海上风电“抢装”情非得已，平价之路道阻且长

　　在国内能源价格政策调整的影响下，风电“抢装”从陆上走向海洋。

　　

　　我国海上风能资源主要位于东部沿海地区，以广东、江苏、福建、辽宁为主要省份。由于海上风电投资门槛高，项目开发主体以中广核、三峡新能源、华能、国家电投、国家能源集团等中央企业为主。

　　

　　在电价“指挥棒”的左右下，海上风电自2020年开始便进入“抢装”状态。按照政策要求，2018年底前核准的海上风电在2021年12月31日前并网，才可以获得0.85元/千瓦时的核准电价。对于投资企业而言，“抢装”是不得已而为之，政策调整的本意是推进海上风电加速去补贴进程，但对行业平稳发展形成较大扰动——推高工程造价、加剧施工资源紧张、透支产业需求、埋下质量隐患。

　　

　　不完全统计，2018年底之前国内核准、核准公示的海上风电40GW左右，当前在建海上风电12GW左右，预计能赶上并网末班车项目规模只有10GW左右。

 

　　

　　补贴退坡、电价下调、平价上网是推动海上风电的“抢装”的核心因素。

　　

　　2019年5月21日，国家发改委公布《关于完善风电上网电价政策的通知》，2019、2020年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8、0.75元，项目实际电价不得高于上述指导价。

　　

　　2018年底前已核准的海上风电项目，在2021年底前全部机组完成并网的执行核准时的上网电价，2022年及以后全部机组完成并网的执行并网年份的指导价。2020年1月财政部、国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），文件提出，新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

　　

　　海上风电是资金密集型行业，项目收益对电价敏感度极高。在工程造价无法大幅下降的前提下，抢到高电价意味着拿到了“金钥匙”。

　　

　　领航智库的调研显示，海上风电的“抢装”与陆上相比有过之而无不及。多家新能源投资企业也明确2021年海上风电并网装机规模，仅华能一家并网计划就超过2019年全行业新增并网规模。

　　

　　国内海上风电经过近十年发展，2020年新增并网装机306万千瓦，创下一个小高峰。按照当前新能源投资企业的开工建设节奏，2021年新增并网海上风电装机预计在550-600万千瓦之间，累计装机将达1500万千瓦左右。

　　

　　海上风电“抢装”对产业链的扰动效应愈加明显。一是推高工程造价，降低项目投资收益率，二是项目工期紧张，施工质量和工程建设风险增加，三是给海上风机制造交付、海缆敷设施工、海上升压站建设等带来挑战。

　　

　　近年来，随着施工成本下降、设备制造技术进步和效率提升，海上风电投资成本呈现下降趋势，江苏、浙江区域海上风电工程造价14000~16000元/千瓦，广东、福建地区海上风电工程造价15000~18000元/千瓦。

　　

　　在“抢装”驱动下，施工船机成本“一涨再涨”，工程造价逆势上涨，对项目收益形成重要影响。

　　

　　同时，海上风电施工企业的履约压力不断加大，为保证项目能够如期建成并网，投资企业多与项目总承包方、主机厂商等签订违约协议，来自并网的压力在产业链内层层传导。

　　

　　海上船机等施工资源不足是海上风电的最大瓶颈。目前，中国境内可以用于海上风电吊装和基础施工的船只只有30余艘。按照一艘安装船每年吊装风机40台，30艘船一年可吊装1200台风机，以平均每台风机5兆瓦容量测算，全年最大吊装容量仅为6GW。

　　

　　再者，大型船机制造周期长，设备重量大、体积大，在制造、调试及运输上均需要较长时间，短时间内增加船机的难度很大。

　　

　　当前，国内在建海上风电项目约1200万千瓦，部分项目还在基础建设阶段，尚不足11个月的工期让项目建设更为急促。

　　

　　质量是海上风电的生命线。在2020年陆上风电“抢装”的过程中，就发生多起安全生产事故，海上风电的施工建设应该引以为戒、如履薄冰。

　　

　　

　　与陆上风电和光伏相比，海上风电的平价之路相对艰难。

　　

　　根据领航智库测算，以广东海上风电项目为例，在工程造价17000元/千瓦以下、发电利用小时数3600小时以上、上网电价0.65元/千瓦时以上的边界条件下，海上风电项目投资才可以满足8%的内部收益率要求。

　　

　　在上述基准条件下，海上风电的工程造价需要进一步下降，优先保证并网消纳，地方政府度电补贴至少为0.2元。

　　

　　从海上风电全生命周期看，平价的主要驱动力是风电产业技术进步、风机效率的提升。尤其是大兆瓦海上风电机组的投用可以摊薄度电成本，提高产业规模效应。全球风能理事会预计，2020年全球海上风电平均机组容量为6.5MW，到2025年可升至10-12MW。

　　

　　在项目的设计、施工建设过程中，建议推进风机基础设计与塔筒、主机设计一体化，合理调度船机资源，降低建设成本；建议国家推进海上风电集中连片开发，推动海况、海洋地质资源、风资源数据库共享共建，共享海上升压站和外送通道，降低并网成本。

　　

　　中央财政补贴退坡后，建议涉海省（市、区）级政府政策接力，在电价补贴、税收返还、融资贷款等方面给予一定支持，推动海上风电向平价平稳过度。

　　

　　在海上风电商业模式的创新上，可以结合海上风电基地，打造综合风能、氢能、海水淡化、储能及海洋牧场、海洋石油开发等多种资源于一体的“能源岛”，为沿海城市同时提供高质量、低成本、无污染的电、氢、淡水资源，实现海上风电开发效益最大化。