在國內(nèi)能源價格政策調(diào)整的影響下，風電“搶裝”從陸上走向海洋。
我國海上風能資源主要位于東部沿海地區(qū)，以廣東、江蘇、福建、遼寧為主要省份。由于海上風電投資門檻高，項目開發(fā)主體以中廣核、三峽新能源、華能、國家電投、國家能源集團等中央企業(yè)為主。
在電價“指揮棒”的左右下，海上風電自2020年開始便進入“搶裝”狀態(tài)。按照政策要求，2018年底前核準的海上風電在2021年12月31日前并網(wǎng)，才可以獲得0.85元/千瓦時的核準電價。對于投資企業(yè)而言，“搶裝”是不得已而為之，政策調(diào)整的本意是推進海上風電加速去補貼進程，但對行業(yè)平穩(wěn)發(fā)展形成較大擾動——推高工程造價、加劇施工資源緊張、透支產(chǎn)業(yè)需求、埋下質(zhì)量隱患。
不完全統(tǒng)計，2018年底之前國內(nèi)核準、核準公示的海上風電40GW左右，當前在建海上風電12GW左右，預計能趕上并網(wǎng)末班車項目規(guī)模只有10GW左右。
“搶裝”的誘因與擾動
補貼退坡、電價下調(diào)、平價上網(wǎng)是推動海上風電的“搶裝”的核心因素。
2019年5月21日，國家發(fā)改委公布《關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》，2019、2020年新核準近海風電指導價調(diào)整為每千瓦時0.8、0.75元，項目實際電價不得高于上述指導價。
2018年底前已核準的海上風電項目，在2021年底前全部機組完成并網(wǎng)的執(zhí)行核準時的上網(wǎng)電價，2022年及以后全部機組完成并網(wǎng)的執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導價。2020年1月財政部、國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合下發(fā)《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》（財建〔2020〕4號），文件提出，新增海上風電不再納入中央財政補貼范圍，按規(guī)定完成核準（備案）并于2021年12月31日前全部機組完成并網(wǎng)的存量海上風力發(fā)電，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。
海上風電是資金密集型行業(yè)，項目收益對電價敏感度極高。在工程造價無法大幅下降的前提下，搶到高電價意味著拿到了“金鑰匙”。
領航智庫的調(diào)研顯示，海上風電的“搶裝”與陸上相比有過之而無不及。多家新能源投資企業(yè)也明確2021年海上風電并網(wǎng)裝機規(guī)模，僅華能一家并網(wǎng)計劃就超過2019年全行業(yè)新增并網(wǎng)規(guī)模。
國內(nèi)海上風電經(jīng)過近十年發(fā)展，2020年新增并網(wǎng)裝機306萬千瓦，創(chuàng)下一個小高峰。按照當前新能源投資企業(yè)的開工建設節(jié)奏，2021年新增并網(wǎng)海上風電裝機預計在550-600萬千瓦之間，累計裝機將達1500萬千瓦左右。
海上風電“搶裝”對產(chǎn)業(yè)鏈的擾動效應愈加明顯。一是推高工程造價，降低項目投資收益率，二是項目工期緊張，施工質(zhì)量和工程建設風險增加，三是給海上風機制造交付、海纜敷設施工、海上升壓站建設等帶來挑戰(zhàn)。
近年來，隨著施工成本下降、設備制造技術進步和效率提升，海上風電投資成本呈現(xiàn)下降趨勢，江蘇、浙江區(qū)域海上風電工程造價14000~16000元/千瓦，廣東、福建地區(qū)海上風電工程造價15000~18000元/千瓦。
在“搶裝”驅(qū)動下，施工船機成本“一漲再漲”，工程造價逆勢上漲，對項目收益形成重要影響。
同時，海上風電施工企業(yè)的履約壓力不斷加大，為保證項目能夠如期建成并網(wǎng)，投資企業(yè)多與項目總承包方、主機廠商等簽訂違約協(xié)議，來自并網(wǎng)的壓力在產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)層層傳導。
海上船機等施工資源不足是海上風電的最大瓶頸。目前，中國境內(nèi)可以用于海上風電吊裝和基礎施工的船只只有30余艘。按照一艘安裝船每年吊裝風機40臺，30艘船一年可吊裝1200臺風機，以平均每臺風機5兆瓦容量測算，全年最大吊裝容量僅為6GW。
再者，大型船機制造周期長，設備重量大、體積大，在制造、調(diào)試及運輸上均需要較長時間，短時間內(nèi)增加船機的難度很大。
當前，國內(nèi)在建海上風電項目約1200萬千瓦，部分項目還在基礎建設階段，尚不足11個月的工期讓項目建設更為急促。
質(zhì)量是海上風電的生命線。在2020年陸上風電“搶裝”的過程中，就發(fā)生多起安全生產(chǎn)事故，海上風電的施工建設應該引以為戒、如履薄冰。
海上風電平價路徑
與陸上風電和光伏相比，海上風電的平價之路相對艱難。
根據(jù)領航智庫測算，以廣東海上風電項目為例，在工程造價17000元/千瓦以下、發(fā)電利用小時數(shù)3600小時以上、上網(wǎng)電價0.65元/千瓦時以上的邊界條件下，海上風電項目投資才可以滿足8%的內(nèi)部收益率要求。
在上述基準條件下，海上風電的工程造價需要進一步下降，優(yōu)先保證并網(wǎng)消納，地方政府度電補貼至少為0.2元。
從海上風電全生命周期看，平價的主要驅(qū)動力是風電產(chǎn)業(yè)技術進步、風機效率的提升。尤其是大兆瓦海上風電機組的投用可以攤薄度電成本，提高產(chǎn)業(yè)規(guī)模效應。全球風能理事會預計，2020年全球海上風電平均機組容量為6.5MW，到2025年可升至10-12MW。
在項目的設計、施工建設過程中，建議推進風機基礎設計與塔筒、主機設計一體化，合理調(diào)度船機資源，降低建設成本；建議國家推進海上風電集中連片開發(fā)，推動海況、海洋地質(zhì)資源、風資源數(shù)據(jù)庫共享共建，共享海上升壓站和外送通道，降低并網(wǎng)成本。
中央財政補貼退坡后，建議涉海省（市、區(qū)）級政府政策接力，在電價補貼、稅收返還、融資貸款等方面給予一定支持，推動海上風電向平價平穩(wěn)過度。
在海上風電商業(yè)模式的創(chuàng)新上，可以結(jié)合海上風電基地，打造綜合風能、氫能、海水淡化、儲能及海洋牧場、海洋石油開發(fā)等多種資源于一體的“能源島”，為沿海城市同時提供高質(zhì)量、低成本、無污染的電、氫、淡水資源，實現(xiàn)海上風電開發(fā)效益最大化。
