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图1 ：中国海上风力资源
图2：英国海上风力资源
9月20日，英国第三轮差价合约（CfD，Contract for Difference）海上风电竞标结束，挪威公司Equinor和SSE拔得头筹，拍下Dogger Bank三座各1200MW海上风电，总计3600MW，其中标价格再次创历史新低，为39.65英镑/MWh（相当于0.348元/kWh）， 比2017年9月第二轮CfD竞标价格（57.5英镑/ MWh）下降31%。
对比8月28日公示中标结果的上海市杭州湾北部海域奉贤200MW海上风电项目，其项目中标上网电价为0.7388元/kWh，是本轮英国CfD项目中标电价的 2.1倍。为何中英海上风电会有如此大的价格差异？究其具体原因，主要有以下几点：
风速差异。风资源对海上风电上网价格的影响至关重要，欧洲一般选择从风力资源最好的场址开始开发，逐步过渡到风力资源较差的区域，这样有利于技术成熟和成本的快速下降。国内海上风电开发则选择了建设条件相对简单，较少台风影响，但风资源相对一般的江苏和上海地区起步。英国本次的Dogger bank是远海项目，离岸距离125至290公里，面积约8660平方公里，水深范围为18米至63米，平均风速10m/s以上，风力资源远优于上海奉贤项目的7.2m/s。
开工时间差。国内海上风电项目从获得海域使用权到项目投产发电一般周期为三年，而英国本轮项目并网时间是2023-2024年，其项目中标报价包含对未来成本下降的预期。上海奉贤作为国内首个海上风电竞价项目，五家申报单位报价为0.65元/kWh至0.76元/kWh，中标价格为0.7388元/kWh。就目前的政策环境看来，这个价格预期是基于2021-2022年建成的电价，若将此价格与历年来英国风电中标价格进行比较，可以发现目前国内的海上风电价格在比较合理的成本区间内。在未来海上风电项目上网电价方面，根据彭博新能源预测，中英海上风电上网价格未来下降幅度与绝对价格水平也基本相当。
规模效应。与英国相比，国内海上风电项目普遍偏小。本轮英国中标的单个项目规模为1200 MW，是上海奉贤项目的6倍。规模的扩大使得开发商在供应链上的议价能力大大加强，从而带来采购上的规模经济，进一步促进了成本的下降。
关于英国海上风电低价中标讨论的另一个热点在于CfD政策对于海上风电价格的影响。部分研究认为CfD政策在降低英国海上风电电价中发挥了关键性作用， 但是根据目前我们的分析，CfD在直接推动成本下降方面作用有限。CfD作为一种交易价格的波动性补贴机制，其作用主要是为了对冲电力市场中因实时电价波动而带来的投资风险，保障发电商获得稳定的价格和预期收益。尽管不是价格下降的直接原因，但是CfD和其他的可再生能源政策一样，对于引导市场合理预期，降低项目风险溢价，增强投资者信心方面有着重要意义。
但值得注意的是，在本轮英国海上风电招标中，国内企业也参与了竞标，但是遗憾失之交臂。这意味着，尽管不是特别显著，但国内海上风电的发展相比国际最佳实践仍存在一定差距：
国内海上风电项目并非完全的价格驱动。与欧洲海上风电以竞标价格决胜不同，国内目前竞争性配置文件中要求价格因素不低于40%，各省执行中则普遍直接执行40%比重。这一比重过低，而且在实际操作中更低的申报电价无法显著区分申报开发商的评分差距，影响开发商进一步追求降低成本的意愿。
海上风电项目开发与地方产业捆绑。国内开发商普遍需要契合地方政府支持本地装备制造业的发展诉求，配套投资当地装备制造业或者采购当地企业生产的风机。现行国家可再生能源发展基金分配机制下，“项目资源”与“地方产业”之间的“强链接”使得地方政府在加速推进海上风电成本下降方面的动力不足，资源、技术和供应链错配，甚至一定程度上提高了项目开发成本，不利于价格下降和产业链成熟。
开发时序与项目设计问题。项目规模设计：欧洲新增项目一般是1000MW以上，而国内项目普遍小于欧洲项目，规模经济的缺乏使得国内风电项目成本下降潜力大幅缩水。项目开发选址：目前国内海上风电开发已从早期的滩涂、浅水区域向近海区域发展 ，离岸距离普遍在20-50公里左右。而欧洲海上风电的发展趋势则已逐渐向远海转移，高压直流输电技术的持续进步也促进了这一发展趋势。由于远海的风速较高，其带来的经济效益的提升远大于投资成本的增加。
项目开发和建设运行中的问题。一方面，国内海上风电行业透明度不高，海上风电场建设和后期运行情况缺乏公开数据分享机制，阻碍了国内海上风电运维成本的快速下降。 另一方面，目前国内项目开发流程还有进一步优化设计的空间。（陶冶系中国宏观经济研究院能源研究所可再生能源发展中心副主任，Erik Kjaer系丹麦能源署资深能源顾问）
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