海上风电行业研究报告：风机价格骤降-看好海风平价机遇

1、海上风电行业研究报告：风机价格骤降_看好海风平价机遇引言：江苏竞配启动，拉开海风平价帷幕近年来，随着风电光伏成本的持续下降，国家对于风电光伏的电价政策也在持续发生变 化。海上风电也由标杆电价改为了指导价，再到各省价格主管部门制定，再到部分省份 开始进行平价上网竞争配置。国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知（发改价格2019882 号） 中提出，对 2018 年底前已核准的海上风电项目，如在 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。2019 年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电 指导价调整为

2、每千瓦时 0.8 元，2020 年调整为每千瓦时 0.75 元。新核准近海风电 项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。国家发展改革委关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知（发改价格 2021833 号）明确，2021 年起新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目 上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。国家政策明确后，广东省率先行动，制定出台了促进海上风电有序开发和相关产业可 持续发展的实施方案，方案中明确：2022 年起，省财政对省管海域未能享受国家补贴 的项目进行投资补贴，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价（平价），推动项目开发由

3、补贴向平价平稳过渡。其中：补贴范围为 2018 年底前已完成核准、在 2022 年至 2024 年全容量并网的省管海域项目，对 2025 年起并网的项目不再补贴；补贴标准为 2022 年、2023 年、2024 年全容量并网项目每千瓦分别补贴 1500 元、1000 元、500 元。广东省的海风补贴使得当时“省补”接棒“国补”预期增强，但广东的政策主要适用于 2018 年前已核准的项目，对新增项目并不适用。 11 月 4 日，江苏省发改委印发江苏省 2021 年度海上风电项目竞争性配置工作细则， 文件明确提出江苏海上风电竞争性配置电价执行当地燃煤发电基准价，标志着海上风电 平价的帷幕正式拉开。

4、“双碳”时代，海上风电空间广阔“碳中和”的时代号召下，清洁能源走向舞台中央。在“碳中和”的远景规划下，我国 能源行业正在经历一轮“供给清洁化，需求低碳化”的转型，未来的能源发展方向势必 将明确以绿色低碳作为首要目标。风电获得长足发展，供给占比持续提升。我国风电行业发展最早可以追溯至 1986 年山 东荣成的马兰风电场，此后至今的 35 年时间里行业经历了多个阶段，其中尤其是 2008 年以后的大规模发展阶段，基于风电上网标杆电价政策和可再生能源法，行业整体迎 来了长足发展：截至 2020 年，我国风电装机规模达到 2.82 亿千瓦，同比新增 7148 万 千瓦，同比增长 34.03%，占全社会

5、发电总装机的 12.79%；2020 年，风电发电量达到 4665 亿千瓦时，同比增长 15.10%，占全社会总发电量的 6.29%。陆风瓶颈显现，海风资源丰富行业发展瓶颈显现，风电增长重心迁移海上。经历了超过 10 年的风能资源积极挖掘后， 目前在我国风力资源较为丰富的“三北”地区风电运营商项目资源的竞争已经日益激烈， 陆上风电开发逐步进入一个资源“瓶颈期”。除了自身的资源瓶颈外，国土保护、环保审 批等诸多原因也同样困扰着陆上风电的进一步发展，行业发展的目光开始向海上转移。根据数据观测显示，我国近海 70 米高度年平均风速分布各有不同，浙江中部至广东东 部近海海域年平均风速达 8 米/秒以上

6、，其中台湾海峡中部达 9 米/秒以上；江苏近海和 渤海西部风速为 6.5 米/秒至 7.5 米/秒；而广东西部、海南岛西部和广西近海也都在 6.0 米/秒至 7.5 米/秒之间。从资源潜力方面来看，我国陆上 3 级及以上风能技术开发量（70m 高度）在 26 亿 kW 以上，现有技术条件下实际可装机容量可以达到 10 亿 kW 以上；在水深不超过 50m 的 近海海域，风电实际可装机容量约为 5 亿 kW1。根据国家能源局 2021 年四季度网上新闻发布会，到 2021 年 9 月底，全国风电累计装 机 2.97 亿千瓦，其中陆上风电累计装机 2.84 亿千瓦、海上风电累计装机 1319 万千

7、瓦。 已开发的陆风占实际可装机容量的比例约为 28.40%，而已开发的海风装机仅占近海可 装机容量的 2.64%，如果考虑远海地区则海风发展空间还将再上一个台阶。靠近负荷中心，便于就地消纳资源禀赋与需求负荷的错配，一直是能源供应的难题。长期以来，我国始终面临着自然 资源禀赋和经济活动发展存在地理分布错配的现实挑战，例如北方地区和西部地区的煤 炭资源占全国总量超过 70%、西南地区的水能资源占据全国总量超过 80%、绝大部分 陆地风能和太阳能也聚集在西北部地区等，而经济更具活力的东部沿海 6 个省份和直辖 市的负荷需求占据接近 40%，能源基地大多远离负荷中心达到 1000-2000 公里以上。

8、 为了解决这一问题，自 2000 年开始我国持续大力建设“西电东送”工程，2020 年南方 区域西电东送电量便高达 2305 亿千瓦时。资源供给临近负荷中心，就地消纳促成最优解。相较于其他电源而言，海上风电最为显 著的优点便在于其难得地满足了资源供给与负荷需求的地理匹配。随着我国西部地区产 业升级和经济发展，“西电东送”工程中的部分送电省份近年来已经出现电力紧缺的情 况，例如云南省紧张的供需环境已经直观地反应在省内市场化交易电价中枢上，侧面表 明以“西电东送”的形式满足东部地区的经济活力和用电需求已经开始面临持续性问题。 同时，“西电东送”工程中的送电电源仍以火电、水电为主，而目前全国各省、直

9、辖市均 有严格的可再生能源电力消纳和非水电可再生能源消纳考核机制，考虑到东部沿海地区 土地资源稀缺，因此就地建设输电距离短、不占用土地、适合大规模开发的海上风电便 成为东部沿海地区提升非水可再生能源消纳责任权重的自然选择。政策规划加码，海风开发提速2021 年“两会”上，国家已经将沿海省份海上风电基地的建设规划纳入到“十四五” 的总体建设目标之中。在“十四五”规划和 2035 年远景目标中，文件特别提出需 要推进现代能源体系建设工程，其中大型清洁能源基地包括建设广东、福建、浙江、 江苏、山东等海上风电基地。在国家和地方层面政策护航之下，“十四五”海上风电将 保持滚动开发态势，清洁能源运营商有望

10、迎来确定性成长。截至目前，东部沿海 6 个省份和直辖市中，已有浙江省、江苏省、广东省、山东省明确 出台“十四五”期间海上风电发展规划目标；目前上海市和福建省尚未明确出台“十四 五”海上风电发展规划，未来相关政策或有望加速推出。海上风电成本高在哪？成本快速下降，价格仍处高位2007 年，我国首个海上风电试验机组在绥中油田正式建设，采用 1 台金风科技 1.5MW 风电机组进行试验示范，标志着我国海上风电发展取得实质性突破。该项目受规模小、 离岸距离远、前沿科技成本高等因素影响，单位造价达 26667 元/kW。 经过产业规模的发展，全球海上风电成本明显下降，欧洲整体从 2010 年的 4713

11、美元/ 千瓦下降到了 2020 年的 3394 美元/千瓦，中国的海风造价下降更为明显，从 2010 年 的 4476 美元/千瓦下降到了 2020 年的 2968 美元/千瓦。从当前在建或刚投产的海风项目来看，整体的单位千瓦造价仍然处于较高水平，2020 年 的 2968 美元/千瓦按照当年平均汇率 7.02 折算，对应的人民币造价仍高达 20835 元/千 瓦。以三峡能源上市募投的海风项目来看，相关项目分布在江苏、广东、福建、山东等 地区，其中除了江苏地区成本相对较低以外，山东、广东地区海风造价在 17000-19000 元/千瓦，福建地区海风造价超过 23000 元/千瓦。拆分结构，探海

12、风高成本根源风机成本更高：从陆上风电和海上风电的成本构成中，我们发现风电机组是风电工程成 本的主要构成部分，风电机组选型的好坏对项目收益率也起着关键作用。海上风电机组 的设计要求与陆上风电机组有很大不同，海上环境气候恶劣、水文条件复杂、空气湿度 大，盐雾腐蚀严重，因此对电气设备的要求更为严苛，成本也相应提升。运维、安装等成本高于陆风：2005 年，我国发布了关于风电建设管理有关要求的通 知，规定风电设备国产化率要达到 70%以上，这一政策扶持我国风电整机厂商快速成 长，陆上风电国产化率达 95%；而后于 2009 年取消了“70%以上”这一限制，使外资 企业进入，通过市场竞争进一步推动我国风电

13、整机制造能力提升。与陆上风电相比，我 国海上风电起步较晚，同时与陆上风电呈现出不同的产业格局，故无法完全复制陆风的 发展经验。我国海上风电关键零部件依赖进口。虽然我国部分整机厂商已具备大容量海上机组的研 制能力，但如主轴承、电控系统等仍依赖进口，核心技术的相对匮乏使得海上风电成本 高于陆上风电。另一方面，海上风电的本质是“风电+海洋工程”，技术难度更大。陆上风电 70%的成本来自机组，而海上风电的机组成本只占 32%，主要是海上环境复 杂，防腐维护要求更高，且海底电缆、桩基和吊装等都需借鉴海洋工程技术加以支撑， 这使得安装、运维等成本大幅增加。此外，施工能力的不足也使得海上风电施工建设费用居高

14、不下：目前国内装备市场已完 全能够满足陆上风电的建设要求，陆上风电一般采用大型车辆运输叶片、塔筒等设备， 在机位点就地完成各部分的安装。海上风电的施工建设与陆上风电不同，施工作业面包 含陆上区域和海上区域，作业范围广、协调难度大。受天气因素影响，海上风电的施工 窗口期较短。随着海上风电的发展，施工装备存在较大市场缺口，装备数量和技术能力 不足。海上风电平价上网还有多远？海上风电平价上网是未来的趋势，但是目前在运和在建项目的高额造价使得海上风电项 目仍然对电价补贴存在较强的依赖性，因此量化测算海上风电项目平价上网所对应的造 价和利用小时要求，是评估各省海上风电实现平价上网难易程度的重要参考。 2

15、019年的海上风电造价仍处于较高水平，其中平均造价相对较低的江苏省也高于14500 元/千瓦；各省海上风电利用小时也存在较大差异，其中福建省优势明显。海上风电平价曲线：闵粤有望率先平价基于海上风电单位造价、利用小时等核心假设和 4.5%的融资成本，可以建立海上风电 项目收益率测算模型，对标各省煤电基准电价可以得到平价项目的收益率。其中根据已 投产项目运营情况，预计各省份海上风电实际利用小时能够高于十四五中国海上风 电发展关键问题中给出的区间上限，因此考虑更宽的利用小时变动区间。从另一角度出发，基于构建的模型我们可以通过“规划求解”等方式倒推得到在某个利 用小时和单位造价的组合下，为了获得一定的

16、必要收益率所需要的电价水平。在 7%的 资本金收益率要求和 4.5%的融资成本下，暂不考虑 CCER、绿证和绿电交易的潜在额 外收益，结合各省海上风能禀赋决定的利用小时区间，可以倒推得到不同利用小时和单 位造价的组合下的必要电价边界。位于必要电价变价右上侧的项目，对应造价与利用小 时下的海上风电项目能够实现平价上网。此外，也可根据资本金收益率和各省煤电基准电价，得到海上风电实现平价的利用小时 和单位造价边际条件，形成海上风电平价条件曲线，曲线的左上侧则具备平价条件，即 同等造价下利用小时高于曲线对应值或同等利用小时下造价低于曲线对应值。综合沿海 4 省情况，两种方法下均可得到同样的结论，福建、

17、广东有望率先实现海上风 电平价上网：福建省受益于风能资源禀赋，海上风电单位造价下降至 14000 元/千瓦左右时基本 具备平价条件，而具备较高利用小时（4500 小时）的海上风电项目在 16000 元/千 瓦的造价下即具备平价上网的条件；广东省受益于较高的煤电基准电价，不考虑海风容量补贴的情况下，海上风电单位 造价下降至 12000 元/千瓦左右时具备平价条件，具备较高利用小时（3500 小时） 的海上风电项目在 14000 元/千瓦的造价下即具备平价上网的条件；浙江省和江苏省煤电基准电价低于广东省，风能资源禀赋弱于福建省，因此单位造 价需下降至 12000-13000 元/千瓦时优势资源项目

18、（利用小时达到 3500 小时）方 可具备平价条件，对于 3000 利用小时或更低的项目造价需要下降至 10000-11000 元/千瓦。浙江省和江苏省要想实现 7%资本金收益率下的海上风电平价上网，尚需 进一步压降成本，需要产业链中上游协同降费。融资成本优化下平价门槛稍有放宽作为重资产行业，海上风电项目投产运行后利息支出是成本结构中的重要组成部分，平 均而言利息费用占营业总成本的比重约为 20%。在此前平价曲线的测算中给定的融资 成本假设为 4.5%，如果融资成本能够得到优化，则海上风电平价上网的门槛将明显降 低。而从实际情况看，多方因素表明实际融资成本有望低于此前 4.5%的假设值：新能源

19、运营商以央企和地方国企为主，资金实力雄厚，银行授信规模相对较高且可 以获得一定的利率优惠；近年来债券融资成本远低于银行贷款利率，新能源企业可以通过债券进行直接融 资，降低综合融资成本。此外随着“双碳”的提出，相关部委也提出了“碳中和债” 等金融支持工具，为新能源项目建设融资提供支持。额外收益有望显著放宽造价约束在对标煤电基准电价的同时，如果海上风电能够从碳交易、绿证、绿电交易中额外获益， 将对项目效益产生显著影响，从而使得达到目标收益率 8%的条件明显放宽。绿证：绿色电力证书是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独 特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明

20、以及消费绿色电力 的唯一凭证。根据中国绿色电力证书认购交易平台数据，2018 年以来（截至 2021 年 8 月 12 日）风电绿证平均价格 170.7 元/个，根据对应电量可折算为 0.1707 元/千瓦时。CCER：国家核证自愿减排量，简称 CCER（Certified Emission Reduction），是指依据 温室气体自愿减排交易管理暂行办法的规定，经国家发改委备案并在国家注册登记 系统中登记的温室气体自愿减排量，单位为“吨二氧化碳当量”。CCER 目前尚未开展 全国性交易，其中上海交易规模领先其他区域碳市场，2020 年 CCER 成交量占比约占 全国总量的 33%，历年累计占

21、比为 41%。2020 年上海碳市场 CCER 均价 20.35 元/吨， 按照碳减排因子 0.8953tCO2/MWh 计算，CCER 对应的度电价格为 0.0182 元。绿电：2021 年 9 月，国家发展改革委、国家能源局正式函复绿色电力交易试点工作 方案，方案明确了绿色电力交易定义和交易框架、强调了绿色电力交易的优先原则、规 范了绿色电力产品的交易方式，并且提出购买绿色电力产品的交易价格由发电企业与电 力用户、售电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形成，鼓励交易价格可以高于发电企业核定的上网价格和电网企业收购的价格，充分体现了电能的绿色价值和环境价 值。而在当前能耗双控之下，超出激励性消纳责任权重的可再生能源不纳入能源消费总 量考核，国常会进一步提出新增可再生能源一定时间内不纳入能源消费总量，有望从需 求端推进绿电交易的开展和形成价格支撑。以福建为例，对 4000 利用小时的海风项目，无额外收益时需要造价下降至 14098 元/ 千瓦才能达到 7%收益率；而 5 分/千瓦时的额外收益将使得造价约束放宽到 16014 元/ 千瓦，而当前福建省造价较低的海风项目已经可以达到这一水平，对 4000 以上利用小 时的海风项目，5 分/千瓦时的额外收益基本