海上风电行业—行业发展向好，需警惕野蛮扩张

一、现状解析

（一）能源结构转型的重要支撑

海上风电在全球风电领域的占比正日益提高。根据国际可再生能源机构《全球能源转型路线图2050》的预测，2050年，全球总发电量的35％将来自风能，而2018年仅有5%的发电量来自风能。据预测，到2050年，全球风电装机规模将达到约60亿千瓦，其中海上风电约为10亿千瓦。

我国海上风电正成为全球海上风电发展的新动力，而海上风电对我国能源转型的支撑作用也将越来越显著。我国海上风电储量大，5—50米水深、70米高度的海上风电可开发资源约5亿千瓦（水电约6.6亿千瓦）。与陆上相比，海上风速高15%—40%，年运行小时数达4000以上，能多发50%—70%的电能。

我国中东部陆上分布式电源开发潜力仅有1.7亿千瓦。而海上风电资源丰富，潜力巨大，且靠近东部负荷中心，就地消纳方便，发展海上风电将成为我国能源结构转型的重要战略支撑。

（二）多种问题影响持续健康发展

尽管我国发展海上风电优势明显，但仍面临着多重挑战。

我国东部地区陆上可再生能源的开发潜力有限，要想实现可再生能源的本地化开发和就地消纳，必须大力发展海上风电，特别是资源和储量更好的远海风电，而对于海上风电的发展尚存在认识不到位的问题。

海上风电涉及行业部门众多，国家层面的宏观统筹与整体规划缺乏。目前，对于海上风电的开发缺乏宏观的统筹与整体规划，海上风电开发大部分都由地方政府或者单一企业主导，与其他行业和部门之间缺乏协同，这样的局面未来有可能会导致弃风弃电等现象的出现。

与此同时，海上风电接入问题突出，缺乏海上电网顶层设计。海上风电现在多位于近海，后续随着规模增大和向远海发展，将涉及海上组网和输送等问题。而由于海上风电处于分散式、独立式发展状况，没有统一规划，这将对未来健康持续发展带来严重影响。

目前海上风电开发均由发电企业自行完成，电网公司一直未介入，海上风电接入大电网的地点、容量、性能的选择缺乏统一规划，未来可能会对东部地区电网安全、可再生能源消纳带来严重影响。海上风电对电网格局和电力流的影响也缺乏系统研究。

除此以外，海上风电属新兴技术密集型产业，装备研发能力和工程技术力量不足。由于海上风电对可靠性和智能化等性能的要求较高，使得目前的设备主要还是依赖进口。同时，我国对于远海风电使用的大容量风机、直流换流平台、海上施工运输等方面的技术研究也较少，与国外技术差距较大。

对于海上风电产业发展的经济性和全寿命周期技术经济评价也缺乏深入研究，一般的投资回报率仅仅涉及对发电和输电成本的考虑，缺乏从整个产业发展的角度对海上风电的技术经济性进行总体评价。

未来我国海上风电还面临着电价降价带来的投资收益的挑战，以及整个产业尚未形成成熟规模经济产业链的挑战。

二、引申思考：行业发展趋势

2016年11月，国家能源局在印发的《风电发展“十三五”规划》中提出积极稳妥推进海上风电建设，具体为重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年四省海上风电开工建设规模均达到百万千瓦以上，全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上，自此国内海上风电开始迎来真正意义上的大发展。

海上风电项目大规模投产时点将至。从2017年开始，国内海上风电建设规模显著增长（2016-2018新开工项目分别为1.01、2.39、1.60GW；核准项目分别为1.09、4.07、17.84GW）。截至2018年末，国内海上风电总装机规模为4.445GW，按照海上风电2-3年的建设周期，从2019年开始海上风电装机规模应该会迎来大幅增长并增厚相关标的业绩，成为海上风电板块上涨的催化剂。

三、风险分析

（一）电价风险

国家发改委2019年5月25日发布了《关于完善风电上网电价政策的通知》，于2019年7月1日正式执行。主要内容如下：

2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新增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。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，执行核准时的价格；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。

根据国家和上海市开展风电竞争配置有关要求，针对拟于今年启动的奉贤海上风电项目，上海市制订了《奉贤海上风电项目竞争配置工作方案》，在电价水平上推陈出新，未采用传统的“八毛三”规则，而是以参与竞争方最低价为基准，基准40分，高于基准0.1元/kWh以内的，每偏差0.01元/kWh扣0.2分，高于0.1元/kWh以上的，每偏差0.01元/kWh扣0.3分。

可以看到，以上海为代表的海上风电行业电价竞争新规则，对资产规模和业绩等要求相对较低，允许联合体参加竞争，将会吸引一批资产规模有限的民营企业。综合而言，我国海上风力发电产业的电价风险为中等风险。

（二）补贴风险

新能源产业补贴资金主要来源于可再生能源发展基金（包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加），以及绿色电力证书交易（变相市场化补贴）。其中，可再生能源电价附加是主要资金来源，其征收标准已从2006年的0.2分/千瓦时提高到现行的1.9分/千瓦时，差不多增长了10倍，但是可再生能源基金征收难度较大，新能源补贴资金严重不足。同时，随着风电、光伏发电项目的快速建设，补贴资金需求也快速增加，近年来可再生能源发展基金一直入不敷出，可再生能源补贴缺口不断扩大。

财政部于2019年6月19日公布了866亿元的可再生能源电价附加收入安排的支出预算。财政部先后共发布了7批补贴目录，最新的第七批目录公布于2018年6月，只有目录上的项目能够获得补贴。目前已经并网、但尚未进入财政部补贴目录的风电、光伏和生物质发电项目总规模达176GW。

若不算新的2019年补贴支出预算，根据彭博新能源财经预计，到2019年底，累计资金缺口将增至1270亿元。新增预算资金只能满足待偿付补贴的68％。

如果只考虑列入目录的项目，补贴资金有望在3年内能实现盈余。然而，如果将在目录之外的项目也考虑在内，补贴缺口在2019年年底将升至2280亿元。到2035年，所有项目累计补助资金缺口将会扩大至1.4万亿元，随后逐渐减小。

风电和光伏的平价发展将使得2020年后的补贴需求基本为零。假设针对海上风电的补贴在此之后再延续5年，可再生能源的整体补贴需求将在2044年结束，预计可再生能源补贴基金有望在2045年扭亏为盈。

（三）自然灾害风险

海上风电场大部分工程都是离岸施工，工作场地远离陆地，受海洋环境影响较大。在建设过程中，自然灾害风险是其不可避免的影响因素。

在建设期间容易受台风、风暴潮、涌浪、团雾、海冰等自然灾害的影响，可作业时间偏短。夏季东部沿海区域台风、阵风、强雷电比较频繁，台风通常伴随着风暴潮和暴雨，破坏力极大，属于不可抗力，突发性、随机性强，台风形成、路径和登陆点难于准确预测。此部分风险等级为一般可控，属于中等风险。

四、风险防范

中国是一个能源大国，从规模上讲，新能源开发已经走到世界前沿，所以从陆地走向海洋是一个必然的趋势。福建和广东本身资源丰富，外向型经济成分多，经济相对发达。现阶段海上风电的成本虽然在不断下降，但还无法和传统电源竞争，仍需要国家补贴。但永远靠补贴是不可持续的，必须逐渐做到在发电成本上具有竞争力。从需求方来看，沿海地区无论是企业还是个人用户，承受更高电价的能力更强。一旦在减少或失去补贴的情况下补贴，在沿海发达地区做海上风电项目的贷款，实现财务上自我平衡的可能性更大。另外，福建和广东的能源供给更为依赖进口化石能源或者西电东送，在这种情况下，发展海上风电更有意义。海上风电也是一个技术平台，通过发展海上风电，能够支持中国海上风电技术和装备走到世界前沿。

银行业在介入海上风电项目前，首先应重点关注该项目可行性研究项目，质量如何，是否把所有方面都囊括；第二是项目本身的财务收益和经济收益，如果在某些领域财务收益不够，经济收益是不是大幅度超过财务收益。第三是项目执行的质量，比如采购和安保政策，项目执行单位的执行能力。