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2021年是海上風電并網補貼的最后一年。隨著上網電價政策的調整，風電“搶裝”從陸上走向海洋，如今海上風電行業已進入沖刺階段。
業內人士表示，在“搶裝”驅動下，海上風電有望實現規模增長，給全產業鏈帶來系列挑戰與考驗，因此行業需要理性發展。
“搶裝”進入沖刺階段
事實上，2020年海上風電“搶裝”的行情已經開啟。數據顯示，2020年全國海上風電新增裝機容量306萬千瓦，累計裝機容量約900萬千瓦。如今海上風電“搶裝”進入沖刺階段。按照當前投資企業的開工建設節奏，2021年新增并網海上風電裝機容量預計將達600萬-7000萬千瓦，累計裝機容量將達1500萬千瓦左右。
海上風電“搶裝”加速存在客觀原因，補貼退坡、電價下調、平價上網是海上風電“搶裝”的核心因素。根據政策要求，2019、2020年新核準海上風電指導價調整為每千瓦時0.8元、0.75元;2018年年底前核準的海上風電在2021年12月31日前實現并網的，才能獲得0.85元/千瓦時的核準電價，2022年及以后全部機組完成并網的執行并網年份的指導價。
2020年1月，財政部、國家發改委、國家能源局聯合下發的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》提出，新增海上風電不再納入中央財政補貼范圍，按規定完成核準(備案)并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量海上風力發電，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。
“雖然海上風電是我國風電行業未來發展方向，但要對海上風電的‘搶裝’保持理性態度。”遠景能源高級副總裁田慶軍表示，2021年以后，中央財政將取消海上風電補貼，短期內對海上風電行業的發展挑戰巨大，但從長遠看，只有更低的度電成本，海上風電才有競爭力。
產業鏈面臨考驗
海上風電“搶裝”在帶來市場需求高速增長的同時，對產業鏈的擾動效應也愈加明顯。目前，海上風電行業已經出現了短暫的供需失衡狀況，從風機大部件開發制造到整機生產，再到吊裝施工等，整條海上風電產業鏈都將面臨巨大考驗。
海上風電“搶裝”將會推高工程造價，降低項目投資收益率。同時，項目工期緊張，施工質量和工程建設風險增加。“價格被推高其實是恐慌情緒的影響。更重要的是，這樣大的需求如何保證工程質量也是問題。”新疆金風科技有限公司總裁曹志剛說。
同時，海上風電“搶裝”導致風機葉片、整機等設備供不應求，海上風電項目設備供應商的履約壓力不斷加大。“行業企業在獲取訂單時，要與產能緊密匹配。在產能有限的情況下，一味去市場獲取更多訂單得不償失。”田慶軍表示，只有這樣才能確保履行對客戶的交付承諾，保證客戶的海上風電項目可以如期并網。
田慶軍還說，風電整機商“搶裝”一定要量力而為，要審視自身的供應鏈，避免因為供應鏈緊張，交付不上風機;開發商更要深入調研產業鏈，不要僅依靠風電整機商的信息，要盡可能選擇質量可靠能夠穩定供貨的供應商。
此外，海上船機等施工資源不足是海上風電“搶裝”的最大瓶頸，可謂是“一船難求”。目前，國內可以用于海上風電吊裝和基礎施工的船只只有30余艘。按照一艘安裝船每年吊裝風機40臺計算，30艘船一年只能吊裝1200臺風機，以平均每臺風機5兆瓦容量測算，全年最大吊裝容量僅為6吉瓦。
同時，海上風電安裝船租賃價格也是水漲船高。在海上風電“搶裝”前，江蘇省海上風電安裝船租賃價格在每年每艘船400萬元左右，但今年這一價格已上漲至800萬-1000萬元。
平價之路道阻且長
與陸上風電和光伏相比，海上風電的平價之路要相對艱難。
據測算，目前我國海上風電每千瓦造價仍相對較高，在海上風電開發較早的江蘇、浙江等地，海上風電每千瓦造價在1.4萬-1.6萬元之間，今年則出現上漲，部分地區達到1.8萬元左右。而在廣東等省份，海上風電每千瓦造價相對更高，達到了2.1萬元左右。但如果海上風電要達到平價水平，每千瓦造價至少需要降至9000元左右，與目前價格仍有較大差距。
“目前距離海上風電平價上網還有很大差距。海上風電要想實現平價上網，需要降低融資成本、建設成本和運維成本。”田慶軍表示，如果杭州灣以北海域，海上風電工程總承包價格降到單位千瓦12000元，融資成本降低到4%，發電小時數達到3500小時，海上風電就可以做到0.4元以下的度電成本。“希望各省加大對海上風電的補貼，在國補取消后，扶上馬再送一程，只有這樣海上風電平價上網才會來得更快些。”
明陽智慧能源集團股份公司首席營銷官楊璞表示，海上風電的發展，至關重要的一點是加強技術創新。“一方面要更加適應環境的技術創新。我國沿海很多海域自然條件差，比如東南沿海有臺風，需要通過技術創新和積累，為在臺風侵擾下的海上風電發展打開空間。另一方面是技術創新，通過創新對各個產業鏈環節進行優化，降低施工成本，比如研發大兆瓦機組，減少單位功率投資，降低運維成本;產業鏈集成能力提升和整體解決方案優化，從整體上降成本;智慧化能力提升，依托大數據、云計算、區塊鏈、人工智能等先進技術降低設計、運維等成本。”
業內人士表示，在“搶裝”驅動下，海上風電有望實現規模增長，給全產業鏈帶來系列挑戰與考驗，因此行業需要理性發展。
“搶裝”進入沖刺階段
事實上，2020年海上風電“搶裝”的行情已經開啟。數據顯示，2020年全國海上風電新增裝機容量306萬千瓦，累計裝機容量約900萬千瓦。如今海上風電“搶裝”進入沖刺階段。按照當前投資企業的開工建設節奏，2021年新增并網海上風電裝機容量預計將達600萬-7000萬千瓦，累計裝機容量將達1500萬千瓦左右。
海上風電“搶裝”加速存在客觀原因，補貼退坡、電價下調、平價上網是海上風電“搶裝”的核心因素。根據政策要求，2019、2020年新核準海上風電指導價調整為每千瓦時0.8元、0.75元;2018年年底前核準的海上風電在2021年12月31日前實現并網的，才能獲得0.85元/千瓦時的核準電價，2022年及以后全部機組完成并網的執行并網年份的指導價。
2020年1月，財政部、國家發改委、國家能源局聯合下發的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》提出，新增海上風電不再納入中央財政補貼范圍，按規定完成核準(備案)并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量海上風力發電，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。
“雖然海上風電是我國風電行業未來發展方向，但要對海上風電的‘搶裝’保持理性態度。”遠景能源高級副總裁田慶軍表示，2021年以后，中央財政將取消海上風電補貼，短期內對海上風電行業的發展挑戰巨大，但從長遠看，只有更低的度電成本，海上風電才有競爭力。
產業鏈面臨考驗
海上風電“搶裝”在帶來市場需求高速增長的同時，對產業鏈的擾動效應也愈加明顯。目前，海上風電行業已經出現了短暫的供需失衡狀況，從風機大部件開發制造到整機生產，再到吊裝施工等，整條海上風電產業鏈都將面臨巨大考驗。
海上風電“搶裝”將會推高工程造價，降低項目投資收益率。同時，項目工期緊張，施工質量和工程建設風險增加。“價格被推高其實是恐慌情緒的影響。更重要的是，這樣大的需求如何保證工程質量也是問題。”新疆金風科技有限公司總裁曹志剛說。
同時，海上風電“搶裝”導致風機葉片、整機等設備供不應求，海上風電項目設備供應商的履約壓力不斷加大。“行業企業在獲取訂單時，要與產能緊密匹配。在產能有限的情況下，一味去市場獲取更多訂單得不償失。”田慶軍表示，只有這樣才能確保履行對客戶的交付承諾，保證客戶的海上風電項目可以如期并網。
田慶軍還說，風電整機商“搶裝”一定要量力而為，要審視自身的供應鏈，避免因為供應鏈緊張，交付不上風機;開發商更要深入調研產業鏈，不要僅依靠風電整機商的信息，要盡可能選擇質量可靠能夠穩定供貨的供應商。
此外，海上船機等施工資源不足是海上風電“搶裝”的最大瓶頸，可謂是“一船難求”。目前，國內可以用于海上風電吊裝和基礎施工的船只只有30余艘。按照一艘安裝船每年吊裝風機40臺計算，30艘船一年只能吊裝1200臺風機，以平均每臺風機5兆瓦容量測算，全年最大吊裝容量僅為6吉瓦。
同時，海上風電安裝船租賃價格也是水漲船高。在海上風電“搶裝”前，江蘇省海上風電安裝船租賃價格在每年每艘船400萬元左右，但今年這一價格已上漲至800萬-1000萬元。
平價之路道阻且長
與陸上風電和光伏相比，海上風電的平價之路要相對艱難。
據測算，目前我國海上風電每千瓦造價仍相對較高，在海上風電開發較早的江蘇、浙江等地，海上風電每千瓦造價在1.4萬-1.6萬元之間，今年則出現上漲，部分地區達到1.8萬元左右。而在廣東等省份，海上風電每千瓦造價相對更高，達到了2.1萬元左右。但如果海上風電要達到平價水平，每千瓦造價至少需要降至9000元左右，與目前價格仍有較大差距。
“目前距離海上風電平價上網還有很大差距。海上風電要想實現平價上網，需要降低融資成本、建設成本和運維成本。”田慶軍表示，如果杭州灣以北海域，海上風電工程總承包價格降到單位千瓦12000元，融資成本降低到4%，發電小時數達到3500小時，海上風電就可以做到0.4元以下的度電成本。“希望各省加大對海上風電的補貼，在國補取消后，扶上馬再送一程，只有這樣海上風電平價上網才會來得更快些。”
明陽智慧能源集團股份公司首席營銷官楊璞表示，海上風電的發展，至關重要的一點是加強技術創新。“一方面要更加適應環境的技術創新。我國沿海很多海域自然條件差，比如東南沿海有臺風，需要通過技術創新和積累，為在臺風侵擾下的海上風電發展打開空間。另一方面是技術創新，通過創新對各個產業鏈環節進行優化，降低施工成本，比如研發大兆瓦機組，減少單位功率投資，降低運維成本;產業鏈集成能力提升和整體解決方案優化，從整體上降成本;智慧化能力提升，依托大數據、云計算、區塊鏈、人工智能等先進技術降低設計、運維等成本。”
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