摘要：我国海上新动力装机总量已超过欧洲，居全球首位，次要规划在国内用电负荷集中区域。目前，海下风电机组大型化、项目规模化成为趋向，部分项目受益于地方补贴完成平价上网；海上光伏处于起步阶段，尚未完成平价。本文梳理了海上新动力350vip葡亰集团的国家政策导向，分析了行业350vip葡亰集团趋向及将来需关注的成绩，进而提出商业银行投融资策略建议，即优选项目股东和实践控制人，关注区域350vip葡亰集团消纳均衡、质保期后的运维服役成本等影响项目经济性的关键要素，提早做好谋划规划。
关键词：海上新动力；海下风电；海上光伏；平价；投融资策略
原文刊发于《古代金融导刊》2023年第4期
文章作者：中国工商银行信贷与投资管理部行业三处副处长 罗宇
一、海上新动力产业350vip葡亰集团现状
（一）海上新动力在我国350vip葡亰集团装机中规模较�。邮谐》荻羁�，我国海上新动力总量已超过欧洲，居全球首位
海上新动力次要包括海下风电和海上光伏。海下风电方面，英国、德国、荷兰和丹麦等欧洲国家是全球先行者，2021年以前海下风电装机规模处于领先地位，2021年我国海下风电装机总量初次超过英国。至2022年末，全球海下风电在风电总装机中占比约6%，其中我国海下风电累计装机30.51GW，占全球份额44%，居全球首位，英国、德国和荷兰排名紧跟我国，我国装机已超过上述三个国家累计装机总和；2022年全球海下风电新增装机在风电总新增装机中占比约6%，其中我国新增海下风电装机5.2GW，占全球份额超过70%，居全球首位。
海上光伏方面，当前全球各国均处于起步阶段，2022年全球以海上光伏为主的水面光伏在全部光伏新增装机中占比约2%，全球累计装机不到5GW。按照确权用海面积估算，我国在该领域装机总量不到2GW，已位居全球首位，但目前国内海上光伏次要以水面、滩涂和近岸的固定桩基式项目为主，尚无离岸5公里以上项目，漂浮式项目则次要以湖面及水库光伏为主，山东省提出将在“十四五”和“十五五”时期推行海上漂浮式项目。
（二）我国海上新动力次要规划在用电负荷集中区域，当前已进入无补贴平价阶段
我国海上新动力均位于东部沿海地区，超过95%的装机分布于江苏、广东、福建、浙江、辽宁、上�：蜕蕉绕吒鲅睾９ひ涤玫绺汉杉惺》�，次要缘由：一是沿海风光资源禀赋好，350vip葡亰集团海上新动力在有效利用资源禀赋的同时，还能带动地方产业链制造环节350vip葡亰集团。二是东部省份陆地土地稀缺、合规性要求高，当地政府为完成新动力装机增长规划和非水可再生动力消纳考核，有拓展海上新动力的需求。三是缓解当地用电负荷增长压力。东部沿海为我国次要工业负荷中心，就近建设海上新动力可进步区域内动力自给率，有效支持当地工业用电需求。
海下风电方面，2007年我国首座项目并网发电，随着技术提升和经验积累，目前已从示范项目350vip葡亰集团到无补贴平价阶段，2021年起新核准项目的上网电价已进入无国家补贴的竞价阶段。海上光伏方面，我国对此类项目按照陆地各类资源区集中式光伏上网电价管理，2021年后也已进入无补贴平价阶段，多数地区按照当地燃煤发电基准价执行。
（三）海下风电产业链基本完成国产化，机组大型化、项目规模化成为趋向，单位建设成本区域间存在差异，部分项目受益于地方补贴已完成平价
海下风电项目类型次要包括单桩、导管架和漂浮式三类，分别对应从近海到深近海等不同阶段。从已投建运营的项目类型看，运用较多的是单桩和导管架项目。其中，单桩占比最大、导管架项目逐渐增多，而漂浮式海下风电次要适用深近海项目，由于技术尚未完全成熟，运用较少（详见表1）。当前全球漂浮式装机规模仅200~260MW，在海下风电装机中占比不到0.5%，我国仅有2个项目、11.7MW投运，分别为：三峡阳江沙扒海下风电场投运的5.5MW“三峡引领号”，以及中国海装投运的6.2MW“海装扶摇号”。
从已投建运营项目的国产化、大型化程度看，目前国内项目部件90%以上已完成国产化，近两年机组大型化提速。大功率、大叶片风机以及大规模集中式开发能有效降低海下风电度电成本，当前多数定标机型在7～8MW之间。2022年我国下线的新型海风机组均匀单机容量达11.5MW，业内普遍估计，到2025年最大单机容量可达20MW。
从项目建设成本看，次要集中在风电机组、基础及施工安装、海缆等部分，以上三项投资占总投资70%~80%。随着技术进步和规模化350vip葡亰集团，海下风电项目单位建设成本已由2007年2.67万元/KW下降至2022年的近海1~1.4万元/KW，深近海1.4万元/KW。从部分达到平价程度的项目看，受资源、地质和开发规模等要素影响，不同地区项目达到平价程度，对应的单位建设成本和构成占比存在差异。例如，山东、江苏、浙江对应平价项目，单位建设成本估计在1～1.2万元/KW，福建在1.3～1.45万元/KW，广东在1.2～1.6万元/KW，海南在1.1～1.25万元/KW。受益于地方补贴，当前已有部分项目建设成天分够满足平价上网。
（四）海上光伏尚在起步阶段，有待规模化项目验证商业可行性，尚不具备平价条件
海上光伏项目类型次要包括桩基式和漂浮式两类，均处于起步阶段。其中，桩基式项目将发电设备固定在近海或滩涂区域，适用于水深较浅的海域，技术和经济性不适用深海；漂浮式项目则以浮体、系泊和锚固部件替代了桩基，海洋环境对浮体和锚固部件要求较高。
从项目建设成本看，海上光伏单位建设成本远高于地面集中式光伏0.4万元/KW的程度，暂不具备平价条件。其中桩基式项目招标价格在0.5万元/KW，实践上为了抗台风和海冰推力，预制管桩直径达600毫米、总长度25米，远超陆地渔光和农光互补规格，部分项目还需求额外建筑防洪堤坝，综合建设成本接近1万元/KW。漂浮式项目当前建设成本约为1万元/KW，装机规模增至50万KW，才可能摊薄至0.4万元/KW。
（五）海上新350vip葡亰集团企业以大型350vip葡亰集团央企和地方动力350vip葡亰集团350vip葡亰集团350vip葡亰集团集团为主，近年来海下风电开发主体趋于多元化
与陆上新动力相比，海上新动力技术和资金壁垒更高，是大型350vip葡亰集团企业投资热点领域，开发商集中在大型350vip葡亰集团央企以及地方动力350vip葡亰集团350vip葡亰集团350vip葡亰集团集团。
海下风电方面，排名前五的企业为三峡350vip葡亰集团350vip葡亰集团350vip葡亰集团集团、华能350vip葡亰集团350vip葡亰集团350vip葡亰集团集团、国电投、国家动力和中广核，累计装机容量占比分别为16.2%、13.7%、13.7%、11.9%和10.7%，合计装机占比为66.2%。此外，广东动力、浙江动力、福建能投、江苏国信、山东动力、河北建投等地方动力企业以及协鑫、明阳等设备（产业链）制造企业也积极参与投建，开发主体趋于多元化。
海上光伏方面，已投产项目均为桩基式、滩涂地带项目，架设光伏板的方式与陆地光伏类似，建设和运营均比照陆上光伏管理，差异在于打桩深度与防洪堤建筑。漂浮式项目均处于示范性实验阶段，投建主体全部为大型350vip葡亰集团央企和地方动力350vip葡亰集团350vip葡亰集团350vip葡亰集团集团，其中山东省规划较为明确，提出2023年开工470万KW、并网385万KW。
二、国家政策导向和将来350vip葡亰集团趋向
（一）有序推进海上新动力建设，突出重点区域基地建设
海下风电方面，国家明确有序推进海下风电基地建设，开展省级海下风电规划修订，优化近�：Ｏ路绲绻婊�，积极推进近海风电规模化350vip葡亰集团，完善深近海风电开发建设管理，探求集中送出和集中运维模式，并在《“十四五”古代动力体系规划》中提出重点建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海下风电基地。
结合国家和各地海下风电350vip葡亰集团目标，各省海下风电中长期规划装机规模已超300GW，其中“十四五”时期计划装机规模约64GW，是“十三五”装机规模的6倍，广东、海南、江苏、山东等4个地区规划居全国前四。目前广西、海南、山东、上�！⒏＝�、广东等6个地区的规划已获得国家动力局批复，江苏、河北、浙江、辽宁正在推进规划复函，以海下风电平价阶段的投资开发成本1.2万元/KW测算，估计将来3年我国海下风电建设融资需求超过3000亿元。
海上光伏方面，国家层面尚未出台明确的计划装机规�！Ｑ睾Ｖ氐闶》萁錾�350vip葡亰集团确：到2025年，海上光伏达到1200万KW左右，次要包括“环渤�！⒀鼗坪！彼蚯呒逗Ｉ瞎夥�。其中“环渤�！焙Ｉ瞎夥毓补婊≈�31个，总装机规模1930万KW。其中，光伏场址20个，装机规模1410万KW；“风光同场”场址11个，装机规模520万KW。“沿黄�！鼻蚯呒逗Ｉ瞎夥毓婊≈�26个，装机规模2270万KW。其中，光伏场址9个，装机规模950万KW；“风光同场”场址17个，装机规模1320万KW。
（二）新核准项目实施竞争性配置，不再享用国家补贴，部分省市出台地方补贴接续措施
从国家补贴层面看，海下风电方面，2019年5月21日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的告诉》，明确新核准项目经过竞争方式确定上网电价。2020年1月20日，财政部、国家发改委和动力局印发《关于促进非水可再生动力发电健康350vip葡亰集团的若干意见》，明确新增项目不再纳上天方财政补贴范围。海上光伏方面，2021年6月7日，国家发改委印发《关于2021年新动力上网电价政策有关事项的告诉》，明确对新备案集中式光伏电站地方财政不再补贴，实行平价上网。
从地方补贴层面看，截至2022年末，上�！⒐愣�、山东和浙江等4个经济发达省市，在国家补贴到期后，出台了地方性海上新动力开发补贴扶持政策（详见表3）。其中，山东同时出台了海下风电和海上光伏两类项目补贴，其他省市仅出台了海下风电项目补贴。此外，为鼓励建设海下风电和漂浮式光伏，山东还明确：对2023年年底前建成并网的海下风电项目，以及2025年年底前建成并网的海上漂浮式光伏项目，免于配建或租赁储能设备。如按储能配置最低比例10%、2小时计算，山东2022年并网的海下风电项目可省400元/KW左右，再叠加800元/KW地方补贴，相当于投资成本最低可降至1万元/KW以内，达到平价所需程度。
（三）“十四五”时期海下风电和光伏开发仍以近海为主，“十五五”时期将走向深近海
海下风电方面，从项目建设管理办法看，“十二五”时期，国家动力局和海洋局对海下风电建设提出了“双十”规定，次要适用省管海域。近期，国家动力局新动力司表示将出台《深远�：Ｏ路绲绻芾戆旆ā�，可能明确有关“双三十”的建设新规，即项目需满足离岸距离30公里或者水深30米的开发条件限制。从资源约束状况看，根据水规院估计，考虑到生态约束以及渔业、工业、交通运输、造地工程等要素，我国近海剩余可开发规模约70GW，部分项目离岸已达70米（详见表4），估计“十四五”可实施40～50GW，“十五五”近海场址资源将开发终了，走向深近海成为必然。
海上光伏方面，桩基式项目将发电设备固定在近海或滩涂区域，对连片开发区域地质要求较高，不利于放大单体项目规模摊薄建设成本。漂浮式项目的浮体制造较海下风电更为简便，且适用于深近海广阔区域、易于放大项目单体规模摊薄建设成本，将来有望将成为海上光伏的主流方式。
（四）“十五五”地方补贴将到期，经过降本增效有望完成平价
由于海下风电和光伏产业对区域经济350vip葡亰集团有带动作用，且有助于地方政府完成非水可再生动力消纳责任目标，因此地方政府普遍在国补到期后，出台了地方性补贴政策。从各地补贴规则看，2025年后补贴将全部到期，将来经过技术创新、产业链完善以及规模化开发等措施，可能带动进一步降本增效，海下风电有望完成完全平价，海上光伏不确定性较大。
其中，海下风电方面，风机价格（不含塔筒）曾经下降到3000元/KW左右，相比此前6000元/KW以上的价格曾经下降50%以上。业内普遍估计，将来风机进一步大型化带来的降本空间幅度有限，建设成本下降的次要环节包括：施工（吊装、海缆敷设、基础施工、海上升压站）、设计、勘测、多产业交融350vip葡亰集团等方面。估计“十四五”末，近海项目单位建设成本可能完成1000～2000元/KW的下降，有望在地方补贴到期后支撑平价。
海上光伏方面，全体完成平价仍有一段距离，业内普遍以为取决于漂浮式项目技术和规模的提升。估计可由1万元/KW（对应1MW装机量）降至4250元/KW（对应500MW装机量，详见表5）。
三、海上新动力开发面临的次要成绩
（一）项目审批手续触及多个部门，海上新动力开发与其他海域资源开发存在一定矛盾
海上新动力选址和建设触及海洋、海事、航运、军事等多方面要素，不确定要素多，程序复杂，后期工作预备工夫长。项目开工前应获得有权部门颁发的核准（或备案）、环评、用�！⒂玫�、电网接入零碎等批复文件，触及军事用地（海），应征求并获得相关部门确认意见。例如，我国第一批的4个海下风电项目，曾由于海域运用权成绩，导致项目延期投产，建设成本上升。此外，海上通航、渔业、军事、发电等其他开发活动，通常具有排他性。我国尚未建立完善的体系去协调海上新动力与其他开发活动的矛盾，因此协调均衡各类开发活动，也成为海上新动力项目开发中面临的成绩。
（二）项目将来的运维和服役成本值得关注
我国海上新动力尚无长期运营经验和数据积累，全生命周期的运维成本和服役成本不确定性较大，面临难度大、经验少、应战多的成绩。例如，海下风电离岸距离较远，气候条件、潮汐变化复杂，运维操作和方案设计的难度远高于陆下风电，国内专业运维船短缺。目前海下风电年均运维成本约150元/KW，超过风机设备价格的一半以上，约为建设成本的30%～45%；机组服役费用折合单位成本约1000元/KW，占总投资6%～8%，以上两项费用合计占总投资比重约36%～53%，2022～2023年将出现第一批出质保期的海下风电项目，“十四五”后期到“十五五”，已投产的海下风电项目将陆续脱离质保期，需持续关注项目后续的运维和服役成本变动状况。
（三）项目建设风险较大，快速迭代晋级的设备质量仍有待工夫考验
海上新动力建设过程对施工要求较高，我国多数场站处于海洋和大陆性气候交替影响区域，气候变化大，频繁遭到台风、暴雨、潮汐影响，不利于海上新动力施工建设。例如，东南沿海1年的有效施工天数仅为150天左右，导致施工工期延伸、难度加大，开发成本添加。此外，海上新动力在设备防腐蚀、防台风、防撞击等方面要求较高，且快速迭代晋级的设备尚未经过长工夫、严厉的环境测试1，将来能否可靠波动运营存在不确定性。
（四）度电成本高于其他电源类型，面临一定市场消纳风险
海上新动力次要分布在东部沿海用电负荷集中区域，现阶段电网企业基本可保障电量全额收买，但是将来全量消纳可能面临一定应战。次要缘由：一是度电成本依然较高，超过煤电、水电、核电和陆下风光等各类电源，大部分项目仍需地方补贴，在市场化竞争环境下缺乏成本优势。二是将来项目大规模并网后，部分区域电网公司可能会根据用电负荷及电网波动性状况，限制海上新动力项目上网电量。三是广东、福建、浙江、江苏和辽宁等省后续新投产核电规模较大，而核电机组不参与调峰、机组利用率较高（通常超过7000小时），投产后将大量挤占海上新动力消纳空间。
（五）生态保护和环保风险
海上新动力项目建设过程中触及海底电缆铺设等一系列工程措施，对海洋生态环境，如海域水质、海洋生物、渔业消费、候鸟迁移等可能产生一定影响。随着国家环保监管趋严以及民众环保看法加强，海上新动力项目开发企业在生态修复、渔业补偿等方面投入有可能呈现下跌趋向。
四、商业银行投融资策略
（一）密切跟踪产业政策动态，加强对行业运转状况和企业350vip葡亰集团350vip葡亰集团运营状况的监测
海上新动力符合我国动力清洁低碳350vip葡亰集团趋向，将来规划和在建项目的规模较大。其中，海下风电绝对成熟，后续有望经过进一步大型化和规模化降本增效，完成完全平价，但是海上光伏尚处于产业化初期，仍存在单位建设成本高、运营经验缺乏等成绩，商业可持续性普通，随着项目开发向深近海拓展以及地方补贴政策的加入，项目建设运营难度较高，后续应密切跟踪国家和地方对相关领域可能出台的产业扶持政策，加强对行业运转状况以及企业350vip葡亰集团350vip葡亰集团运营状况的监测分析。
（二）突出“优选主体、有扶有控”的投融资导向，稳妥介入新项目
对海上新动力新建项目，应强化控股股东投资经验，择优支持行业头部350vip葡亰集团350vip葡亰集团350vip葡亰集团集团投建项目，关注项目海域运用权、军事用地（海）等要件的落实状况。考虑到细分子领域中的海上漂浮式光伏仍处于实验阶段、造价过高，应谨慎介入新建项目，对于确需介入的，准绳上要优选股东和实践控制人，落实好有效的担保缓释措施。
（三）针对项目投建运营中面临的成绩，前瞻性做好风险防备措施
一是跟踪监测区域350vip葡亰集团电量均衡和消纳空间，包括项目区域内核电及其他替代性电源项目建设及规划状况，充分考虑分流效应以及350vip葡亰集团市场化进程。二是关注项目海域条件对施工的影响，以及质保期后的运维服役成本，谨慎评价项目单位建设成本、发电小时数、上网电价等影响项目偿债才能的次要技术经济目标。
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