2022年7月，国际可再生能源署（IRENA）发布了《2021年可再生能源发电成本》（Renewable Power Generation Costs in 2021）报告。在“海上风电”一节中，以图文形式介绍了2010―2021年全球海上风电平准化度电成本，以及与其相关的建设成本、发电能力、运维成本发展趋势。以下内容节选自该报告。
建设成本
海上风电的发展前景是显而易见的。在过去的几年中，全球海上风电已经开始通过规模化释放自身的发展潜力。2010―2020年，全球海上风电项目的平均装机容量从136MW提高至304MW，增加了124%。2021年，全球海上风电项目的平均装机容量为262MW。2020年后，已有部分项目的单体容量超过了1GW。
2000年，全球海上风电项目的平均建设成本约为2685美元/千瓦（约合人民币19332元/千瓦）。但随着项目开发进入深远海，平均建设成本大幅提高，至2008年达到5712美元/千瓦。
诸多因素抬高了2006年后数年海上风电项目的建设成本，包括：
（1）走向更深、更远的海域，提高了物流、基础、安装成本；
（2）项目的规模和复杂性不断增加，使得调研与办理许可手续等前期工作的成本相应增加；
（3）彼时的海上风电产业处于起步阶段，缺乏专业安装船，导致建设效率较低。此外，供应链尚未得到优化，缺乏规模化运作，缺少市场竞争；
（4）当时大宗商品价格上涨，直接影响到设备材料与运输成本。
图1 2000—2021年欧洲、中国与其他地区海上风电平均离岸距离和平均水深变化
部分导致成本上升的因素，如机组和电缆供应瓶颈及物流问题都是阶段性的。因此，此后全球海上风电平均建设成本呈下降之势，2011―2021年下降了49%，2021年投产项目的平均建设成本为2858美元/千瓦。
影响这一趋势的主要因素包括较低的大宗商品价格、稳定的政府政策和支持计划、改进的机组设计、设计制造的标准化、物流的改善（特别是海上大型机组专业安装船），以及欧洲项目的规模效应。然而，由于同陆上风电和光伏发电相比，海上风电市场不够成熟，建设成本仍不稳定。
上述市场波动，还受到海上风电项目现场的客观条件、当地市场成熟度和供应链规模的影响。每年全球市场的装机分布略有不同，进一步加大了波动的幅度。比如2021年，中国主导了全球海上风电市场发展，因此，全球海上风电项目平均建设成本很大程度上受到了低成本的中国市场的影响??包括较低设备和劳动力价格，以及近海及潮间带项目占比较高等。
对建设成本影响最显著的其他因素，还包括输电线路成本。通常，输电线路是由国家、地方电网企业或者开发商投资建设的。
图2 2000—2021年全球海上风电项目平均建设成本走势
因此，要想更深入地了解成本构成的演变，逐个分析各国建设成本发展趋势很重要。
2010―2020年，比利时的海上风电项目平均建设成本从6334美元/千瓦降至3545美元/千瓦，降幅居全球第一，达44%。
2010―2021年，中国是全球海上风电累计装机容量最大的国家之一，平均建设成本从4638美元/千瓦降至2857美元/千瓦，降幅为38%。在中国，电网资产由公共电网企业建设运营，减少了项目的建设投入。
丹麦的情况与之相似，因此，其2021年的海上风电项目平均建设成本为2289美元/千瓦。
英国是2021年海上风电新增装机容量第二大的国家，项目平均建设成本为3057美元/千瓦。
海上风电项目的吊装与基础平均成本更高，使得其与陆上风电项目的成本构成不同。
风电机组（含塔架）通常占总建设成本的33%~43%，但吊装、基础、输电等同样很重要，在建设成本中占相当大的份额。其中，吊装成本占建设成本的8%~19%，而应急/其他成本占10%~14%，输电线路建设成本占8%~24%，基础建设成本占14%~22%。项目规划、管理等其他行政费用，占总建设成本的2%~7%。
各国政策与项目特点的不同，可以用来解释成本分解的差异。例如，在中国、丹麦和荷兰，开发商不承担输电线路建设费用（除了连接机组的部分）。
吊装成本是建设成本中的一个重要组成部分，涵盖了海上运输、操作和安装基础与机组的全部费用，项目现场与港口的距离则是另一个重要的成本因素。然而，随着大型专业安装船的增加，以及经验的积累与机组的大型化，项目吊装施工周期被缩短。2010―2015年，每个项目平均需要2年或更长时间来完成全部吊装施工作业，到2020年已缩短至不到18个月。
为了更好地解释上述趋势，并考虑项目规模存在的差异，比项目整体吊装周期更好的衡量标准是各个项目的年度平均吊装量。自2018年以来，从欧洲的相关数据中可以发现一个明显趋势，即项目年度平均吊装量由2010年的100MW提升至2015年的200MW，2020年更是达到200~300MW。尤其是自2016年起，这一数据常超过300MW。
发电能力
海上风电项目的容量因数差异极大，这是由现场气象条件、技术应用和点位设计方式不同造成的。优化项目运维策略，也是影响项目全生命周期容量因数的决定性因素。
图3 2000—2021年全球海上风电项目平均容量因数走势
2010―2021年全球投产的海上风电项目平均容量因数从38%增至39%。2021年，新投产项目的容量因数介于30%~46%。自2017年达到最高峰后，全球海上风电项目的平均容量因数有所降低，这主要是受到中国的影响。中国海上风电项目往往位于近海或潮间带，风能资源条件比远海差。此外，2021年投运的中国海上风电项目，尚未大量采用欧洲地区所用的那种大型且先进的机组。
2010―2021年，欧洲投运的海上风电项目平均容量因数从39%提高到48%。相比之下，中国于2021年投运的海上风电项目平均容量因数为37%。
容量因数的持续提高得益于机组的大型化。这些机型的扫风面积更大，轮毂更高，能够获得更多电力。
图4 2000—2021年中国、欧洲与其他地区海上风电单机容量、项目容量和全球平均项目容量走势
2010―2021年，全球海上风电机组的风轮直径和轮毂高度增长趋势明显，平均风轮直径从112m提高到160m，增幅为43%；轮毂高度从83m提高到105m，增幅为27%。由于风轮直径比轮毂高度、单机容量增长得更快，机组的单位扫风面积功率（W/m2）逐渐下降，这在欧洲地区表现得尤为明显。这对容量因数的变化趋势产生了重要影响，因为在其他条件相同的情况下，较低的单位扫风面积功率会推高容量因数。且随着制造商将项目运行经验运用于新机型的设计中，机组停机时间越来越少。同时，通过改进数据收集和分析方式，优化运维管理以减少非计划性维修的经验已经得到应用。此外，在开发阶段对风能资源的深入分析，可以实现精准的宏观选址与微观选址。
2010―2021年，英国是海上风电项目平均容量因数提升最多的国家，达到33%。在容量因数普遍提高的背景下，德国却成为一个例外，这是由于该国在2010年已经达到相对较高的水平，并且其在波罗的海投运的项目比重越来越大，该海域平均风速比北海低。荷兰的情况与之相似。
欧洲的数据显示，过去十年中技术进步对提高海上风电项目容量因数的贡献明显，这一趋势还将在未来几年持续下去。
2010―2020年，全球新投运海上风电项目的平均容量因数提高了约8%，而这些项目的风能资源质量仅提高了2%。
运维成本
海上风电项目的单位千瓦运维成本高于陆上风电，这主要是由于对机组或电缆进行现场维护的成本更高。后者在很大程度上受天气条件、人员和船只的专业水平影响。然而，考虑到海上风电具有更高的容量因数，运维成本会被摊销，意味着其通常占二十国集团（G20）国家海上风电项目平准化度电成本的16%~25%。
得益于容量因数的提高和运维服务市场竞争的加剧，全球海上风电项目的度电运维成本一直处于下降之中。
2018年，全球海上风电项目运维成本介于70~129美元/千瓦/年，运维成本较低的主要是欧洲和中国，且通常是离岸距离较近的项目。运维成本范围覆盖面广，主要取决于当地的运维能力、海上风电项目集群的协同效应，以及业主签署的质保合同。随着行业的发展，运维市场出现了越来越多的竞争者，产生出第三方运维服务商、整机商服务部门、业主自运维等各类合作方式，以减少成本。
除了运维经验与市场竞争外，规模效应同样显著降低了运维成本。如开发商?rsted在全球范围内建设与运营着9.9GW海上风电项目，2015―2018年将运维成本从118美元/千瓦/年降到67美元/千瓦/年，幅度达到43%。
根据过去5年的项目信息分析，欧洲和中国等成熟市场的运维成本较低，介于0.017~0.030美元/千瓦时；韩国等一些尚未建立完善运维供应链体系的欠成熟市场，运维成本更高。
平准化度电成本
近年来，随着开发经验的积累、市场竞争的加剧、技术的进步、供应链的完善及政策的支持，海上风电越来越具有竞争力。
2010―2021年，全球海上风电平准化度电成本从0.188美元/千瓦时下降到0.075美元/千瓦时，降幅达60%。从2007年的峰值到2021年，全球海上风电平准化度电成本已经下降了65%。
图5 2000—2021年全球海上风电项目平准化度电成本走势
2021年，丹麦投产项目的平准化度电成本最低，为0.041美元/千瓦时；英国的平准化度电成本居次席，为0.054美元/千瓦时。2010―2021年，英国平准化度电成本下降幅度最大，达到了74%；丹麦居第二，为62%。
丹麦是第一个实现海上风电商业化开发的国家，于1991年投运了Vindeby项目。因此，丹麦的低平准化度电成本部分得益于丰富的开发经验。同时，其项目的水深更浅，离岸距离更短，相比一些邻国的客观条件更好。此外，丹麦风电项目至陆地的输电线路不由开发商负责投建。
2010―2020年，比利时海上风电的平准化度电成本降低了63%。值得注意的是，该国在2010年时的平准化度电成本是最高的，达0.226美元/千瓦时。
