2019年5月21日,《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》正式发布，标志着中国风电产业正式进入平价时代。
通知还进一步明确了海上风电电价及相关要求。按照要求，海上风电标杆电价改为指导价，并作为该资源区内新核准项目通过竞争方式确定上网电价的上限。
在新政策刺激下，陆上风电率先掀起了新一轮 “抢装潮”。而海上风电面临着国补即将退出，地方补贴未定的现状，短期内实现平价甚至更低价的压力巨大。
距平价1-3毛：
平均造价仍需降3000-4000元/kW
近两年，我国海上风电加速度发展。据GWEC最新发布的《2030年全球海上风电报告》数据显示，2019年，中国的海上风电新增装机达到创纪录的2.4GW，连续两年位居全球第一。
同时，从执行效果来看，我国的竞争配置政策也取得了一定成绩。2019年8月，在中国首个海上风电竞价项目——上海奉贤海上风电项目中，上海电力和上海绿能组成的联合体以0.7388元/kWh的电价中标，相比当年的指导价(0.8元/kWh)下降7.65%。
2019年中国海上风电项目竞争配置电价
业内普遍认为，未来短时期期内海上风电要想平价有很大难度，尤其是2021年后国家补贴也将退出。那么目前海上风电距平价到底有多远?成本还需要降低多少?日前，在“2020中国新能源高峰论坛”的海上风电分论坛上，华东勘测设计研院有限公司新能源工程院院长戚海峰给出了答案。
沿海各地海上风电造价及分项工程投资
他表示，根据将近40余个开发条件较好的已建和在建海上风电项目测算，从辽宁到广东，覆盖1800多座风电机组，去除抢装潮的因素，目前各省距离平价大约是1-3毛的差距，根据当地资源和平价标杆的不同有所差异。按发电量提升10%，以现有的造价水平&反推的造价可以看出，目前还有3000-4000元/kW成本降低的压力。
风机成本在整个投资成本中占比约45%，所以必须要降低30%左右，现场测风塔减少约50%，海洋水文观测布点减少约50%...此外，海上风电的规划布局必须要集中连片规模化开发，分摊送出海缆、升压站、设备费用、测风塔等投资成本。
经济性考量：
近海资源饱和，走向深远海
截至2020年6月底，各地符合规划内核准海上风电总容量3500万千瓦以上，并网容量699万千瓦。展望“十四五”，有研究规划数据预测，2025年，我国海上风电装机将达3000万千瓦，“十四五”新增2400万千瓦。
然而，规划内项目大多已有投资主体或做好前期工作，近海资源趋近饱和，可用于后续核准建设的项目已所剩不多。剩下的或多受海事和环保等限制，或单体规模较小，不具备开发经济性。
对标国际，我国海上风电产业的集群开发还有待增强。在此次论坛上，水电水利规划设计总院新能源部主任赵太平在主题演讲中，提出了国家级海上风电大基地的定义及规划范围。海上风电规模化发展是降本增效的重要途径，有利于降低设备成本、提高施工效率降低施工成本、摊薄送出海缆与海域使用费、发挥大数据/智慧化集中运维技术手段降成本等。
“‘十四五’期间，我国海上风电发展前期正处在过渡期，还不具备平价条件，这种情况下应该推进海上风电大基地前期一批示范项目的建设，以此来带动海上风电经济开发，同时也可以打造发展海上风电产业链。”他表示，“我们对基地的初步定义是，规模至少要达到500万千瓦以上，规模过小不利于整体开发，同时，还要具备几个统一，统一规划、统一前期工作、统一输出、统一运维，集中连片开发。示范项目可以在大基地之内选择一些具有示范意义的工程，这个规模可以在一两百万千瓦。通过规模化的发展，带动区域产业链的形成，助力2025年底实现平价;同时，还要推动海上风电综合运用。”
从全球发展趋势来看，海上风电单体规模不断增加，同时深远海风电可开发潜力巨大，这也是我国未来海上风电的着眼点。据悉，2019年欧洲最大1218MW海上风电场全部并网，在建海上风电离岸最远已超过100公里，最深漂浮式风电场水深达220米，竞价已成为海上风电成本降低非常重要的措施，电价低至0.35元/kWh。
