国际能源署IEA风能研究组针对2017和2018年投入使用的主要国家的海上风电场进行了技术总结，包括丹麦、德国、爱尔兰、荷兰、欧盟和美国，旨在反映2017年和2018年投入使用的海上风电项目的LCOE(平准化度电成本)。

　　2018年10月，IEA公布了其研究结果，研究结果表明，海上风电行业的技术正在迅速变化，2017年已确定投资即将投产（2020年以后投产）的项目与2017年投入使用的场地存在大不相同。这种成本降低可归功于几个主要创新领域的进展，包括10兆瓦+涡轮机的使用、先进的运行和维护策略以及市场成熟度，从而使更长寿命的资产具有更高的功率输出和更低的风险投资。

　　虽然预计单个项目条件会在特定国家内推动成本的显着变化，但已逐一应用具有代表性国家特定的假设来捕捉个别对场地特征的LCOE的影响（例如，风速，水深和距离岸上），技术选择（例如，涡轮机额定值，基础类型和阵列电缆类型）和监管环境（例如，资本成本，税收，社会化发展和/或传输成本，以及其他监管费用）。

　　以LCOE为130欧元/兆瓦时作为中心基准参考，不同国家LCOE的相对变化如下图所示：

　　通过对不同国家海上风电项目的总结分析，得出如下结论：

　　对于所考虑的国家，金融和监管环境比实际站点特征具有更大的影响。

　　大多数站点使用的涡轮机额定值高于4兆瓦（MW）基线站点（荷兰除外），显示该区域内新技术的快速发展。涡轮机额定值对基础，电缆以及运行和维护成本具有很大的二次影响。

　　在所选的全球地点中，平均水深大致相似。日本和丹麦的地点特别浅，但从长远来看，日本预计高达80％的开发将在水深超过50米的地方。

　　在本研究范围内，由于出口电缆的额外成本，到电缆登陆的距离对LCOE的影响大于对港口的距离。对于一些频繁恶劣天气条件的站点，可能会对可靠性产生较大影响，但这不适用于本报告中建模的站点。

　　平均风速对功率输出和LCOE有显着影响。特别是日本，由于平均风速较低（轮毂高度为每秒8.7米），与基准站点（轮毂高度每秒9.9米）相比，LCOE增加。

　　日本的初始阶段开发具有73兆瓦的代表性现场容量，在低风电场容量合并时，以“每兆瓦”为基础，其成本突然增加。这种成本的增加被减少到岸边的距离所抵消，为此，安装四条低容量出口电缆直接到岸上具有更多的经济意义。

　　仅根据现场条件，日本站点的LCOE最高。尽管有吸引力的债务利率将加权平均资本成本降低至6％，从而降低LCOE，但它仍然是LCOE最高的网站。由于债务利率高于其他国家，美国网站的LCOE增加，这与选择使用较低的债务比率相吻合。对于本应在2017年和2018年投入使用的项目，美国的公司税率也高于研究中的其他国家。

　　LCOE利差扩大，特别是在考虑当地立法的情况下，丹麦，德国和荷兰的社会化发展和输电资本支出从开发商的范围中消除了21％-24％的资本支出。在考虑当地金融体制后，第二低加权平均资本成本（6.0％），降低的开发成本和社会化传播的结合将德国的LCOE降至第二低。

　　从长远来看，人们期望开能够在更加艰难的环境中寻找更高的风速 、更深的水、距离海岸更远的距离等等 - 并且浮动的风力涡轮机可以在未来10年在商业上准备好迎接这些挑战。