有测算显示
，目前含税海上风电成本不低于0.84元/千瓦时
。这意味着当前0.85元/千瓦时的近海风电项目含税上网电价，仅能给开发企业提供基本收益
，如果竞价后带来电价继续下探，企业必须要提前谋划应对策略。

“大容量机组的应用是推低度电成本关键因素
。”彭博新能源财经高级分析师周忆忆说，目前欧洲的机组单机容量在6至8兆瓦级别，而中国目前的机组容量普遍在3至5兆瓦，而且机组升级的速度要比欧洲更慢，这是影响成本降低的一个瓶颈
。

金风科技股份有限公司总工程师翟恩地表示，与陆上风电比，海上风电的建设成本高出很多
，采取更大容量的机组

，其建设成本（包括全场设备吊装成本
、全场基础造价）以及后面的运维成本等都明显低于小容量的机组。同时
，我国受到渔业养殖、通航、军事等因素影响
，海域面积受限
，这也要求上马更大容量的机组
。

近海项目的水深和离岸距离同样是影响海上风电度电价格下降主要因素，虽然远距离的海上风电项目前期建设成本和后期的运维成本比较高，但是增加的发电量足以覆盖这部分投资。

此外，项目开发机制的不同也会对成本带来较大影响
。比如，由于开发机制不同
，荷兰和丹麦的海上风电招标价格远远低于英国。周忆忆说，英国主要使用的是开发商为主导的机制，但是荷兰和丹麦使用是集中式开发机制。集中式开发机制是通过政府主导前期的项目的开发，包括风能测量、选址、海底电缆铺设等，都是由政府主导完成
，这导致开发商负责部分的造价和风险得以大大降低。中国也可以尝试采取这种机制。

据彭博新能源财经预测，当一个市场累计装机到300至400万千瓦时，可实现从新兴市场到成熟市场的切换。预计中国在2018至2019年可实现这一目标
，海上风电度电成本将快速下降

。

上篇：

下篇：