可持续专栏 | 海上风电冷暖：中美为何两重天？

高企的成本、不断上升的利率和供应链中断，在2024年起始就给了雄心勃勃开发美国海上风电计划的拜登政府当头棒喝。

然而就在石油公司取消向纽约州交付一项海上风电项目的同时，中国清洁能源市场却“海风”正暖。与去年前三季度的缓慢节奏不同，去年第四季度至今，不仅多个场址启动了海上风电前期工作，海风招标景气也显著回升，2024年被多家券商预判为“海风项目交付大年”。

据中金公司预计，2024年中国风电新增装机量有望实现70-80吉瓦，相比基本保持平稳的陆上风电，海上风电预计同比大增80%。

海上风力资源较陆上丰富，且风向较为稳定，使得海上风力发电较陆上风力发电在同样时间内能提供更多的电力，所以也被国际市场广泛认为是碳中和目标下能源转型的关键技术路径之一。

那么为何中美“海风”呈现出冷暖两重天的图景呢？

美国的受挫

总部位于挪威的能源公司Equinor和英国能源巨头BP在1月初宣布终止与纽约州能源研究与发展局(NYSERDA)就Empire Wind 2达成的协议，该项目是美国最大的海上风电项目之一，预计装机容量为近1.3吉瓦。

根据两家公司的一份声明，终止协议的决定是在“经济环境发生变化”之后做出的，通货膨胀和利率上升，以及供应链中断，导致国家海上风电可再生能源证书（OREC）无法实施。

华尔街见闻注意到，Equinor和BP最初于2021年初被选中签订Empire Wind 2 合同，这是美国海上风电市场迄今为止最大的合同的一部分。Empire Wind 2最初预计于2028年开始商业运营，最近点位于长岛近海约14英里处。

这仅仅是美国海上风电行业一系列挫折中的最新一起，全球最大的海上风电开发商Orsted也宣布停止开发新泽西海上风电项目Ocean Wind 1和2，由于成本上升和供应链延误，特别是船舶短缺，集团称减值可能达到56亿美元。据路透社统计，总共至少有十个东海岸项目试图重新谈判承购价格，合同取消和更广泛的项目不确定性对美国海上风电的希望造成了早期打击。

其他终止海上风电购买协议（PPA）的开发商包括 Iberdrola子公司Avangrid以及石油集团壳牌和Ocean Winds之间的财团（葡萄牙EDP Renewables和法国 Engie的合资企业）。

Avangrid取消了其804兆瓦帕克城项目和康涅狄格州1.2吉瓦联邦风电项目的协议，而壳牌和Ocean Winds则终止了其马萨诸塞州1.2吉瓦南海岸风电项目的购电协议。

但是在帮助拜登政府和包括纽约州在内的几个州实现电网去碳化和应对气候变化的目标方面，海上风电产业承载着重要作用。纽约州制定了到2030年70%的电力由可再生能源提供的强制性目标，以及到2040年实现电力部门零排放的目标。拜登政府则设定了2030年在海上部署30吉瓦的发电能力。

成本差异

美国“海风”受挫的本质在于成本的大幅上涨。不可预测的事件包括由疫情和俄乌冲突引发的历史性通货膨胀，对新兴的海上风电行业造成了严重的打击。就在几个项目准备与供应商签订合同之际，大幅抬高了风力发电阵列的建造成本。

GlobalData旗下Energy Monitor发布的一项分析发现，过去两年风力涡轮机的成本增加了38%。

更糟糕的是，美国的供应链尚未准备好应对突然大规模的建设热潮，尚未达到制造海上风塔、叶片和转子，或建造和运营海上安装所需船舶的临界规模。

据美国本能风能供应链深入评估发现，美国风电供应链在海上风电方面尚处于萌芽阶段，在陆上风电方面已成熟，但美国在关键风机零部件方面的竞争力正在下降，这对海上风电的供应链形成了巨大压力。

而在中国，情况却恰好相反。

某发电集团造价中心一位业内人士告诉华尔街见闻，中国海上风电行业发展经历了研究示范、政策扶持、电价退坡３个阶段，自2019年国家部委发文明确所有新增海上风电资源开发权全部通过竞争性配置方式获得以来，在激烈的市场竞争环境下，国内海上风电项目开发成本迅速下降，部分区域项目已基本实现平价上网目标。

“从发电企业角度，海上风电工程全生命周期成本是指从规划、设计、建造、运营直到退役所花费的所有成本，主要包括建设成本、运维成本、财务成本、退役成本等。全生命周期单位千瓦成本、平准化度电成本是衡量风电场全生命周期成本两个关键指标。”上述人士表示。

清华大学碳中和研究院研究报告发现，自2006年以来，中国陆上风电项目的平均平准化度电成本（Levelized Cost of Energy，LCOE）下降了70%，海上风电自2010至2021年下降了56%，风电LCOE下降最主要的贡献来自技术进步带来的发电效率的提升。

从海上风电机组价格变化趋势来看，海上风电成本在2017-2020年期间保持相对稳定，约为 6800-6500元/千瓦；到2021年下降至3500元/千瓦，到2022年下降至3300元/千瓦左右，整体海上风电机组降幅为 50.6%。

据国际可再生能源署（IRENA）成本数据库中的数据，自2006年以来中国陆上风电项目的平均LCOE下降了70%，海上风电自2010至2022年下降了64%。

清华大学碳中和研究院分析还称，2021年中国陆上风电初始投资成本在5000-6500元/千瓦，均较2020年大幅下降，风电初始投资成本延续下降态势。其中，陆上风电项目风电机组成本（含塔筒）占比最大，为49%，建安工程费占比26%，接网成本占比14%，其他费用占比11%。而对海上风电来说，在风电电价下调以及大容量海上风电机组的国产化、批量化、施工设备及安装工艺水平的提高的驱动下，2021年我国海上风电初始投资成本约为11500-15500元/千瓦，延续下降态势。

海上风电投资主要包括机组成本、建安工程费、送出工程和其他费用，其中风电机组（含塔筒）占总投资 43%，建安工程费、送出工程和其他费用分别占比为26%、21%和10%。

因海上开发难度较大，不同海域开发条件不同，故在不同海域的海上风电投资成本差异较大：截止2021年，江苏及以北海域的海上III类风区风电场单位千瓦投资下降至13500元/千瓦；上海、浙江以及粤西的海上S类风区风电场单位千瓦投资下降至14500 元/千瓦；福建以及粤东的海上I类风区单位千瓦投资下降至15500元/千瓦。

目前海上风电已经成为全球能源转型及全球经济体发展的重要战略新型产业，2021年中国占全球新增海上风电市场的80%。

根据中国可再生能源学会风能专业委员会评估预测，到2025年海上风电项目平均造价为 10000-11000元/千瓦，到2035年平均造价为 8500-9500元/千瓦，到2060年，项目平均造价将下降到7500-7800元/千瓦。根据海上风电项目平均单位千瓦造价情况，测算出未来海上风电项目到2025年的LCOE 约达 0.34- 0.38 元/千瓦时；到2035 年达到0.21-0.23元/千瓦时；到2050年，LCOE 达到 0.20-0.21元/千瓦时；到2060年，LCOE达到 0.19-0.20元/千瓦时。

2021年，受国家补贴政策调整等因素的影响，中国海上风电新增装机容量达到16.9吉瓦，2021年底累计装机容量为 26.4吉瓦，规模跃居全球第一。

技术瓶颈

装机的国产化也让中国供应链压力相对较小。在单机容量上，海上风电平均从2012 年的2.8兆瓦增至2022年7.4兆瓦。根据清华方面的评估，海上风机容量为18兆瓦级别以上，6兆瓦及以上单机容量成为主流机型，中国自主研制已下线的16兆瓦海上风电机组处于全球领先地位。

在海上风电机组零部件环节，大型轻量化叶片需研发量产，轴承的国产化、变流器、齿轮箱和铸件等产品的研发和批量化生产亟待加强。在国内整机方面，金风科技、中国海装陆续下线16兆瓦、18兆瓦风电机组，国内整机厂商研发技术基本与海外厂商技术持平，甚至赶超国际技术。

最新行业数据显示，目前中国已经成为全球最大风电装备制造基地，产量占全球的2/3以上，2022年，全球前十大风电整机设备商中，中国企业占据六席。

全球风能理事会战略总监赵锋曾对媒体表示，到2026年，除了中国之外，全球大部分地区都可能出现产业链供应链瓶颈。在陆上风电领域，中国、印度等国家的产能虽相对充足，但欧洲产能实际上无法满足本土需求，如果出现贸易战、地缘冲突以及贸易壁垒，就可能导致全球产能流动暂停，到2026年欧洲就可能出现产能短缺。

而海上风电供应链情况更为严峻，目前仅有中国产能仍有富余，欧洲、北美、以及拉美等地区都可能出现供应紧张。

不过，清华上述报告也指出，目前近海与深远海风电技术发展并不同步，其中，近海风电技术已经具备成本竞争性，而深远海风电技术初步进入市场，却不具备成本优势，仍需要国家政策的支持。

此外，仍有一些技术瓶颈有待解决，风能产业链部分环节对国外依赖度比较高，主要包括风资源分析、风电机组整机设计仿真等工程仿真软件，关键轴承、变流器、控制器中的关键电子器件，碳纤维、巴沙木、润滑剂等关键材料等。

海上风电产业链结构与陆上风电相似，大致可分为上游的原材料生产与零部件制造，中游的整机与相关海缆建设以及下游的风电运营商三个环节。但由于海上风电的开发运营前期投入高、项目周期长，开发商主要由大型电力央企主导。整机厂商行业集中度不断提升，关键零部件国产化能力不断提升，国内外水平逐步缩小。

但未来海上风电将逐步向深远海发展，这将对风电机组的研发、制造、安装运维、相关装备制造等环节提出更高的要求。