据中国风能协会数据，2017年，中国海上风电取得突破进展，新增装机共319台，新增装机容量达到116万千瓦，同比增长97%；累计装机达到279万千瓦。随着海上电价政策的明确，建设成本的持续优化以及配套产业的日渐成熟，我国海上风电在“十三五” 期间迎来加速发展期，规划目标是到2020 年确保并网装机5GW以上，力争开工建设规模10GW以上。
中国海上风电经过一段时间的发展，已经初步形成海上风电场开发、设备制造、工程设计、施工及运行维护的全产业链，随着“十三五”期间大规模海上风电场的开发建设，中国海上风电投资成本将会有进一步的下降。
与陆地风电相比，海上风能资源丰富、风电场靠近能源负荷中心、海面可利用面积广阔，不存在土地占用等优势，因此海上风电开发利用受到越来越多国家的重视。我国海岸线漫长，海上资源十分丰富，发展海上风电是中国实现国家能源结构调整的有效保障。海上风电开发建设成本较高，降本增效将是整个海上风电良性发展的必然选择。
本文重点介绍中国海上风电成本构成、与陆上风电成本差异以及成本变化趋势，通过对设备购置费中风电机组、海缆、海上升压站，建安费用中施工、安装等费用的测算，明确海上风电成本控制的关键点
海上风电发展现状
自1991年全球第一座海上风电场Vindeby风电场项目在丹麦开始运行以来，欧洲海上风电发展已经走过了25余年，已经形成了从海上风电开发、装备制造、勘测设计、安装施工以及运行维护完整的产业链，据英国皇家财产局编制的《成本下降监测框架》（CRMF）显示，随着技术的进步，规模效应的显现，预计到2025年欧洲海上风电投资成本将在2015年的基础上下降35%－40%，海上风电逐步成为欧洲主要国家未来新能源开发的重点之一。
2010年6月8日，亚洲第一个海上风电项目，上海东海大桥风电项目的34台3MW海上风电机组调试完毕，全部并网投入运行。以“欧洲以外第一个海上风电场”为标志，中国风电迈开了向海上开发风电的步伐。
随着大规模的海上风电场的开发、建设、运行和维护，国内海上风电场设备制造、工程设计、施工及运行维护等水平均得到了较大提升，中国海上风电行业标准体系也将进一步的完善。
随着对海上风电更深的认识、大容量海上风电机组的国产化、批量化、施工设备以及安装工艺的提高，国内海上风电电价的下降压力，国内海上风电场建设成本必将会进一步下降。
海上风电成本构成
根据在全国各个沿海省份实际开展的项目，分析各个区域海上风电项目造价，总体上来说海上风电项目单位千瓦造价均比较高。（根据海上风电项目周期，本文成本分析主要考虑项目开发建设阶段投资费用）
海上风电场成本主要由以下几个部分构成：设备购置费、建安费用、其它费用、利息。各部分占总成本的比例不同，对总成本的影响也不尽相同。
1、设备购置费
现阶段设备购置费（不含集电线路海缆）约占工程成本的50%，对成本的影响较大。其中，风电机组及塔筒约占设备费用的85%，单位千瓦成本约7500～8500元/千瓦，对整体设备费用的影响较大；送出海缆约占设备费用的5%，单位千瓦成本约500元/千瓦；相关电气设备约占设备费用的10%，单位千瓦成本约1000元/千瓦。
2、建安费用
建安费用约占总成本的35%，单位千瓦成本约6000～7000元/kW。当前海上风电已竣工的风电场项目相对数量少、规模小，相应船机设备不成熟，施工队伍较为单一，施工经验不足，造成建设成本较高，加上海上施工条件复杂、施工难度大，施工所需的关键装备（如海上风电机组基础打桩、风电机组吊装等）专业可用的大型船机设备较少，船班费用高昂，相对陆上风电，海上风电的建安费用占总成本的比重大。
3、其它费用
其它费用包括项目用海用地费、项目建管费、生产准备费等，占总成本约10%，单位千瓦成本约1600～1900元/千瓦。
由于海洋资源的紧缺、人工工资提高、前期工作周期加长等原因，其它费用总体将略有上涨，特别是用海养殖补偿、海域生态修复等费用上涨较为明显；但随着海上风电开发数量的增加，项目开发建设经验的积累，业主对自身项目管理水平也将提升，将抵消部分这些上涨因数。即使其它费用下降10%，总成本下降不到1%，影响相对有限。
4、利息
利息与风电场建设周期及利率相关，占总成本约5%。随着海上风电施工技术的不断进步，特别是关键项目工期的缩短，利息将有一定程度的下降。至于利率，属政策性费用，主要在国家调节宏观经济时才变动。总体而言，利息对风电场成本的影响有较大不确定性。
海上风电项目建设过程与陆上风电成本差异
目前，海上风电成本基本是陆上风电成本的两倍。下文将从项目前期、项目建设期以及项目运行期的全生命周期进行海上和陆上风电成本比较。
项目前期：海上风电场的前期工作时间相对较长，需要协调的部门较多，主要包括海洋、海事等，需要取得的支持性文件多，海域、通航、海洋环评等。相比于陆上，项目前期工作费用较高。
项目建设期：相比于陆上风电场，海上风电项目建设中，设备费用和施工安装费用均有显著增加。设备费用中，海上风电机组千瓦价格约是陆上风电机组的2倍、海缆以及海上升压站等电气设备价格均比陆上风电场高出较多；施工安装费用中，由于海上施工条件差，施工难度高，风机基础、风机安装等费用远远超出陆上风电场费用。
项目运行期：海上风电场需要维护的设备主要包括风电机组设备、升压站设备及平台、海缆等。但海上风电场一般离岸距离较远，加上台风、风暴潮等天气引起的大浪等不利海况条件，可到达性较差，风电机组运行维护较困难，维护成本很高。
目前根据项目设备在寿命期可靠性逐渐下降的特点，修理费率分阶段考虑，一般建设期及质保期取固定资产价值的0.5%，并以（5～10）年为一个时间段，逐级提高修理费率至3.0%。根据欧洲海上风电场运行、维护经验，风电场运行维护工作量约为同等规模陆上风电场的2～4倍，运行维护工作量较大，难度较高。
海上陆上风电场对比分析说明如下：
前期工作
内容：协调部门多（海洋、海事、军事等）、支持性文件多（海域、通航、海洋环评等）
相比于陆上风电场特点：
工作周期长，协调难度大；
海域使用、养殖补偿以及资源保护修复等费用高（增长的趋势）。
说明：
时间成本不可控；常规30万海上项目，海洋生态修复费用约3000万；
涉及养殖的场址，渔业补偿费用十分高。
风电机组
内容：大容量海上风电机组，国内处于样机阶段，国外有成熟机型。
相比于陆上风电场特点：
海上风机所处环境恶劣，国内风机厂家没有多年运行经验，风险大；
可选风机较少。
说明：
国内海上风机单位千瓦造价约8000元，陆上约4000元，基本是2倍的关系：
国外进口机组单位千瓦造价超12000元
风机基础
内容：基础设计、现场施工难度很大。
相比于陆上风电场特点：
基础设计考虑的边界条件增多；
海上施工对船机设备、工程经验的要求高；
基础施工周期长。
说明：
单个海上风机基础造价达1300～2000万元不等；
陆上基础单个1、2百万的费用，海上基础造价增加较为明显。
风机安装
内容：需要专业码头、大型船机设备等来完成整个海上风机的安装。
相比于陆上风电场特点：
码头租赁费用高；
大型安装船机设备少，费用高；
安装环境恶劣，安装窗口期短。
说明：
码头租赁费用较高，几千万不等；
海上风机安装一台约450万元，陆上一台约30万元
海底电缆
内容：海上环境恶劣，对海缆的制作工艺、运输安装、后期维护等要求高。
相比于陆上风电场特点：
海缆厂家相比于陆缆厂家可选性少；
海缆施工难度较大，需要专业的敷缆单位来完成；
后期维护费用较高。
说明：
35kV海缆单公里费用在70～150万元（考虑不同截面），220kV海缆单公里费用在400万元；
陆缆单公里费用约25～70万元，电缆投资增加较多
海上升压站
内容：防腐要求高；要求设计更为紧凑，面积小。
相比于陆上风电场特点：
需要选择高可靠性，免维护的电气设备；
需要大型船机设备完成升压站基础以及电气设备安装，费用高。
说明：
海上升压站基础施工、安装费用约8000万元；
考虑到防腐、免维护等要求，海上升压站电气设备增加费用约1500万元。
运行维护
内容：
定期或者不定期对海上风机、升压平台的保养；
对故障需要检修、一些设备需要更换等。
相比于陆上风电场特点：
交通工具费用高，需要专业的运维船；
可达性差；
如遇大设备更换，船机设备租赁高。
说明：根据目前国内已建成的海上风电场运维情况来看，海上运维工作量是陆上的2～4倍，费用要超出陆上很多。
