官方交流社群
添加微信：Buddha_Research
(备注信息：公众号读者）
1. 主题：海上风电规划和潜在限制因素
(1) 子主题：全国海上风电规划
根据各省市自治区报告的海上风电规划，全国海上风电的规划装机总容量约为2.8亿千瓦，其中十四五规划大约为1.95亿千瓦。
目前十三五已经明确规划的容量约为2,200万千瓦，而十四五全国需要配置的容量大约为1.7亿千瓦。
目前十四五已经配置的容量为3,200万千瓦，其中江苏和广东已经竞配出1,500万千瓦的项目，剩下的还有3,700万千瓦未明确配置，还有8,800万千瓦没有明确配置。
山东目前的规划容量为1,300万千瓦，主要集中在沿海供电基地。
(2) 子主题：各省海上风电规划情况
广东的规划容量为1.04亿千瓦，已经配置的容量还未明确，还有1,900万千瓦尚未配置。
广西规划容量为2,400万千瓦，目前总容量只有750万千瓦，因为尚需进行前期工作，已经配置的为270万千瓦，剩下的480万千瓦正在配置中。
福建的规划容量大约为2,000万千瓦，已经配置的约为500万千瓦，剩下的1,000万千瓦将在十四五期间可能部分在今年年底或明年上半年配套和下发指标。
江苏的规划容量为5,800万千瓦，目前已经配置的约为2,300万千瓦，还有大约1,700万千瓦尚未明确配置，因为竞争主体尚未确定。
浙江、辽宁、海南、上海和河北的容量相对较少，主要集中在广东、江苏、广西和福建地区。
2. 主题：海上风电收益和电价趋势
(1) 子主题：海上风电收益情况
各大电力集团以6%~6.5%的收益来计算，海上风电目前是盈利的。
根据项目不同，收益会有所差异。
(2) 子主题：海上风电电价趋势
由于供电电价退货机制已经完成，2021年底之前尚未投产的项目基本上没有补贴。
海上风电的造价从2万多到一万四五，现在降到七八千左右。
电价降低是一个趋势。
海上风电价格会受到一定的影响，因为火电等其他能源承担了深度调控的主体作用。
目前在做资源开发时，暂时不会考虑海上风电的电价波动趋势来测算收益率。
3. 主题：海上风电市场前景
(1) 子主题：海上风电市场空间
近年来，大部分省份的重点转向沿海地区的近海或深海风电开发，因为这些地区具有资源优势和条件。
各个能源集团也在争取海上风电的容量指标。
目前海上风电的开发趋势和空间是明显的。
各个能源集团也成立了相应的专业团队，对这11个省市的海上风电进行专门的规划和跟踪。
(2) 子主题：海上风电电网接入
海上风电的电网接入目前没有太多限制。
海上风电规划的厂址一般都接入500千伏的环网。
但是对于规模较大的项目，需要建设集中连派的接入方式，不会全部使用220千伏或500千伏的接入系统。
(3) 子主题：海上风电现货市场
海上风电预计会在11月份左右进入现货市场。
未来海上风电价格会受到一定的影响。
海上风电进入现货市场的具体时间和规模尚未确定。
有补贴的项目会先进入现货市场，2021年后投产的海上风电会稍后进入。
4. 主题：海上风电产业链发展
(1) 子主题：海上风电产业园建设
广东和福建要求在配套产业开发的同时，还要有一些国家级实验室。
作为竞配方案评选的加分项或联合开发的要求，比如广州名扬和金风在当地都有相应的产业园或海上风电基地，联合开发是明显的导向。
五大电力集团也在争取海上风电的容量指标。
(2) 子主题：海上风电竞争情况
各个能源集团在近海和深海开发方面已积累了丰富的经验。
因此，对海上风电的开发趋势和空间是明显的。
目前海上风电的造价已经降低，各个能源集团都在竞争开发海上风电项目。
Q&A
Q：海上风电的造价是如何降低的？对收益有何影响？
A：目前海上风电的造价相对较低，约为七八千元。随着造价的降低，海上风电的收益也在增加。当前海上风电项目的收益率约为6%~6.5%。对于一些规模较大的海上风电项目，其资本金比例较低，收益率可能不会达到6.5%。但总体来说，海上风电的目标和空间仍然是盈利的。
Q：目前海上风电项目接入电网有何限制？未来的电价趋势如何？
A：海上风电项目的电网接入相对简单，一般是500千伏的系统接入。目前海上风电项目的规划集中在经济发达的省市，并且在500千伏的管网里调入消纳层面没有问题。未来海上风电可能会采取建设汇流站的方式进行接入，以简化系统运行。
关于电价，国家即将出台相关政策并征求意见，进入现货市场的时间尚未确定，但肯定会受到一定的影响。进入现货市场的项目将分为多个批次，先从有补贴的项目开始，后续的2021年以后投产的海上风电项目也会逐步进入现货市场。目前趋势是电价降低，但具体变化与时间和政策有关。
Q：在考虑海上风电的投资回报率时，是否需要考虑电价波动的影响？
A：目前在进行资源开发之前，一般不会过多考虑海上风电的电价未来可能的波动趋势。不过，在科研方面，通常会进行敏感性分析，考虑电价、投资额、利率等变化带来的影响范围，一般会进行正负5%或10%的分析。
Q：关于海上风电的质检系数，不同的厂家取值是否有差异？
A：不同厂家取值存在差异，但国有企业取值相对保守，一般在75%~80%的折减系数之间。因此，在发电量计算中至少有5%的空间。
Q：对于海上风电电价波动，是否有抗风险措施？
A：在整体模型中，有针对电价波动的抗风险系数，因此存在一定的弹性空间。
Q：关于海上风电的建设周期，主要取决于哪些因素？
A：建设周期取决于前期工作的进展情况，主要包括取得建设规模指标、用海手续和环评等。前期工作至少需要一年时间，招投标相对较简单，可以在两个月内完成。
Q：各个电力集团在什么时候开始招标？招标完成后设备交付需要多长时间？
A：一般是在拿到验收规模指标之后开始招标。设备交付的时间取决于项目的具体情况，阳江三项目用时稍微快了一些，大多数项目完成全容量并网需要三年以上的时间。
Q：新增的海上风电项目是否还能够享受补贴？存量项目的补贴政策如何？
A：根据国家图说的退步和补贴退壳机制，2020年以后新增海上风电不再享受补贴，存量项目在2021年底之前投产的部分还有补贴。广东省的海上风电项目补贴政策最晚到2024年底结束。因此，在三年以内完成海上风电项目是比较符合规划的。
Q：关于广东和江苏两个省份的限制因素，特别是航道和军事方面的限制，是否会对未来的海上风电投资产生突发性的限制？广东省的海上风电项目中的30海里的标准是否已经执行或者产生了颠覆性的影响？江苏省的涉军事项目是否有实质性的进展？未来是否会加强军事方面的核准？
A：目前广东省的海上风电项目基本上已经突破了30海里的限制，水深都超过了50米。江苏省的涉军事项目目前还没有实质性的进展，但在积极努力沟通中，近期可能会有较大的进展。针对军事因素和敏感性问题，目前广东和江苏两个省份的相关部门正在与军区和站区沟通，可能会进行一些调整，但整体来看不会对项目总容量产生太大影响。
Q：海上风电施工的哪些环节可能会影响施工进度？在明年海上风电有较大增长的预期情况下，哪些环节值得关注？
A：当前海上风电施工主要关注三个方面。首先是桩基基础施工，因为打桩船相对较少，成本较高。其次是主设备的进场和运输吊装配合这一阶段，基础施工完成的时间是一个制约因素。
Q：青州五和青州七项目停工的原因是什么？进展如何？
A：青州五和青州七项目停工的主要原因是海预审范围的改变及海上军事设施的敏感性因素。目前已经解决了海预审范围调整的问题，但海上军事设施的避让问题还在解决中。预计这两个项目能在今年年底之前有实质性的进展。
Q：明年海上风电的总容量相较于今年会有多大的提升？
A：明年广东地区的海上风电容量有望提升。目前手里有近600万千瓦的在建项目，已完成投产和在建的海上风电容量基本持平。预计明年年底之前还有约100万千瓦的项目将投产。海上风电项目都在等待海缆接通并网。如果一切顺利，预计今年年底或明年6月之前，这些项目都具备了并网条件并能进行投产，但无法全流量投产。
Q：如果各大发行集团要在2025年年底之前完成并网容量的目标，最晚什么时候取得指标？
A：目前广东地区的海上风电项目已经在启动招标工作，并且已有一批项目在指标发放之前开始了招标。预计近期会公布招标结果。国电投已经发放了1600万千瓦的海上风电招标结果，第三期集采的结果也会在11月底公布。整个招标过程已经启动并进行中，预计10月底或12月份能完成这些招标工作。
Q：广东省的海上风电项目进展如何？预计什么时候能完成并网？
A：目前广东省的海上风电项目进展比较详细，选址基本上不会有大的偏差。预计在2025年之前能够有部分机组投产。目前这一批项目距离原来的厂址规划都不远，可以借用现有的项目，容易实施。
Q：除了广东省，其他省份的海上风电项目进展如何？预计能在2025年前完成并网的项目有多少？
A：浙江省的项目进展比较快，预计2025年之前已经在建的项目约200万千瓦。福建省的项目也比较快，预计至少有200~300万千瓦可以投产。而广西的项目进展较慢，可能会有一定的困难。其他省份的海上风电项目投产困难较大。
Q：未来是否会走向深远海的海上风电建设？请问在投资集团的角度，对深远海的发展趋势和资源获取难度有什么看法？
A：深远海的规划已经提出并正在调整中，规模大约是3.2亿千瓦。深渊海的海上风电建设将主要集中在福建、山东、浙江和上海等地。对于投资集团来说，深远海的发展具有潜力，但从产业降本和资源获取难度来看，可能存在一些挑战。
Q：对于远海的海上风电，您对生源海的成本和未来的积极性怎么看？
A：远海的海上风电已经能够在70-75米的水深下进行竞赛，离岸约60海里。而对于500万千瓦左右的大型海上风电基地来说，基本上需要在100海里以上的水深。目前的成本至少要达到1万元左右。进一步的深远海项目，当前正在进行相关技术测算。
Q：未来深远海的海上风电项目需要几年将成本降低并实现近海风电的收益率水平？
A：目前海上风电在电价和造价水平上还有一定的盈利空间，但是随着项目远离岸边，技术投资成本会增长30%至40%左右。在广东，海上风电的推进相对较快，因为当地政府设立了海上风电产业基金，并明确了退出和收益模型。
根据目前的内部模型，海上风电的投资收益率大约在9%至10%左右。未来深远海的海上风电项目，如果能够进入施工阶段，往后推移三到四年左右，即2026-2027年左右，才能够达到近海风电项目的成本和收益水平。
Q：远海的海上风电项目除了政策引导外，产业方面如何降低成本？
A：无论是近海还是远海，海上风电的成本降低是一个需要解决的问题。目前在广东推进海上风电的速度较快，主要因为当地政府设立了海上风电产业基金，该基金具有明确的退出和收益模型，使得海上风电的运行投资相对稳妥。
在技术上，随着机组容量的增大，海上风电利用小时数有一定提升，但同时造价也会上升。目前的目标是保证基本税率或使资本金内部收益率从30%降至20%，这样就可以控制住成本。预计至少到2030年，远海的海上风电项目还不会像近海项目那样迅速推进。
