平价时代的海上风电项目投资建议

摘要：2022年，国家补贴已全面退出，海上风电正式进入“平价时代”。结合国家投资政策和海上风电行业特点，首先归纳提出了影响海上风电场全生命周期效益的三大要素，即场址、建造成本、运维成本，其次对三大要素的特点和发展趋势进行了深入分析，最后从政策、资源选择、运行维护、财务管理、未来规划等方面提出了在平价时代投资海上风电项目的建议，供投资者参考。

关键词：海上风电；建造成本；运维成本；投资建议

中图分类号：F283文献标识码：A文章编号：1005-6432（2024）32-0062-04

DOI：10.13939/j.cnki.zgsc.2024.32.015

1引言

随着各国极端天气频发，世界各国开始意识到必须行动起来抑制减少温室气体排放。扩大可再生能源开发成为各国实现《巴黎协定》目标的主要方式[1]。中国已成为世界上最大的能源消费国之一，其中电力消费占世界最终电力消费总量的1/4。为了实现《巴黎协定》的目标，中国电力系统需要在2035年之前实现78%的非化石电力替代，在2050年达到91%[2]。积极寻求可再生能源，如海上风能，是我国实现到2060年碳中和的雄心勃勃的气候目标的有效途径。

1.1中国海上风电发展现状

我国海岸线长度超过1.8万千米，风资源毗邻东南沿海用电负荷区，资源禀赋优异为海上风电开发提供了先决条件。2007年，中国海油在渤海湾绥中36-1油田弃置导管架上建成了中国第一台海上风电机组；但是，直到2010年，中国海上风电总装机容量占全球比例仅为0.3%，前期发展缓慢[3]。近年来，受益于国家补贴政策的大力扶持，我国海上风电进入快速发展通道，如图1所示。2022年我国海上风电总装机容量达33190MW，超越英国位居全球第一，较2015年年复合增长率高达60%[4]。

图12016—2022年中国海上风电累计装机量

1.2平价时代中国海上风电发展现状

2019年5月，《关于完善风电上网电价政策的通知》（以下简称《通知》）经国家发展改革委发布后，引发海上风电抢装潮，如图2所示。2020年，中国海上风电新增并网容量达3000MW，累计装机容量首次突破10000MW大关达到10900MW，同比增长54.7%，相较于2016年增长了570%；2021年，中国海上风电新增并网容量16900MW，累计装机容量27800MW，装机量已成为世界第一[5]。

2022年补贴退坡之后海上风电盈利空间受限，市场活跃度下滑。根据GWEC报告，中国在2022年年度新增海上风电装机容量仅为6.8GW[6]。从此，中国海上风电进入“平价时代”。

图22015—2022年中国海上风电年装机机量

在《通知》下发之前，离岸风电标杆电价水平0.85元/千瓦时（2018年），电价补贴占电价比例较高，约50%左右（见表1）。依靠补贴，海上风电发展迅猛，补贴退坡后，新增海上风电面临盈利困境。

国补退坡后，广东省、山东省、浙江省陆续出台海上风电省补。广东省提出对2022年、2023年、2024年全容量并网项_{V4MWsZrjoQct3bnft0q4Zg==}目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元（2018年之前核准）。山东省提出，对2022—2024年建成并网项目分别按照每千瓦800元（上限200万千瓦）、500元（上限340万千瓦）、300元（上限160万千瓦）的标准给予补贴。浙江省舟山市明确，2022年和2023年，省级补贴标准分别为0.03元/千瓦时（上限60万千瓦）和0.015元/千瓦时（上限150万千瓦）。

2平价时代海上风电产业全生命周期效益影响因素

2.1场址因素

鉴于目前获得海上风电场的主要方式包括竞争性配置和示范项目直接授予，企业无法决定场址位置。本节将对企业评价场址优劣需要注意的关键因素进行阐述和分析，以提高企业投资收益率和风险识别能力。

2.1.1资源禀赋

风能资源是影响发电量，继而影响海上风场全生命周期盈利能力的关键因素。我国绝大多数待建风场场址内没有符合要求的测风塔，对风能资源的分析主要通过临近场址的海上测风塔以及全球中尺度数据（ERA-5，MERRAY等）做出粗略判断，在建设前期收集到实测数据后再进行复核修正。由于我国沿海气候条件存在一定差异，基于该方法的风能资源开发评估精度及准确数值模拟存在一定局限性和评估风险，尤其是精度不够影响风机选型，最后直接影响项目收益。因此，正确认识及评估不确定性对于判断潜在风能开发的可行性风险至关重要。

我国深远海风资源相比近海风功率密度更大，风速更强。公开数据显示，我国深远海风能资源储量高达1268吉瓦，占比超过60%。随着近海环保生态等条件日益严苛，挤压海上风电发展空间，未来海上风电必将向深远海进发。

2.1.2场址周边风场尾流

来流作用于风力发电机，带动扇叶旋转，此时扇叶对空气的作用导致扇子下游流速降低，流度增加，风剪切加剧，风速在尾迹区外围流体作用下经过一段时间的下游传播而逐渐恢复，风扇子下游的流速降低，流度增加，风剪切加剧。这种现象称为风扇的尾流效应。瑞典航空研究所（AeronauticalResearchInstitueofSweden，FFA）的测量结果表明[7]，当风速为12m/s情况下，两台风力机串列相距5倍叶轮直径时，处于尾流区内的风力机功率输出仅为无干扰时的60%左右，相距9.5倍叶轮直径时约为80%。对于大型风力发电场来说，风力发电机通常有几十台、上百台之多，在多台风力发电机的相互干扰下，尾流效应会造成较大的冲击。随着风机的大型化，以及风场规模化开发，其尾流影响更加严重。此外，由于风电场的集中开发，风电场间尾流相互影响的现象甚至比风机之间的影响更加严重。研究人员表示，北海海域风电场较为集中（与最近风电场的距离一般在50km内），这种相互影响尤为明显，已严重影响到风场的收益。目前，无论是国际《联合国海洋法公约》还是国内法律在这方面存在监管空白，这将引发风电场运营商之间的法律纠纷，甚至上升到国家之间的纠纷（如挪威和丹麦），对海上风电的发展产生不利影响。因此，科学的风机选址、排布能有效防止尾流的影响，进而保证项目的效益。

2.2建造成本因素

海上风电成本主要由建设费用和运维费用组成[8]。其中建设费用约占总成本的65%～75%，运维费用约占25%～35%。

图3海上风电主要建设费用占比

2.2.1设备购置成本

风电场设备主要包括风电机组及塔筒、送出海缆和其他相关电气设备。风机与塔筒占设备购置费的85%～90%，对整体设备购置费影响较大。2021年及以前由于抢装潮导致风电机组及塔筒价格高企，随着抢装潮退潮，以及介入海上风机厂商的增加，海上风机的规模化生产，市场已处于完全竞争状态，海上风电机组设备单位千瓦价格将逐渐回落。

送出海缆一般占设备费用的5%～10%，随着整个海上风电产业的发展，国内大截面高压海缆生产能力逐步提高，近五年的海缆价格已呈现下降趋势，但是海底电缆行业壁垒高，国内海底电缆企业主要是东方电缆、中天科技、亨通光缆、汉缆四家。东方电缆与中天科技为第一梯队，亨通光电和汉缆股份为第二梯队，第三梯队则是一些市场份额较小的企业。考虑海缆行业壁垒和已有公司的先发优势，预计未来海缆行业格局将维持稳定。其他相关电气设备购置费包括升压站设备、控制保护设备等。海上风电场的电气设备需要尽量选择高可靠性、免维护设备。该部分费用约占设备费用的5%。

2.2.2建安工程费

建设安装费用主要包含风机基础费用、风机安装费用、海上升压站与陆上集控中心建设费用、电缆敷设费用以及其他费用。风电机组基础费用受海水深度、地质条件、波浪、风电机组单机容量、基础形式和开发规模影响，差别较大，该费用约占建设安装费的60%。2021年前由于抢装潮的影响，规格较高的钢材均处于供不应求的状态，价格将始终处于高位。2021年后随着供需关系的正常化和技术进步，价格将呈现逐步下降的趋势。风机安装费海上风电机组的吊装费用主要由人工成本、材料成本和施工船机使用费构成，其中影响最大的为船机设备使用费。施工船机使用费2021年前由于抢装潮的影响继续上涨，考虑到大型船机设备的制造周期较长，预期短时间内新增投运的数量不多，其价格回落空间有限。海上升压站与路上集控中心费用约占总工程的8%，海上升压站安装费用主要受总容量和水深影响，防腐要求高，且需要大型船机设备完成基础和电气设备安装，费用较高；路上集控中心造价主要受总容量影响。海缆敷设费用约占建筑安装费用的7%～10%，海缆敷设费用主要由人工成本、材料成本和施工船机使用费构成，其中影响最大的为船机设备使用费。施工船机使用费2021年前由于抢装潮的影响继续上涨，后期将逐步回落。其他还有建筑辅助工程、其他电气设备安装工程、架空线路、运输工程、桩试工程、其他施工工程等，这些费用占建安成本的8%～10%。

2.2.3其他费用

其他费用主要包括用海用地费、项目建管费、生产准备费、工程建设监理费、项目咨询服务费和科研勘测设计费等，占总成本的5%～10%。随着海洋资源紧缺，环境保护力度加大，施工窗口期施工船竞争愈发激烈，该部分成本有进一步提升趋势。

2.2.4利息

利息约占总成本的5%。随着海上风电施工技术进步与经验积累，工期持续缩短，加之绿色金融等介入，利息将有进一步下降的空间。

2.3运维成本因素

2.3.1运维成本

运维成本主要包括大部件运维成本、备品备件运维成本、船舶运维成本、外包成本、人员成本以及其他成本等，如图4所示。运维成本主要受恶劣自然环境、复杂的地理位置和困难的交通运输等因素制约，导致费用增加，后期运维费用通常超过运维成本的一半，而且随着海上风电开发不断向深海迈进，离岸距离增加，运维成本将不断增加。

图4海上风电运维成本

2.3.2国内运维模式

国内海上风场运维主要分为三种模式：一是由风电开发商组建运维团队，二是由风电整机商成立风电运维公司，三是由第三方运维企业负责运维。三种模式的主要特点参见表2。

3平价时代海上风电项目投资建议

3.1把握地补接力窗口期，抢上政策末班车

在平价时代、国补退坡的大背景下，广东、山东、浙江等省份相继出台海上风电省级补贴支持政策，通过推行阶梯式退补手段，在现阶段既能帮助提升海上风电项目的经济性，又可以持续刺激产业链各环节进一步降本。建议投资者深入解读各省份补贴政策要点，遵循“先建先得”原则，把握补贴窗口期，与当地政府沟通，积极争取省级补贴，提升项目盈利能力。

3.2争取规模化资源，统筹建设开发

相比小型项目，大型项目摊薄升压站、海缆、控制中心的单位成本。一般大规模开发的场地海风资源较优，在大风电基地使用大型化风机能够有效降低单位千万建设成本，同时大型项目能够有效摊薄运维成本。这样不仅可以带动其他风场开发建设速度，还可以统筹运维策略，在降低成本的同时真正推动工业化发展。规模化开发风场带来的不仅是开发成本降低、共享外送线路，还有助于上下游产业链获得长期采购订单，提振整个行业。

3.3依托市场竞争格局，挑选运维策略

随着第三方运维市场份额或将不断扩大以及一系列运维标准的发布与完善，风电运维市场逐步走向规范化，通过优胜劣汰机制，将逐步建立行业服务标准和准入机制，技术服务体系健全、管理规范的第三方服务商或将获得更多机会，运维市场已经逐步完全竞争化。投资方可以依托完全竞争市场择优选择运维方式，与此同时择机培养运维团队或参/控股第三方运维公司。

3.4布局深远海上风电，抢占链长席位

我国深远海海上风能资源丰富、开发潜力大，距离电力负荷中心较近。“十四五”时期，近海风电受储备项目规模下降、生态约束趋紧和其他用海需求加大的多重影响，场址资源不足，海上风电理应由近海走向深远海。建议提前在关键技术和投融资建管模式等方面加大创新力度，瞄准国际先进水平，提前布局深远海海上风电，抢占深远海漂浮式海上风电链长席位。

3.5依托绿色金融工具，全面降本增效

建议投资者积极拓宽投融资渠道，综合运用绿色信贷、绿色保险、绿色债券、绿色产业基金等绿色金融产品和工具[8]，切分风险，获得杠杆，合理节税，最后实现降本增效目的。

4结论

我国海上风电资源丰富，国家政策大力支持海上风电发展。在“平价时代”下，建议投资者抓住地补窗口期，规模化一体化开发大规模风场，结合行业发展趋势及企业自身特点，利用产业链竞争市场格局，合理使用绿色金融等工具，统一规划风场建设、合理布局深远海，以提升项目收益，降低项目风险。

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