展趨勢則已逐漸向遠海轉(zhuǎn)移，高壓直流輸電技術(shù)的持續(xù)進步也促進了這一發(fā)展趨勢。由于遠海的風速較高，其帶來的經(jīng)濟效益的提升遠大于投資成本的增加。

項目開發(fā)和建設(shè)運行中的問題。一方面，國內(nèi)海上風電行業(yè)透明度不高，海上風電場建設(shè)和后期運行情況缺乏公開數(shù)據(jù)分享機制，阻礙了國內(nèi)海上風電運維成本的快速下降。 另一方面，目前國內(nèi)項目開發(fā)流程還有進一步優(yōu)化設(shè)計的空間。（陶冶系中國宏觀經(jīng)濟研究院能源研究所可再生能源發(fā)展中心副主任，Erik Kjaer系丹麥能源署資深能源顧問）