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在搶裝潮的刺激下，海上風機吊裝價格和海裝船租價被推至有史以來的最高點。
根據記者調研，以江蘇海域為例，一臺風機吊裝價格已經從搶裝前的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。
根據不完全統計，到2019年底，中國海上風電突擊核準規(guī)模超40GW，這些項目都希望在2021年底前并網，以進入補貼大盤。
但大部分項目很難如期建設、并網。中國目前的施工能力和設備很難支撐起如此大規(guī)模的海上風電開工建設。目前，包括2020年出事故無法運行的“振江號”和“宇航58號”在內，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的最底端。
盡管施工、EPC等招標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“在合同履行中根據現場實際情況、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量和工期。”
在施工能力和設備不足時，這一事先簽訂的合同，仍然存在博弈的空間。
據一家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72億元左右，單位千瓦造價上漲約1000元/千瓦，達18000元/千瓦左右。以江蘇海上風資源實際情況，6兆瓦級機組年均利用小時數約3000-3100小時左右（按3050小時考慮）測算：
以2021年底投產的搶電價項目為例，電價0.85元/千瓦時（江蘇燃煤脫硫標桿電價0.391元/千瓦時），電價補貼部分根據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電項目損失更為嚴重。以當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（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，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，現階段我國海上風電項目平價開發(fā)暫不具備經濟性，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。”
海上風電前景如何？
距離海上風電取消國補還有最后10個月，僅僅11歲的中國海上風電即將“被迫成年”。
由于達不到平價水平，即將獨立行走的海上風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電的價值。在碳達峰、碳中的壓力下，大玩家江蘇提高海上風電“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”海上風電規(guī)劃。
此后，“看好”評級頻繁出現在近期海上風電證券分析師的分析報告中。
根據國信證券經濟研究所預測，“十四五”期間，各省海上風電規(guī)劃規(guī)模將達到32.7GW，其中2021年的預期建設量將達到8.3GW。
換言之，“十四五”期間，海上風電的市場容量還是在的，主要的難關在于成本過高，做不到平價。
根據中國第一大海上風電開發(fā)商龍源電力初步估算江蘇區(qū)域海上項目平價上網的邊界條件：在項目單位造價下降至13000元/千瓦，技術進步推動年均利用小時數上升至3900小時左右時，資本金收益率可達龍源電力要求的收益率標準。單位造價13000元/千瓦，年均利用小時數約3600小時，項目在盈虧平衡點附近。
“十四五”期間，如果要保證海上風電健康發(fā)展，賈彥兵建議：
在政策上，充分借鑒歐洲海上風電開發(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，均由電網公司負責投資完成，而國內海上風電開發(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。
在技術上，應加快機組創(chuàng)新技術研究，提高海上風電效率。通過技術創(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、海上風電運維及度電成本，從而逐步實現海上風電平價建設條件。同時還要規(guī)?；_發(fā)并推動海洋綜合能源利用，推動深遠海海上風電+海洋牧場、旅游、制氫以及與海洋油氣等融合發(fā)展，降低海上風電度電成本。
總之，在“碳達峰”和“碳中和”目標下，2025年所有省份都需要達到40%左右的非水電可再生能源消納權重，海上風電作為沿海地區(qū)能源結構的重要組成部分，必然會迎來重大發(fā)展機遇。
根據記者調研，以江蘇海域為例，一臺風機吊裝價格已經從搶裝前的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。
根據不完全統計，到2019年底，中國海上風電突擊核準規(guī)模超40GW，這些項目都希望在2021年底前并網，以進入補貼大盤。
但大部分項目很難如期建設、并網。中國目前的施工能力和設備很難支撐起如此大規(guī)模的海上風電開工建設。目前，包括2020年出事故無法運行的“振江號”和“宇航58號”在內，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的最底端。
盡管施工、EPC等招標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“在合同履行中根據現場實際情況、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量和工期。”
在施工能力和設備不足時，這一事先簽訂的合同，仍然存在博弈的空間。
據一家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72億元左右，單位千瓦造價上漲約1000元/千瓦，達18000元/千瓦左右。以江蘇海上風資源實際情況，6兆瓦級機組年均利用小時數約3000-3100小時左右（按3050小時考慮）測算：
以2021年底投產的搶電價項目為例，電價0.85元/千瓦時（江蘇燃煤脫硫標桿電價0.391元/千瓦時），電價補貼部分根據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電項目損失更為嚴重。以當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（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，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，現階段我國海上風電項目平價開發(fā)暫不具備經濟性，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。”
海上風電前景如何？
距離海上風電取消國補還有最后10個月，僅僅11歲的中國海上風電即將“被迫成年”。
由于達不到平價水平，即將獨立行走的海上風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電的價值。在碳達峰、碳中的壓力下，大玩家江蘇提高海上風電“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”海上風電規(guī)劃。
此后，“看好”評級頻繁出現在近期海上風電證券分析師的分析報告中。
根據國信證券經濟研究所預測，“十四五”期間，各省海上風電規(guī)劃規(guī)模將達到32.7GW，其中2021年的預期建設量將達到8.3GW。
換言之，“十四五”期間，海上風電的市場容量還是在的，主要的難關在于成本過高，做不到平價。
根據中國第一大海上風電開發(fā)商龍源電力初步估算江蘇區(qū)域海上項目平價上網的邊界條件：在項目單位造價下降至13000元/千瓦，技術進步推動年均利用小時數上升至3900小時左右時，資本金收益率可達龍源電力要求的收益率標準。單位造價13000元/千瓦，年均利用小時數約3600小時，項目在盈虧平衡點附近。
“十四五”期間，如果要保證海上風電健康發(fā)展，賈彥兵建議：
在政策上，充分借鑒歐洲海上風電開發(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，均由電網公司負責投資完成，而國內海上風電開發(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。
在技術上，應加快機組創(chuàng)新技術研究，提高海上風電效率。通過技術創(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、海上風電運維及度電成本，從而逐步實現海上風電平價建設條件。同時還要規(guī)?；_發(fā)并推動海洋綜合能源利用，推動深遠海海上風電+海洋牧場、旅游、制氫以及與海洋油氣等融合發(fā)展，降低海上風電度電成本。
總之，在“碳達峰”和“碳中和”目標下，2025年所有省份都需要達到40%左右的非水電可再生能源消納權重，海上風電作為沿海地區(qū)能源結構的重要組成部分，必然會迎來重大發(fā)展機遇。
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