高昂的成本、不斷上公升的利率和供應鏈中斷讓雄心勃勃地計畫開發美國海上風電的拜登搶占了先機。
然而，在石油公司取消向紐約州交付海上風電專案的同時，中國的清潔能源市場正在公升溫。 與去年前三季度的慢節奏不同，去年四季度以來，不僅不少站點啟動了海上風電的前期工作，海風招標熱潮也大幅反彈，2024年被多家券商預測為“海風專案交付大年”。
據中金公司預測，2024年我國風電新增裝機容量有望達到70-80GW，海上風電有望同比增長80%，陸上風電基本保持穩定。
海上風電資源比陸上更豐富，風向更穩定，使得海上風力發電同時比陸上風力發電更多，因此也被國際市場廣泛視為碳中和目標下能源轉型的關鍵技術路徑之一。
那麼，為什麼中美兩國的“海風”呈現出一幅冷暖天的畫面呢？
總部位於挪威的能源公司Equinor和英國能源巨頭BP於1月初宣布終止與紐約州能源研究與發展局（NYSERDA）就Empire Wind 2達成的協議，這是美國最大的海上風電專案之一，估計裝機容量接近1美元3 吉瓦。
根據兩家公司的乙份宣告，終止協議的決定是在“經濟環境發生變化”、通貨膨脹和利率上公升以及**鏈中斷之後做出的，這使得海上風電無法實施國家可再生能源證書（OREC）。
Wall Street Insights指出，Equinor和BP最初於2021年初被選中簽署Empire Wind 2合同，這是迄今為止美國海上風電市場最大的合同的一部分。 Empire Wind 2 最初預計將於 2028 年開始商業運營，最近的地點位於長島近海約 14 英里處。
這只是美國海上風電行業一系列挫折中的最新一次，全球最大的海上風電開發商Orsted也宣布停止開發紐澤西州的海上風電專案Ocean Wind 1和2，該集團表示，由於成本上公升和連鎖延遲，減值可能達到56億美元。 特別是船隻短缺。據路透社報道，總共至少有十幾個東海岸專案試圖重新談判承購**，合同取消和更廣泛的專案不確定性對美國海上風電的希望造成了早期打擊。
其他終止海上風電購買協議（PPA）的開發商包括Iberdrola子公司**Angrid，以及石油集團殼牌和Ocean Winds（葡萄牙EDP Renewables和法國ENGIE的合資企業）之間的財團。
*Angrid取消了其804兆瓦的帕克城專案和康乃狄克州12吉瓦的聯邦風電專案協議，而殼牌和海洋風力終止了其麻薩諸塞州1GW南海岸風電專案的2PPA。
但海上風電行業在幫助拜登**和包括紐約在內的幾個州實現電網脫碳和應對氣候變化的目標方面發揮著重要作用。 紐約州設定了乙個強制性目標，即到2030年70%的電力來自可再生能源，並設定了到2040年實現電力部門零排放的目標。 拜登**設定了到 2030 年海上發電能力達到 30 吉瓦的目標。
美國“海風”受挫的本質在於巨大的成本**。 不良事件包括由大流行引發的歷史性通貨膨脹和俄羅斯入侵烏克蘭，這對新生的海上風電行業造成了嚴重打擊。 就在幾個專案準備與**供應商簽訂合同時，風電陣列的建設成本也大幅提高。
GlobalData旗下Energy Monitor發布的一項分析發現，在過去兩年中，風力渦輪機的成本增加了38%。
更糟糕的是，美國連鎖店還沒有為突然的大規模建設熱潮做好準備，還沒有達到製造海上風塔、葉片和轉子的臨界規模，也沒有達到建造和運營海上設施所需的船舶的臨界規模。
根據對美國本能風電鏈的深入評估，美國風電鏈在海上風電方面仍處於起步階段，在陸上風電方面已經成熟，但美國在風電機組關鍵部件上的競爭力正在下降，這給海上風電鏈帶來了巨大壓力。
在中國，情況正好相反。
自2019年國家部委發文明確新增海上風電資源開發權全部通過競爭性配置獲得以來，國內海上風電專案開發成本在激烈的市場競爭環境中迅速下降，部分區域專案基本實現了平價上網目標。
從發電企業來看，海上風電專案全生命週期成本是指從規劃、設計、施工、執行除錯等各個方面花費的所有成本，主要包括建設成本、運維成本、財務成本、退役成本等。 全生命週期每千瓦單位成本和電力平準化成本是衡量風電場全生命週期成本的兩個關鍵指標。 上述人士表示。
清華大學碳中和研究院的乙份研究報告發現，自2006年以來，中國陸上風電專案的平均平準化度電成本（LCOE）下降了70%，海上風電從2010年到2021年下降了56%。
從海上風電機組變化趨勢來看，2017-2020年海上風電成本保持相對穩定，約為6800-6500元千瓦; 到2021年，它將下降到3,500元千瓦，到2022年，它將下降到3,300元左右千瓦，整個海上風電機組將下降506%。
根據國際可再生能源署（IRENA）成本資料庫的資料，自2006年以來，中國陸上風電專案的平均度電成本下降了70%，從2010年到2022年，海上風電下降了64%。
清華大學碳中和研究院分析稱，2021年我國陸上風電初始投資成本為5000-6500元千瓦，較2020年大幅下降，風電初始投資成本將繼續下降。 其中，陸上風電專案中風電機組（含塔架）成本佔比最大，佔49%，建設安裝工程成本佔26%，併網成本佔14%，其他費用佔11%。 海上風電方面，受風電價格下調和大容量海上風電機組國產化配套，以及施工裝置和安裝技術提公升的推動下，2021年我國海上風電初始投資成本約為11500-15500元千瓦，持續下降。
海上風電投資主要包括單位成本、建設安裝工程成本、輸電工程等費用，其中風電機組（含鐵塔）佔總投資的43%，建設安裝工程費用、輸電工程等費用分別佔%和10%。
由於海上開發難度大，不同海域開發條件不同，不同海域海上風電投資成本差異較大：截至2021年，江蘇及北海地區海上III類風區風電場單位千瓦投資已降至13500元千瓦; 在上海、浙江、粵西地區，海上S型風電場每千瓦投資降至1.45萬元千瓦; 福建、粵東海上I.風區每千瓦投資降至15500元千瓦。
目前，海上風電已成為全球能源轉型和全球經濟發展的重要戰略性新產業，2021年中國佔全球海上風電新增市場的80%。
根據中國可再生能源學會風能專業委員會**評估，到2025年海上風電專案平均成本為10000-11000元千瓦，到2035年為8500-9500元千瓦，到2060年為7500-7800元千瓦。 根據海上風電專案平均單位千瓦成本，預計到2025年，未來海上風電專案的度電成本將達到0左右34- 0.38元千瓦時; 0. 到 2035 年21-0.23元千瓦時; 到 2050 年，LCOE 將達到 020-0.21元千瓦時; 到 2060 年，LCOe 將達到 019-0.20元千瓦時。
2021年，受國家補貼政策調整等因素影響，我國海上風電新增裝機容量達到16臺9GW，2021年底累計裝機容量26臺4吉瓦，世界上最大的。
裝機容量的本地化也使得中國第一產業鏈的壓力相對較小。 從機組容量來看，海上風電平均為28 MW 至 74兆瓦。 據清華大學測評，海上風電機組容量在18兆瓦以上，單台6兆瓦及以上風機容量成為主流模式，我國自主研發的16兆瓦海上風電機組已下線，處於全球領先地位。
在海上風電機組零部件領域，需要開發和量產大型輕量化葉片，亟待加強軸承、變流器、齒輪箱和鑄件等產品的國產化。 國產風機方面，金風科技、中國海莊先後下線16MW和18MW風電機組裝配線，國內整機廠商的研發技術與海外廠商基本持平，甚至趕上國際技術。
根據最新的行業資料，中國已成為全球最大的風電裝置製造基地，佔全球產量的2-3%以上，2022年，中國企業將佔據全球十大風電裝置製造商中的六家。
全球風能理事會戰略總監趙峰曾告訴**，到2026年，除中國外，全球大部分地區可能都存在產業鏈瓶頸。 在陸上風電領域，雖然中國、印度等國家的產能相對充足，但歐洲產能實際無法滿足當地需求，如果出現戰爭、地緣政治衝突和壁壘，可能導致全球產能流動暫停，到2026年歐洲可能出現產能短缺。
海上風電產業鏈的形勢更加嚴峻，只有中國產能仍然過剩，歐洲、北美、拉美等地區可能緊張。
不過，清華大學上述報告也指出，目前海上風電和深海風電技術的發展並不同步，其中，海上風電技術已經具有成本競爭力，而深海風電技術已初步進入市場，但並不具備成本優勢，仍需國家政策的支援。
此外，還有一些技術瓶頸有待解決，風能產業鏈的一些環節相對依賴國外，主要包括風力資源分析、風電機組設計等工程軟體，關鍵電子器件中的關鍵軸承、變頻器、控制器、碳纖維、輕木、潤滑油等關鍵材料。
海上風電產業鏈的結構與陸上風電相似，大致可分為三個環節：上游原材料生產及零部件製造、中游機及相關海纜建設、下游風電運營商。 但由於海上風電開發運營前期投入高，專案周期長，開發商以大型電力中心企業為主。 整機廠家行業集中度不斷提高，關鍵零部件國產化能力不斷提高，國內外水平逐步下降。
但未來海上風電將逐步向深海發展，這將對風電機組的研發、製造、安裝、運維以及相關裝置製造提出更高的要求。
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