平价时代即将到来

平价时代即将到来一、海上风电乘风而起继陆上风电项目之后，海上风电在近年来也走上了风口，无论是地方政府还是开发商对于海上风电都有比当年发展陆上风电更大的热情。传统的火电、水电和核电的投资受到不同程度的限制，而相比光伏和陆上风电，海上风电具有单个项目容量大、单位千瓦造价高、区域集中度和开发效率高等特点，尤其适合那些寻求新的战略方向的发电巨头。而海上风电项目的另一个推手就是地方政府，一方面东部地区电力需求巨大，而我国陆上风力资源主要集中在西北地区，而用电消费则集中在东南沿海，因此我国风电装机容量和并网消纳之间的不平衡、不充分的矛盾越来越突出。海上风电的优势就在于靠近负荷中心，无特高压输电成本，是东部沿海地区可再生能源的首选。且我国东南沿海地区海上风力资源较为充足，风速大且可利用风速时间长，因此浙江、福建等沿海省份近年来陆续出台地方性补贴政策引入海上风电产业资源。资料来源；华经产业研究院整理截止至2019年底我国海上风电装机量累计达到7GW，新增装机量2.5GW位居全球第一，是目前世界上最大的海上风电增量市场，根据已开工的数据显示广东省占全国新开工风电机组容量的62%。由于2022年风电补贴政策即将退坡，因此未来两年是我国风电装机的抢装期。在国家补贴退场后，地方补贴政策的保留是大概率事件，我国东部沿海资源发达，制造业基础雄厚，补贴海上风电可带动地方经济发展，实现能源转型和提高能源安全系数。二、多因素降低海上风电成本相比于陆上风电项目，海上风电的成本除了风电机组之外主要来源于海上桩基及安装费用。由于项目前期投入资本数量巨大，因此海上风电场规模化、集群化，海上风机大型化是目前降低度电成本的主要途径，也是当前海上风电最主要的发展趋势。而我国目前的海上风电成本相比于欧洲而言下降幅度不大，主要是由于海上风电容量系数与欧洲相比存在较大差距，主要原因是目前海上风电主要分布在江苏等低风速区。得益于稳定的政策和规模化发展，欧洲市场2020-2024年并网项目的投标电价已经显著低于中国，降至0.4元附近。而中国2019-2020年竞争性配置项目的中标电价仍然保持在0.7元以上。我国海上风电仍有很大的成本优化空间，随着漂浮式风电进入商业化阶段（风场规模更大）、使用更大的风机、技术进步、供应链的成熟，漂浮式风电的度电成本将大幅下降，不仅有能力与固定基础海上风电项目竞争，甚至与陆上风电相比也有很强的竞争力。而且目前我国吊装的海上风机平均功率为3.8MW，60%以上的风机功率在4MW上下，根据德国英国等海上风电大国的发展历程来看，降低风电成本同时也伴随着风电装机容量大型化。三、海上风电补贴政策退坡2019年5月，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，其中明确表示，将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。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。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。例如2019年8月，我国首个海上风电竞价项目——奉贤海上风电项目中，上海电力和上海绿能的联合体以0.7388元/千瓦时的电价中标，相比于2019年0.8元/千瓦时的指导价下降7.65%，未来竞价模式将推动风电价格下行。国家层面将取消海上风电的中央补贴，短时间内海上风电产业链的降本压力将增大，平价时代有望提前到来。一部分小容量的风电装机项目将会退出市场，但从长期来看，随着海上风电成本的下行，进入平价时代后的海上风电投资收益率将重返合理水平，加上风电行业退补之后行业集中度将会有所提升，行业整体收益率呈现上升趋势，市场需求有望继续向好。2019年下半年以来一些风电开发巨头开始“圈而不建”，一方面是风电开发需要大量前期投入，同时也考虑到海域资源、电网输送等条件，集中成片开发海上风电有其优势。四、“国补”退坡之后“地补”能接力吗根据目前风电行业公开信息披露，江苏、广东和福建的海上风电项目单位容量造价分别为14.4~16.3元/W、16.2~17.6元/W和17.3~18.5元/W，如果按照理想项目投资回收期14年来计算，那么近海风电的年利用小时数需要大于等于3500小时，单位容量造价应该控制在10.2元，显然与目前沿海各省的实际情况有一定差距。根据国家能源局的数据显示沿海省份入网风电利用小时数普遍只有2100小时左右。因此在国补退场之后某些地区依然需要地方补贴来维持风电产业的正常运营，直到海上风电产业的规模化能够覆盖边际成本。上海在地方补贴方面已经成为了先行者，2020年6月8日，上海发改委发布了《