本文章為WEFore原創。
本文章為WEFore原創。
一、現狀解析
（一）能源結構轉型的重要支撐
海上風電在全球風電領域的佔比正日益提高。根據國際可再生能源機構《全球能源轉型路線圖2050》的預測，2050年，全球總髮電量的35％將來自風能，而2018年僅有5%的發電量來自風能。據預測，到2050年，全球風電裝機規模將達到約60億千瓦，其中海上風電約為10億千瓦。
我國海上風電正成為全球海上風電發展的新動力，而海上風電對我國能源轉型的支撐作用也將越來越顯著。我國海上風電儲量大，5—50米水深、70米高度的海上風電可開發資源約5億千瓦（水電約6.6億千瓦）。與陸上相比，海上風速高15%—40%，年運行小時數達4000以上，能多發50%—70%的電能。
我國中東部陸上分佈式電源開發潛力僅有1.7億千瓦。而海上風電資源豐富，潛力巨大，且靠近東部負荷中心，就地消納方便，發展海上風電將成為我國能源結構轉型的重要戰略支撐。
（二）多種問題影響持續健康發展
儘管我國發展海上風電優勢明顯，但仍面臨著多重挑戰。
我國東部地區陸上可再生能源的開發潛力有限，要想實現可再生能源的本地化開發和就地消納，必須大力發展海上風電，特別是資源和儲量更好的遠海風電，而對於海上風電的發展尚存在認識不到位的問題。
海上風電涉及行業部門眾多，國家層面的宏觀統籌與整體規劃缺乏。目前，對於海上風電的開發缺乏宏觀的統籌與整體規劃，海上風電開發大部分都由地方政府或者單一企業主導，與其他行業和部門之間缺乏協同，這樣的局面未來有可能會導致棄風棄電等現象的出現。
與此同時，海上風電接入問題突出，缺乏海上電網頂層設計。海上風電現在多位於近海，後續隨著規模增大和向遠海發展，將涉及海上組網和輸送等問題。而由於海上風電處於分散式、獨立式發展狀況，沒有統一規劃，這將對未來健康持續發展帶來嚴重影響。
目前海上風電開發均由發電企業自行完成，電網公司一直未介入，海上風電接入大電網的地點、容量、性能的選擇缺乏統一規劃，未來可能會對東部地區電網安全、可再生能源消納帶來嚴重影響。海上風電對電網格局和電力流的影響也缺乏系統研究。
除此以外，海上風電屬新興技術密集型產業，裝備研發能力和工程技術力量不足。由於海上風電對可靠性和智能化等性能的要求較高，使得目前的設備主要還是依賴進口。同時，我國對於遠海風電使用的大容量風機、直流換流平臺、海上施工運輸等方面的技術研究也較少，與國外技術差距較大。
對於海上風電產業發展的經濟性和全壽命週期技術經濟評價也缺乏深入研究，一般的投資回報率僅僅涉及對發電和輸電成本的考慮，缺乏從整個產業發展的角度對海上風電的技術經濟性進行總體評價。
未來我國海上風電還面臨著電價降價帶來的投資收益的挑戰，以及整個產業尚未形成成熟規模經濟產業鏈的挑戰。
二、引申思考：行業發展趨勢
2016年11月，國家能源局在印發的《風電發展“十三五”規劃》中提出積極穩妥推進海上風電建設，具體為重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等省的海上風電建設，到2020年四省海上風電開工建設規模均達到百萬千瓦以上，全國海上風電開工建設規模達到1000萬千瓦，力爭累計併網容量達到500萬千瓦以上，自此國內海上風電開始迎來真正意義上的大發展。
海上風電項目大規模投產時點將至。從2017年開始，國內海上風電建設規模顯著增長（2016-2018新開工項目分別為1.01、2.39、1.60GW；核准項目分別為1.09、4.07、17.84GW）。截至2018年末，國內海上風電總裝機規模為4.445GW，按照海上風電2-3年的建設週期，從2019年開始海上風電裝機規模應該會迎來大幅增長並增厚相關標的業績，成為海上風電板塊上漲的催化劑。
三、風險分析
（一）電價風險
國家發改委2019年5月25日發佈了《關於完善風電上網電價政策的通知》，於2019年7月1日正式執行。主要內容如下：
2019年符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新增近海風電指導價調整為每千瓦時0.8元，2020年調整為每千瓦時0.75元。對2018年底前已核准的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成併網的，執行核准時的價格；2022年及以後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。新核准潮間帶風電項目通過競爭方式確定的上網電價，不得高於項目所在資源區陸上風電指導價。
根據國家和上海市開展風電競爭配置有關要求，針對擬於今年啟動的奉賢海上風電項目，上海市制訂了《奉賢海上風電項目競爭配置工作方案》，在電價水平上推陳出新，未採用傳統的“八毛三”規則，而是以參與競爭方最低價為基準，基準40分，高於基準0.1元/kWh以內的，每偏差0.01元/kWh扣0.2分，高於0.1元/kWh以上的，每偏差0.01元/kWh扣0.3分。
可以看到，以上海為代表的海上風電行業電價競爭新規則，對資產規模和業績等要求相對較低，允許聯合體參加競爭，將會吸引一批資產規模有限的民營企業。綜合而言，我國海上風力發電產業的電價風險為中等風險。
（二）補貼風險
新能源產業補貼資金主要來源於可再生能源發展基金（包括國家財政年度安排的專項資金和依法徵收的可再生能源電價附加），以及綠色電力證書交易（變相市場化補貼）。其中，可再生能源電價附加是主要資金來源，其徵收標準已從2006年的0.2分/千瓦時提高到現行的1.9分/千瓦時，差不多增長了10倍，但是可再生能源基金徵收難度較大，新能源補貼資金嚴重不足。同時，隨著風電、光伏發電項目的快速建設，補貼資金需求也快速增加，近年來可再生能源發展基金一直入不敷出，可再生能源補貼缺口不斷擴大。
財政部於2019年6月19日公佈了866億元的可再生能源電價附加收入安排的支出預算。財政部先後共發佈了7批補貼目錄，最新的第七批目錄公佈於2018年6月，只有目錄上的項目能夠獲得補貼。目前已經併網、但尚未進入財政部補貼目錄的風電、光伏和生物質發電項目總規模達176GW。
若不算新的2019年補貼支出預算，根據彭博新能源財經預計，到2019年底，累計資金缺口將增至1270億元。新增預算資金只能滿足待償付補貼的68％。
如果只考慮列入目錄的項目，補貼資金有望在3年內能實現盈餘。然而，如果將在目錄之外的項目也考慮在內，補貼缺口在2019年年底將升至2280億元。到2035年，所有項目累計補助資金缺口將會擴大至1.4萬億元，隨後逐漸減小。
風電和光伏的平價發展將使得2020年後的補貼需求基本為零。假設針對海上風電的補貼在此之後再延續5年，可再生能源的整體補貼需求將在2044年結束，預計可再生能源補貼基金有望在2045年扭虧為盈。
（三）自然災害風險
海上風電場大部分工程都是離岸施工，工作場地遠離陸地，受海洋環境影響較大。在建設過程中，自然災害風險是其不可避免的影響因素。
在建設期間容易受颱風、風暴潮、湧浪、團霧、海冰等自然災害的影響，可作業時間偏短。夏季東部沿海區域颱風、陣風、強雷電比較頻繁，颱風通常伴隨著風暴潮和暴雨，破壞力極大，屬於不可抗力，突發性、隨機性強，颱風形成、路徑和登陸點難於準確預測。此部分風險等級為一般可控，屬於中等風險。
四、風險防範
中國是一個能源大國，從規模上講，新能源開發已經走到世界前沿，所以從陸地走向海洋是一個必然的趨勢。福建和廣東本身資源豐富，外向型經濟成分多，經濟相對發達。現階段海上風電的成本雖然在不斷下降，但還無法和傳統電源競爭，仍需要國家補貼。但永遠靠補貼是不可持續的，必須逐漸做到在發電成本上具有競爭力。從需求方來看，沿海地區無論是企業還是個人用戶，承受更高電價的能力更強。一旦在減少或失去補貼的情況下補貼，在沿海發達地區做海上風電項目的貸款，實現財務上自我平衡的可能性更大。另外，福建和廣東的能源供給更為依賴進口化石能源或者西電東送，在這種情況下，發展海上風電更有意義。海上風電也是一個技術平臺，通過發展海上風電，能夠支持中國海上風電技術和裝備走到世界前沿。
銀行業在介入海上風電項目前，首先應重點關注該項目可行性研究項目，質量如何，是否把所有方面都囊括；第二是項目本身的財務收益和經濟收益，如果在某些領域財務收益不夠，經濟收益是不是大幅度超過財務收益。第三是項目執行的質量，比如採購和安保政策，項目執行單位的執行能力。
相關推薦
