落地四年之后，海上風電標桿電價政策即將成為歷史。5月24日，國家能源局下發《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》(以下簡稱“通知”)，2019年起，新增核準的集中式陸上風電和海上風電應通過競爭方式配置和確定上網電價。從補貼激勵到競爭配置，競價政策將會重新塑造海上風電產業鏈。在6月14日舉辦的208海上風電領袖峰會上，諸多業內人士圍繞競價政策表達了他們的觀點與判斷。

競價政策影響幾何

根據通知，尚未核準以及未確定投資主體的海上風電項目將通過競爭方式確定上網電價。彭博新能源高級分析師周憶憶在2018年海上風電領袖峰會上表示，全國目前有1000萬千瓦仍符合標桿電價政策的儲備項目，其中有200萬千瓦部分完工項目，500萬千瓦融資完成/已開工項目，280萬千瓦核準項目。周憶憶認為，這1000萬千瓦儲備容量為全面進入競價政策階段提供了相當長時間的緩沖期。根據eo記者統計，廣東目前仍有185萬千瓦近海淺水區項目尚未核準及確定投資主體，這些項目受新政的影響最大。

對于競價政策能夠多大程度地降低海上風電上網電價，部分整機制造商持樂觀態度。金風科技副總工程師兼 海上業務單元副總經理趙詳認為，如果行業集中度夠高，有信心將上網電價做到0.5元/千瓦時以內。遠景能源海上產品線總經理謝德奎透露，如果按照0.85元/千瓦時的標桿電價，江蘇、福建、廣東的部分項目能夠實現20%的收益率。

可以參考的是，歐洲通過競價機制已經實現了海上風電發電成本的逐年下降。

根據彭博分析，2020—2025年，歐洲海上風電競標價格將集中在40—75美元/MWh，約合0.25—0.48元/千瓦時。據周憶憶介紹，德國要在2024年完成部分零補貼項目，這顯示出歐洲開發商對降低海上風電價格非常有信心。

英國大使館氣候變化及能源處處長鄧書睿表示，英國通過競爭差價機制，持續降低了海上風電成本，英國海上 風電電價已經從2011年的142/MWh降到2022年的E575MWh(約為0.49元/千瓦時)。

競價政策事關海上風電項目的收益率，這是開發商最為關心的問題之一。同時競價政策的影響也會傳導至風電整機制造商。金風科技總工程師、海上風電業務單元總經理翟恩地在2018海上風電領袖峰會上表示，競價能夠倒逼風機成本下降，帶動技術進步。

在行業集中、競爭方面，整機制造商的觀點也不盡相同。翟恩地認為，競價可以促進市場集中，如果每年海上風電只有200萬300萬千瓦規模，制造成本是很高的，只有競價倒逼市場，產業才能更集中。趙祥也表示，整機制造商、施工方、開發商要形成一個團隊集中開發，項目開發規模最少100萬千瓦。

不過謝德奎則表達了短期內不樂觀的態度。他認為目前行業內競爭不充分，機組的運行經驗不足，業主的選擇余地不多。且供應鏈不充分，葉片產能有限。

有業內人士告訴co記者，目前風機的產能整體能夠滿足市場需求，最主要的瓶頸在于葉片、單葉片吊具等，目前國內只有三家150米以上的葉片供應商，產能很難滿足廣東、福建、浙江海域的規劃量。

在海上風機制造領域，上海電氣依托成熟的西門子技術一家獨大，2017年市場占有率超過50%，其次是金風、遠景、中船重工，市場占有率分別為18%、17%、9%。