海上风电平价倒计时：地补或无 你准备好了吗？

海上风电“退补”引起业争议无数。退补后的海上风电如何发展?规模化开发能否成为降低成本的重要途径?社会、政府、行业应该各自担当什么角色?这些问题都有待行业一一探讨和厘清。

为此，北极星风力发电网将以“国补退出后，海上风电如何迎接平价挑战?”为主题进行深入采访和撰写，剖析海上风电平价之路的要点、关键以及可行性的降本之路，以期为行业提供一定的思路和借鉴。此篇文章为该系列开篇，从沿海各省经济发展角度深入探讨海上风电的发展机遇以及降本途径，作者为北极星特约作者李彩球。

陆上风电的平价已经进入倒计时阶段，当大家为海上风电补贴问题争论得热火朝天之时，4月23日上午，山东海上风电又传来大动作：青岛深远海200万千瓦海上风电融合示范风场项目签约仪式在青岛蓝谷举行;当海上风电还在追问地补是否接手问题的时候，4月份光伏组件的价格已经进入1.4元/瓦的时代了，从3年前7元/瓦的单价，下降了近80%。

从新能源的发展趋势看，风电的平价是大势所趋，而海上风电发展空间巨大，产业链比陆上风电还要长，降本增效的空间更大，长远来看，海上风电的平价毋庸置疑。

2019年5月国家发改委下发了《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》，对海上风电的电价做出了明确指示，2019年新核准的近海项目0.80元/kWh ，2020年调整为0.75元/kWh;2018年底前已核准，在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价。显然，国家发改委给海上风电的开发企业留出了足够的时间空间，让其做好平价的准备。然而，平价的海上风电还具备投资价值吗?我们做好准备了吗?

1、海上风电是未来几十年电力能源的最重要来源之一

电力是工业血液，号称国家经济的晴雨表，GDP的增速与电力装机的增速同步。2018年全国全年国内生产总值90.0309万亿元(按可比价格计算同比上年增长6.6%)，全国发电装机容量189967万千瓦(同比增长6.5%);2019年全年国内生产总值99.0865万亿元(按可比价格计算同比增长6.1%);全国发电装机容量20.1066亿千瓦(同比增长5.8%)。2018年全社会用电量为6.85万亿千瓦时，同比增长8.5%，2019年全国发电量为7.14万亿千瓦时，同比增长4.5%。

电源结构继续得到优化，风电等可再生能源比例逐步增加。2018年，火电装机容量114367万千瓦，占比60.2%;并网风电装机容量18426万千瓦(增长12.4%)，占比9.69%。2019年火电装机119055万千瓦，占比59.2%，同比下降一个百分点;并网风电装机容量21005万千瓦(同比增长12.27%)，占比突破10.45%，增加近一个百分点。

图1：2018-2019全国电力装机对比图(单位：万千瓦)

图2：2019全国电源装机结构

海上风电是未来几十年电力能源最重要的来源之一。发展风电等可再生新能源是国家能源发展战略的重要方向，风电市场前景巨大。

根据国家电网能源研究院做出的能源消费规划，到2050年，我国能源生产环节非化石能源占一次能源比重(能源清洁化率)将超过50%;2050年将有75%以上的发电用能来自清洁能源，以风光为代表的新能源发电将成为第一大电源。如果按照目前的比例来看，风电的比例将达到20%以上(装机容量目前比例10.2%)。从目前陆上风电发展的资源空间来看，开发的风速最低已接近或达到5m/s(120m塔高)，开发余量已经不大。因此，风电的发展方向，只能向海洋要资源，而目前国内海上风电的开发深度仅限于浅海区域，深海和远海的风电还在研究阶段。

深水远海是未来方向，海上风电未来十年市场规模不可估量。根据近期规划，到2030年，我国发电装机总量将达30亿千瓦，中东部地区最大负荷将达9.7亿千瓦，传统的“西电东送”模式将难以为继，而中东部地区丰富的海上风电资源将极大地推动我国能源结构转型。

放眼国内外，目前建成的海上风电场绝大多数为近海风电场。走向深水远海成为海上风电的发展方向。一方面，近海风电更易受到日益严苛的环保生态等制约，发展空间受到挤压;另一方面，深远海范围更广，风能资源更丰富，风速更稳定，在深水远海发展风电，既可以充分利用更为丰富的风能资源，也可以不占据岸线和航道资源，减少或避免对沿海工业生产以及居民生活的不利影响。远海深海资源极其丰富，与近海风电相比，深海、远海风速更大，风力更加稳定。海上风电由近海走向远海，由浅海走向深海，是未来发展的必然趋势。

根据已经获批的海上风电数据来看，广东省获批的6685万千瓦包括近海深水区的5700万千瓦规划场址，在建待建的985万千瓦均在近海浅水区。江苏、浙江、辽宁等省份目前的海上风电规划均不包含近海深水区。浙江省海上风电规划目前在二次修编，都已规划到深海区。

2019年12月，福建长乐外海海上风电场开工建设，这是国内首个水深超40m海上风电场，项目平均水深39m～42m，离岸距离最远50km。

2、经济强省就近消纳是海上风电发展的重大机遇

海上风能资源丰富的区域毗邻用电需求大的地区，大力发展我国海上风电可实现风电能源就近消纳，降低电力输送成本。随着海上风电高速发展，近海资源开发必将逐渐饱和，海上风电势必走向深远海。

海上风电开发的区域都是经济大省市。再看发展风电的省市，从广东到福建，浙江到上海，江苏到山东，再到辽宁，都是经济发达省区，这些地域自身电源不足、电力需求巨大。

表1:2018-2019海上风电发展大省的GDP和用电量对比

单位：亿元(GDP)/亿度(用电量)

经济强省和经济大省都是电力匮乏省份，除了福建因为核电比例较高不存在电力缺口外，其余省份全部都是电力进口大省，最大进口比例达到近30%。而风电在省内的发电量占比非常低，除了辽宁比例稍微较高外，其余发展空间巨大。

表2:2018-2019海上风电发展大省的发电量和用电量对比

单位：亿度(电量)

表3：2019年海上风电大省风电并网运行统计数据

可见，电源结构优化、可再生能源比例提升及巨大的电源缺口将给海上风电带来前所未有市场机遇

广东：2019年广东省全社会用电量6695.85亿千瓦时，同比增长5.89%。由于广东省内装机量增长有限，对于以云南水电为主的西电的需求将与日俱增，到2019年消纳西电已达到1680亿千瓦时。在可预见的未来，广东省内装机增长有限，新增机组中水电、煤电几乎无增量;核电仅有年内将商运的台山2号一台机组;在煤炭“双控”等能源清洁化的目标指引下，无疑给海上风电带来巨大的发展空间。制造业为主的工业将给广东电力需求持续带来机遇，2019年广东省工业用电量4070.71亿千瓦时，同比增长2.99%;其中制造业用电量3322.59亿千瓦时，占工业用电量81.62%，同比增长3.00%。

江苏：2019年年底装机容量达13288.42万千瓦(火电10734.12万千瓦)，占比达到80.77%。2019年全省用电量累计6264.36亿千瓦时，同比增长2.22%;新增发电能力760.99万千瓦，其中风电174.37万千瓦，风电已经成为新增电源装机的主力。

海上风电如持续下降成本，竞争力极具优势。根据目前江苏的度电成本初步测算，海上风电的成本已经接近白鹤滩的送电电价(海上风电0.68元/度，白鹤滩送电电价0.65元/度)。同时，电网也未雨绸缪，规划海上风电的接入。2020年2月，国网江苏公司规划新增1200万千瓦容量的变电站，供海上风电的接入。同时江苏落实国家煤炭双控政策，逐步关停落后产能，2019年江苏省电力行业已淘汰煤电落后产能118.75万千瓦(42台机组)。

浙江：2018年，浙江全社会用电4533亿千瓦时，增长8.1%。同比2017年增购外来电378亿千瓦时。同时淘汰电力行业落后产能78.25万千瓦。2019年，浙江全省全社会用电量4706亿千瓦时，增长5%;预计到2020年底，浙江全省电力装机容量达到9400万千瓦左右，连续几年不新上火电机组，并继续淘汰关停小火电，2020年3月，省能源局下发通知关再次停近30万千瓦小型火电机组。

从发电量来看，2019年浙江省境内火力发电量为2494.4亿千瓦时，占比74.44%;风力发电量为28.3亿千瓦时，占比仅为0.84%。与此同时，外购电量持续增长，2019年外购电量1644.5亿千瓦时，再次增长9.8%，占全社会用电量的34.9%。

山东：2019年山东是煤电大省，也是风电大省。总装机13930万千瓦，火电装机容量比例高达74.79%，国内第一。省陆上风电装机已达1256.71万千瓦，居全国第五。山东省电力缺口巨大，仅2019年全年消纳“外电入鲁”电量934.09亿千瓦时，同比增长33.7%;同时，在去年年底山东省能源局发布了“山东省2019年燃煤机组关停21台32.4万千瓦”的通知，后续不断关停小火电。电源结构调整，风电市场机遇巨大。

2019年度，山东全省累计消纳跨区跨省可再生能源(水电、风电、太阳能)189.558亿千瓦时，同比增长102.68%。其中，风电电量达到127.582亿千瓦时，同比增长112.01%;新能源消纳电量占可再生能源总消纳电量的83.95%。

福建：2019年福建省火力发电量为1406.4亿千瓦时，占比58.44%;风力发电量为78.7亿千瓦时，占比3.27%。

图3：福建省2019年发电电源结构

辽宁：截止2019年底，辽宁电源装机接近5400万千瓦，包括风电新能源装机容量1200万千瓦，占全网总发电装机容量的21%。其中风电装机容量832.12万千瓦。从发电结构来看，2019年辽宁省火力发电量为1473.6亿千瓦时，占比73.83%;风力发电量为153.1亿千瓦时，占比7.67%。

3、发展海上风电，一举三得

就近消纳降低用电成本、装备制造业带动GDP及加速电源结构优化

就近消纳是海上风电的最大优势。无论是广东的云南水电东送、浙江的乌东德、白鹤滩、向家坝等金沙江水电东送，还是江苏的三峡水电东送以及山东的三北煤电火电特高压，都是长距离输送。特高压建设规划时间长(基本十年左右建成投产)，涉及区域广，同时用电调峰调频压力大，尽管短期看电价便宜，从长远看是舍近求远，代价巨大。而海上风电刚好都在经济强省边上，电力需求持续增长，同时现有的火电容量完全可以满足调峰需要，也不存在任何用电安全风险。

省内开发海上风电，不仅引进大量的海上风电相关装备制造业，主机，塔筒、叶片，电机，施工船舶等大重型装备制造企业，既增加了GDP，又解决了就业，还减少了外购电源的产业安全风险。尤其是国内前四的经济大省，外购电力比例依赖度随着经济增长，进口电力比例会越来越大。

从当前国内乃至国际几大海上风电主机企业的基地建设来看，都在这四个省市落地。从GDP的带动性来看，100万千瓦海上风电带来的直接GDP是150-170亿元，按1:5左右的拉动效应，将产生800亿元的GDP。

海上风电省掉了特高压输送长距离的输电成本，就近消纳并参与电力平衡，不存在消纳问题，同时无土地成本，环境影响极小。由于沿海经济省份的陆上电源发展对环境要求更高，因此发展海上风电也是对沿海省份电源结构进行优化的重要手段。现有数据显示，沿海省份的燃煤电源比例非常高，部分高达70%以上。从国家层面给到这些省份的可再生能源装机比例要求来看，也只有海上风电可以弥补这个比例空缺，核电终究数量有限而且发展速度不会那么快。

4、持续扩大规模，才能迎来海上风电单位造价降低的拐点

海上风电是长产业链产业，涉及主机装备、基础、施工、电气(海上升压)、电力输送(电缆)、安装施工等，目前从海上施工的环节来看，基本实现了国产化，但从总量来看，海上风电规模还是太小;从规模效应来看，单位造价降价的拐点还远远未到。

图4：海上风电投资主要成本构成

到2019年年底，我国海上风电累计装机并网容量才684万千瓦，2019年招标量虽然达到2132万千瓦，但是因为海上风电的长产业链，从招标到开工到施工，还有较长的周期，更重要的是，目前的海上吊装施工船仅有19艘在役。根据初步统计，2020年会有14艘陆续投入使用，按照2019年的投产规模239.5万翻倍，2020年最多并网500万千瓦，意味着2020年的海上风电可以突破千万千瓦大关，但对降低行业单位造价几乎没有产生影响。

图5：2019年中国海上风电发展数据

图6：中国海上风电2019-2021发展基础数据

注：图5，图6来源于中国海洋工程咨询协会海上风电分会秘书长翟恩地演讲

海上风机造价还有继续降低的空间。中国海上风电的起步是站在巨人肩膀上开始发展的。真正大规模的海上风电装机应该从上海电气引进或国产化的西门子4.0MW机型开始，一直到今天的8MW(上海电气)机型，单从风机的价格来看，7.XMW机型的单价已经下降到7000元/kw以内，主机价格已经下降速度很快，但还有空间，因为规模还远远没有达到工业化产品应有的规模(目前是合计几百台的交付量)。一旦年需求量达到千万千瓦级，海上风机的造价将呈断崖式下降。

施工船是瓶颈，需要快速增加，同时增加运维配套。一艘工程船每年的施工窗口期是有限的，每年安装风机的数量基本固定的，甚至因为天气原因达不到预定的产能目标。行业企业(包括风电开发企业)需要规划好，根据施工量科学合理建造，与风机装机规划数量匹配，主机企业、开发企业要和施工船建造企业主动联合，创新商业模式(估计现有的部分是合作开发建造)，降低造价。

升压站、电缆等属于传统工业产品，是造价高和用量大的这两个投资。因为用途的特殊性，短期内用量少，单位采购成本较高是必然的，笔者未对他们做深入了解，不做评论，但可以肯定的是，一旦需求量呈数量级的上升，我相信单价也会呈跳水式下降。

5、时不我待，提前做好平价准备

全力实施海上风电降本增效工作

由于海上风资源的稳定，年度平均发电小时数比较高，且相对陆上风电没有叶片、主机和塔筒等超限运输的限制，叶片再大也不会受阻。同时，只要把风机的可靠性设计做到位，相对陆上风电没有后期运维噪音、光污染等生态环保问题。

陆上风电的发展经验告诉我们，大规模发展才是海上风电实现良性循环的可持续未来。陆上风机从100万千瓦装机容量到1000千瓦万装机容量，主机价格价格下降了30%左右，1000万千瓦到5000万千瓦又下降了20%左右。海上风电的发展，关键在于规模，规模上去了，相关配套施工装备才能跟上，主机设备及电缆等用量上去了单价自然就降下来了，最后单位投资成本才能降下来，反过来才会促进规模扩大，实现风电的良性循环发展。

目前海上风电的单位投资成本在1.5-1.7万元/kw，如果可以降低到1万元以内，技术上将海上风电的发电小时数增加20%以上，同时将海上风机的寿命延长5-10年，海上风电的度电成本甚至低于火电度电成本，无疑给海上风电的发展带来更加广阔的市场份额。

从国外的海上风电发展来看，以丹麦和英国为例，6-8年时间实现风电电价下降40-50%。中国市场空间和发展规模远高于欧洲区域，5年内实现电价达到国内陆上煤电标杆电价完全不存在问题，无论是技术问题还是投资规模，实现起来都比欧洲要相对容易。无论是广东还是江苏还是山东，燃煤标杆电价都相对较高，而且用电量大，各方努力，共同降低成本，通过一致努力完全可实现平价。

海上风电的平价政策已经提前两年通知，是否有地方补贴，作为经济强省的东部沿海省份，随着经济的持续增长已经不重要，因为电力需求的市场已经摆在我们面前，能否抢占，就看海上风电自身的竞争力。

从市场经济角度来看，电力外购依赖度高的省份有可能部分继续地方补贴。例如广东省，经济总量巨大，一个百分点的经济增长，对电力需求的增加将是惊人的数字，考虑工业用电的安全，适当的增加少量成本也是值得的。从风电开发的产业链相关企业来看，只有全力以赴降低海上风电投资造价，提前实现海上风电平价上网，才能实现海上风电的可持续健康发展，并获得更大的市场空间。英国、丹麦和德国的经验告诉我们，具有了与火电竞争的价格水平，海上风电前景不可限量。

海上风电国补退出的日期日益临近，留给海上风电装备及其他相关企业的时间已经不多。同时要避免陆上风电2019-2020抢装导致的风电产业链涨价的教训，抢装实际上是变相降低了开发企业的投资收益;此外，也要避免过去近二十年陆上风电大起大落的发展形态，尽量实现装机容量平稳增长，与经济发展同步。