美国海上风电商业化战略——市场篇
文摘
财经
2024-10-16 08:30
美国
![]()
编译：Ted
美国海上风电市场正处于一个关键点。建设 10-15 GW 的项目并在未来几年内达成最终投资决策 (FID) 将确立美国海上风电的可行性和前景。美国海上风电市场在投资者、开发商、各州和利益相关者中的可信度取决于成功执行大量计划中的东海岸项目。未来的成本降低需要前期投资、稳定的建设速度和对受限资产（例如港口）的持续利用，推迟建设将推迟降低成本的途径。截至 2024 年 4 月，约有 250 MW 的风机已投入运营，5 GW 的项目正在建设中。未来几年，另外 5-10 GW 的项目有望获得最终投资决策 (FID) 并开始建设。目前，美国大约有 50 GW 的项目在开发商控制中。
漂浮式海上风电可在水深超过 200 英尺的水域部署，各州的项目目标总计约 36 GW；缅因州和加利福尼亚州可能最早在 2030 年代初就会出现商业规模的项目。
从全球范围来看，漂浮式将在未来 10-15 年内从大型试点项目向商业规模项目转变。预计到 2035 年，全球市场将部署 20 GW。由于成本增加、商业化前期部署延迟以及国外政策延迟等原因，一些项目曾被推迟 1 至 2 年，全球首批 200 MW 以上规模的项目计划在 2030 年左右实现 COD。美国海上风电项目的 LCOE 从 2021 年到 2023 年底从每兆瓦时约 85 美元上涨至约 140 美元。成本上涨是由设备成本的快速上涨、利率上升、供应链限制和进度延迟造成的。因此，许多项目取消了承购合同，因为它们的成本增长超过了其固定的承购价格。2023-26 年 FID 目标项目面临的风险最大，而长期项目取消的风险较小，原因是：到 2030 年 FID，固定式海上风电项目的 LCOE 可低于 100 美元/兆瓦时（2024 美元），这得益于项目部署以及相关的供应链和基础设施开发。最终成本将取决于宏观经济条件、州和联邦海上风电政策、承购设计以及在未来几年内达成 FID 并开始建设的先行者数量。
i. 债务成本。海上风电对资金成本高度敏感，成本每增加约 2% 会导致 LCOE 增加约 20%。利率在 2022 年飙升并保持高位，比近期水平增加 3-5 个百分点。过去一年利率趋于稳定，市场预测未来利率将下降。ii. 资本支出和运营支出超支。美国项目，尤其是先行者，在结构上比欧洲项目更昂贵，而行业低估了这些成本：软成本、行业设置成本（例如港口）、陆上成本（电网、登陆、电缆）和复杂的物流（跨大西洋航运、琼斯法案合规等）。紧张的时间表和复杂的物流加剧了整个供应链的连锁延误和成本超支。iii. 通货膨胀。海上风电项目所需的大宗商品在 2021 年中期飙升，并在全球范围内保持高位，增加了设备成本。许多对海上风电至关重要的商品已经开始稳定下来。
到 2030 年，固定式海上风电项目的 LCOE 可以低于 100 美元/兆瓦时（2024 美元）。i. 政策驱动因素。项目开发商可以寻求联邦、州和部落计划的财政支持，包括税收抵免、融资和补助金计划。LCOE 中假设的政策驱动因素包括在 30% 投资税收抵免 (ITC) 基础上增加 10 p.p. 的额外支持。ii. 宏观经济力量。仅通货膨胀和利率就有可能将 LCOE 降低 20-40%；虽然转变的时间和幅度尚不确定，但大多数市场预测预计未来宏观经济条件将更加有利。随着全球大宗商品市场趋于稳定，原材料价格已从 2022-23 年的峰值有所下降，并且可能进一步下降。然而，由于风险、不确定性和定价策略，商品价格和供应商报价之间可能会存在一些滞后。iii. 部署。建设经验、成熟的港口和供应链以及技术改进都具有降低成本的潜力。
