在搶裝潮的刺激下，海上風(fēng)機吊裝價格和海裝船租價被推至有史以來的最高點。

根據(jù)記者調(diào)研，以江蘇海域為例，一臺風(fēng)機吊裝價格已經(jīng)從搶裝前的400萬/臺左右，上漲到去年底的800多萬/臺。廣東的吊裝價格也從過去的500-800萬/臺，漲到了如今1000-1300萬/臺的歷史高位。

從整體來看，各地吊裝價格幾乎翻倍。

根據(jù)不完全統(tǒng)計，到2019年底，中國海上風(fēng)電突擊核準(zhǔn)規(guī)模超40GW，這些項目都希望在2021年底前并網(wǎng)，以進入補貼大盤。

但大部分項目很難如期建設(shè)、并網(wǎng)。中國目前的施工能力和設(shè)備很難支撐起如此大規(guī)模的海上風(fēng)電開工建設(shè)。目前，包括2020年出事故無法運行的“振江號”和“宇航58號”在內(nèi)，中國擁有各類施工船僅有30多艘，其中，能吊裝大較大單機容量風(fēng)機的自升式平臺僅有20余艘。

以1200噸位自升式平臺為例，從此前每個月1200萬元左右的租金漲到了1500-1800萬元左右。

不僅租船價格一直保持在歷史高位，且無船可租。

“缺船”后遺癥

開發(fā)商在多米洛骨牌效應(yīng)的最底端。

盡管施工、EPC等招標(biāo)合同早已敲定了價格，并規(guī)定了工期時間，但部分文件也明確“在合同履行中根據(jù)現(xiàn)場實際情況、承包人的施工能力和施工資源等情況雙方確定具體的實施數(shù)量和工期。”

在施工能力和設(shè)備不足時，這一事先簽訂的合同，仍然存在博弈的空間。

據(jù)一家EPC承包商向記者透露，“EPC承包方不會明著毀約，但因為租船價格漲的太高，EPC承包方會要求開發(fā)商加錢，誰同意加錢，就先去給誰找船，就先給誰干。”

根據(jù)目前的漲價情況，某開發(fā)商作出如下測算：

以目前主流廠家的6兆瓦級機組考慮，40萬千瓦項目（約60臺）總造價上漲約3.5-4億元，達(dá)72億元左右，單位千瓦造價上漲約1000元/千瓦，達(dá)18000元/千瓦左右。以江蘇海上風(fēng)資源實際情況，6兆瓦級機組年均利用小時數(shù)約3000-3100小時左右（按3050小時考慮）測算：

以2021年底投產(chǎn)的搶電價項目為例，電價0.85元/千瓦時（江蘇燃煤脫硫標(biāo)桿電價0.391元/千瓦時），電價補貼部分根據(jù)實際回收周期考慮兩年賬期，測算項目資本金收益率約8.9%，全投資收益率（稅前）約7.8%，投資回收期約13年，全運營期凈利潤總和約45億元。項目總體能夠盈利，具備開發(fā)價值。

因造價上漲（單位千瓦上漲1000元），導(dǎo)致項目資本金收益率下降約1.3%，全投資收益率（稅前）下降約0.7%，全運營期凈利潤總和下降約5.8億元。

但如果沒搶到電價，前期投入巨大的海上風(fēng)電項目損失更為嚴(yán)重。以當(dāng)前江蘇項目年均利用3050小時、單位千瓦造價18000元/千瓦、無補貼平價上網(wǎng)（0.391元/千瓦時，比0.85元/千瓦時下降0.459元/千瓦時）為例，測算項目收益率均為負(fù)，全運營期將虧損約40億元，不具備開發(fā)價值。

龍源電力董事長賈彥兵對記者表示，“總體來看，現(xiàn)階段我國海上風(fēng)電項目平價開發(fā)暫不具備經(jīng)濟性，為保證行業(yè)的健康發(fā)展，國家或地方需繼續(xù)給予一定強度的補貼支持。”

海上風(fēng)電前景如何？

距離海上風(fēng)電取消國補還有最后10個月，僅僅11歲的中國海上風(fēng)電即將“被迫成年”。

由于達(dá)不到平價水平，即將獨立行走的海上風(fēng)電一度被資本市場看冷。但近期，地方政府開始重新審視海上風(fēng)電的價值。在碳達(dá)峰、碳中的壓力下，大玩家江蘇提高海上風(fēng)電“十四五”十四五規(guī)劃容量，廣東省出臺地方補貼；冷門玩家浙江也正式出臺了4.5GW的“十四五”海上風(fēng)電規(guī)劃。

此后，“看好”評級頻繁出現(xiàn)在近期海上風(fēng)電證券分析師的分析報告中。

根據(jù)國信證券經(jīng)濟研究所預(yù)測，“十四五”期間，各省海上風(fēng)電規(guī)劃規(guī)模將達(dá)到32.7GW，其中2021年的預(yù)期建設(shè)量將達(dá)到8.3GW。
換言之，“十四五”期間，海上風(fēng)電的市場容量還是在的，主要的難關(guān)在于成本過高，做不到平價。

根據(jù)中國第一大海上風(fēng)電開發(fā)商龍源電力初步估算江蘇區(qū)域海上項目平價上網(wǎng)的邊界條件：在項目單位造價下降至13000元/千瓦，技術(shù)進步推動年均利用小時數(shù)上升至3900小時左右時，資本金收益率可達(dá)龍源電力要求的收益率標(biāo)準(zhǔn)。單位造價13000元/千瓦，年均利用小時數(shù)約3600小時，項目在盈虧平衡點附近。

“十四五”期間，如果要保證海上風(fēng)電健康發(fā)展，賈彥兵建議：

在政策上，充分借鑒歐洲海上風(fēng)電開發(fā)模式，降低開發(fā)商投資成本。歐洲國家開發(fā)海上風(fēng)電過程中，從海上升壓站到220kV送出海纜以及陸上集控中心，均由電網(wǎng)公司負(fù)責(zé)投資完成，而國內(nèi)海上風(fēng)電開發(fā)過程中，此三部分投資全部由開發(fā)企業(yè)完成，初步估算此三部分可降低電價0.15元至0.17元左右。

在技術(shù)上，應(yīng)加快機組創(chuàng)新技術(shù)研究，提高海上風(fēng)電效率。通過技術(shù)創(chuàng)新，提高海上機組可靠度、機組發(fā)電量，降低海上機組故障率、海上風(fēng)電運維及度電成本，從而逐步實現(xiàn)海上風(fēng)電平價建設(shè)條件。同時還要規(guī)模化開發(fā)并推動海洋綜合能源利用，推動深遠(yuǎn)海海上風(fēng)電+海洋牧場、旅游、制氫以及與海洋油氣等融合發(fā)展，降低海上風(fēng)電度電成本。

總之，在“碳達(dá)峰”和“碳中和”目標(biāo)下，2025年所有省份都需要達(dá)到40%左右的非水電可再生能源消納權(quán)重，海上風(fēng)電作為沿海地區(qū)能源結(jié)構(gòu)的重要組成部分，必然會迎來重大發(fā)展機遇。