网站小编 “十四五”期间风电行业有望保持年均40-50GW新增装机需求。风电有望进入“退补-行业争相降本-刺激需求-行业竞争加剧-降本”的正向循环，进入高速成长期，叠加碳中和的国家战略目标，陆上风电以及消纳问题更容易得到解决的海上风电有望在“十四五”期间实现高速增长。
事件：广西海上风电规划正式获得国家能源局批复，标志着全区海上风电由规划阶段进入建设实施阶段。国家能源局先期批复全区海上风电规划装机容量750万千瓦，其中自治区管辖海域内全部4个场址共180万千瓦，要求力争2025年前全部建成并网；自治区管辖海域外择优选择570万千瓦开展前期工作，要求力争到2025年底建成并网120万千瓦以上。
广西已明确将海上风电作为“十四五”能源和产业发展的重点方向，规划海上风电场址25个，总装机容量2250万千瓦。其中，“十四五”期间将力争核准海上风电800万千瓦以上，投产300万千瓦。2020年，广西位列风电装机增速全国第一位。
广西海岸线长1628.59公里，是中国西部地区12个省份中唯一的沿海省份。广西北部湾附近海域130米高度平均风速在6.7-7.8米/秒之间，水深为10-56米间，离岸距离在15-160千米之间，风能资源良好。
广西海上风电规划正式获得国家能源局批复
来源：广西发改委网站
海上风电行业发展现状
2021年初至今国内风机价格降幅和招标量超预期，当前主流价格大致在2200-2400元/kW，风机的大型化又带来了风场BOP成本的下降。在建设成本大幅下降、平价时代项目收益率不降反升的背景下，前三季度国内风电招标量突破40GW，同比增长115.1%。
根据GWEC预测，2022-2025年中国风电新增装机规模分别为37/40/42.5/45GW，其中海上风电新增装机规模分别为4/4/5/5GW；在我国海上风电方面，GWEC预计到2025/2030年国内海风累计装机分别达到35.5/67.8GW，相较于2020年，我国海上风电累计装机的年均增速分别达到29%/21%。
我国海上风能资源十分丰富
根据国家发改委能源研究所发布的《中国风电发展路线图2050》报告，我国水深5-50米海域的海上风能资源可开发量为5亿千瓦，50-100米的近海固定式风电储量2.5亿千瓦，50-100米的近海浮动式风电储量12.8亿千瓦，远海风能储量9.2亿千瓦。
我国海上风电资源主要集中于东南沿海地区，邻近电力负荷中心，便于就近消纳，可谓是消纳路径与资源禀赋兼备。同时，结合过往各沿海省份能源发展规划对于海上风电发展的重视，部分沿海省份海上风电装机量呈现快速增长。截至2020年底，国内海上风电装机量达到约900万千瓦。2015-2020年，海上风电装机规模的复合增速为55.2%，远高于同期陆上风电的16%。
与其他可再生能源类型相比，风电，尤其是海上风电，项目的投资额及周期相对较长，因此设计合理的扶持政策能够降低投资风险并提高收益的稳定性。在欧洲和亚洲市场，如德国、荷兰、中国、日本、越南等，海上风电政策正在从固定上网电价(FiT)向竞争性机制转型。
在美国，税收刺激政策则应用于海上风电领域，包括投资税抵扣(ITC)和生产税抵扣(PTC)。在新兴市场中，海上风电项目的投资往往要依靠国际资本，所以政策的透明度和稳定性至关重要。
目前，海上风电是建设、运维成本较高的新能源发电方式，高经营成本主要依赖电价补贴进行疏导，以0.85元/千瓦时的上网电价为例，度电补贴0.45元，补贴比例达53%。2020年，国内海上风电新增装机容量达到384.5万千瓦，同比增长54.2%；累计装机达到10.87GW。
重点省份规划明确，已锚定“十四五”期间45GW以上装机。四大海上基地所在省份浙江、江苏、山东已规划公布的“十四五”期间新增风电装机分别为4.55GW、9.09GW、5GW，另外还有广东计划新增的17GW、广西的8GW等，预计“十四五”期间海上风电将贡献45GW以上新增装机。
平价上网趋势已现，消纳与成本为平价实现的关键因素
自2014年以来，国家发改委陆续出台《关于海上风电上网电价政策的通知》、《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》等多个涉及海风上网电价的政策性文件，近海风电标杆电价逐步降低（2019年7月以后改为指导价），潮间带风电逐步转向为参照陆上风电指导价。广东省则在《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》中明确提出，至2025年底，力争在全国率先实现海上风电平价上网。
随着补贴退坡临近，度电收入较难实现向上突破，为实现平价上网，应着眼于如何降低度电成本，主要还是围绕两大路径：
1）保证消纳，提升利用小时数摊薄度电成本；
2）降低采购、建设、维修成本：
海上风电成本分析
建设阶段：投资成本九成来自风机采购与施工建设费用
海上风电项目开发建设方面，以项目公司自行开发建设模式为例，大体可划分为三阶段：
1）前期勘察、设计；
2）采购风力发电机组、海底电缆、升压设备等机器设备；
3）施工建设。海上风电项目建设成本主体来自风机采购与施工建设费用。上述项目中，风力发电机组购置成本与施工建设费用分别为27亿元、12.48亿元，二者占静态总投资比例分别为61.7%、28.5%。
运营阶段：经营成本九成来自折旧与维修费用
在项目运营阶段，项目成本可划分为两类：
1）折旧、无形资产摊销等非付现成本；
2）维修费、海域使用金、员工薪酬、保险费等付现成本。因海上风电无燃料成本，同时叠加项目前期大额建设成本，因此折旧为项目运营阶段的主要成本构成。
海上风电项目运营成本主要来自折旧与维修费用。以平海湾海上风电场二期项目为例，结合公司披露数据，我们对海上风电项目主要运营成本进行模拟：
折旧：参考《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》中关于海上风电全生命期合理利用小时的设定，假定项目运行周期为20年，项目结束后机组无残值，采用直线折旧法进行计算，则该项目每年折旧2.19亿元；
维修费用：随使用时间的增长而增大，结合中闽能源公告披露数据，此处简单假设为每年维修费用为项目静态投资额的2%，则每年维修费用0.88亿元；
海域使用金：项目用海面积329.36公顷，结合公告披露数据，每年支付海域使用金298万元；
其他成本开支：包含职工薪酬、保险费等，结合公告披露数据，每年合计约0.20亿元。以此计算，该项目每年经营成本合计约3.29亿元，折旧、维修费用占比分别为66.4%、26.6%。
以此计算，该项目每年经营成本合计约3.29亿元，折旧、维修费用占比分别为66.4%、26.6%。
规模化开发，龙头风电运营商占据先发优势
海上风电平价在途，规模化开发令大型风电运营商占据先发优势。随着风机单机容量的增长，千瓦造价和度电运维成本有望被摊薄而实现项目全生命周期的降本增效。当前三峡集团长乐海上风电场A区项目已安装10台10MW海上抗台风型风电机组。
海上风电“抢装潮”即将结束，风机价格预计将进入下行通道，龙头风电运营商规模扩张带动风机的批量采购，将为其带来集中订货的议价优势。因此，度电成本预计持续下降，海上风电项目平价上网有望逐步实现。海上风电平价后，龙头公司新投产项目将告别补贴拖欠问题，企业估值有望进一步提升。
龙头风电运营商拥有优质风能资源的海上风电项目，横向对比之下具备更高的风电利用小时数，盈利能力将更为突出。
