2021年12月，国内首个平价海风项目华润电力苍南1号海上风电项目开工，规划装机容量400MW，拟安装49台抗台风型海上风电机组、平均单机容量或超过8MW，其中将批量应用中国海装H210-10MW海上风电机组；1月5日，浙能台州1号海上风电场项目300MW风机及附属设备招标启动：总容量300MW（暂定），风电机组单机容量为7.0-9.0MW（单一机型），场区中心离岸距离约为16.5km。
伴随着海风迈向平价“大”时代，也带动海风招标进入新周期，海上风电行业俨然是一个大的风口，为此力场君与几位研究员做了一番交流，特将重要信息整理如下。
Q：中国海风供应商跟国外竞争的差距比较？A：差距在于关键零部件的国产化率，具体包括叶片材料、电子器件芯片、大型轴承等，尤其是在控制系统的芯片和核心控制器方面短板都比较突出。
可靠性上也存在劣势，因为抢装很多大型化的风机没有经过完整的设计认证就投产，后续可能会出现问题增加运维成本；出口方面，国内风机厂优势则是价格。
Q：海上风电国内近两年抢装情况如何？A：截至2020年底全球海上风电装机总量35GW，中国10 GW占比28%。
新增装机方面，2020年全球增长6.1 GW，中国占到一半3.06 GW；2021年中国海风新增约8 GW、累计装机量17 GW，开工但没装机完成的还有2GW左右，预计中国海风装机在全球能够占到30%，这也是产业链施工能力的上限水平（全年6-8 GW）。
行业结构方面，风电运营商主要是“五大六小”主导的格局，即地方性国企和一些民营企业。
“五大”电力央企包括国投、国电投、华能、华电、大唐，截至2020年底合计风电装机量14640万KW，占到当年全国风电总装机量的52%；“六小”截至2020年底国投电力装机量213.95万KW，截至2021年上半年中广核新能源装机量314.6万KW，三峡集团装机量1178万KW，华润电力装机量138.54万KW，中节能装机量400.52万KW，中核新能源装机量178.64万KW。
2021年12月30日，国资委印发《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，要求到2025年中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上。
“五大六小”中除了国投电力是国企其他都是央企，而央企的控股股东就是国资委，因此国资委印发的这个指导意见是肯定能够实现的目标。
具体到“五大六小”，国投火电的占比达到76%，要实现这个目标后续新能源装机空间还是很大的，而改成可再生能源的利润率会提高，因为相对火电来说没有燃料成本。
以三峡集团为例，根据2020年营收和利润看，其利润率远高于其他同行，因为三峡集团可再生能源装机量达到96%，因此未来如果可再生能源装机量占比提高，利润率也会随之提高。
Q：展望一下“十四五”海风的规划前景？A: “十四五”预计海风装机总量新增能够达到52gw，占比最大的是在五大海风基地，合计46gw占比88.5%，由于2021年已经装机8gw，2022-2025年预计新增44gw，年均14.7gw。
从“十四五”期间海风分地区看，预计福建新增5gw、浙江新增5gw、江苏新增9.09gw、山东新增10gw、广东新增17gw、辽宁新增1gw、广西新增3gw、海南新增1.2gw。
Q：2023年海风是否能够实现平价？哪些因素驱动？A：根据风能协会测算，到2025年近海和深远海度电成本分别是0.4元和0.5元，如果2025年近海成本达到0.4元，广东是略低于标杆煤电价格（0.45元）的，也就是说到2024年或2025年大概率能够实现平价。
平价的驱动因素主要参考欧洲的案例，即政府统一负责规划资源评估和勘测，然后统一协调用海，包括环保部门统一协调规划集中连片开发以及海底电缆、海上升压站等投资，共建共享运维的基地设施，还有一些金融创新比如绿色金融贷款和其他金融工具（包括碳资产交易），再加上风机大型化以及零部件国产化、模块化设计等都是平价的驱动因素。
风电降本的空间主要来自主机厂、海上风电施工和输电系统这几个环节，国家海风造价占比最大的是设备购置和安装施工费用，目前设备有价格战的趋势，但是大兆瓦的安装施工价格很难下降。
根据近期开标的几个平价标，比如中广核项目中标的风电机组价格大幅下降，但仅依靠风机厂的一个环节降本肯定是不能实现平价的，后续还需要施工、海缆等产业链的协同降价才能实现平价目标。
Q：离开海岸线多少公里会比较划算？A：50km以内，再远的话需要提高技术难度。
50-100km应用漂浮式风机，技术上可行但要商业上可行还需降本。
Q：海风项目开发的全流程介绍？A：首先需要政府纳入规划（选址、搜集资料、实地勘察、报告编制），之后企业开展项目前期工作，即在项目开工之前的一系列工作。
具体包括申请项目开发权和项目核准，也就是说这片海域需要有一个投资开发主体，这通过招标竞争性配置的方法获得。
取得项目开发权后企业开启资源评估等工作，认为这个项目有开发价值、经济价值申请核准，开工后陆续启动招标工作，工程建设完成并网1年后会有一个评价，看评价项目预期的参数有没有实现，得到一定的模型参数，以便后续的风电开发能够更好地预测项目经济性。
投产后主要就是运维的事项，目前风机的质保期是3-5年左右，质保期内的运维一般是由整机厂提供，出保以后费用是由业主承担。
执行运维的主体分为3类，业主或是风机厂或是第三方公司。
运维成本也很高，一般占到度电成本的25%。
Q：介绍一下海上风电运营商的海缆风机招标模式？海缆是相对定制化的吗？供应商选取的标准是什么？A：由于海上风电一般是工程项目且海缆的造价比较高，因此多是公开招标，对招标人会有资质的要求，比如国内企业需要达到ISO9007资质、海工资质、财务要求、业绩要求。
供应商的选取标准是综合评分法（把技术和价格换算成分数二者加总，适用于技术难度较大的项目）以及低价中标法（满足技术条件前提下最低价，适用于技术难度较低的项目）。
Q：海缆项目会提前在并网前两年招标？招标价格大概能降多少？A：从建设周期来看一般需要两年，确认收入是按照几个批次分别交付、分别确认。
近期招标的项目是三峡青州56期3GW可能会是平价项目，但是具体海缆价格能降多少不好说，可能不会有主机厂降价幅度那么大，因为集中度很高，CR4占到80%，相对议价能力海缆比较强一些。
Q：2022年国内海风的吊装并网招标容量？A：2021年海上风电招标量11GW多，“十四五”预计装机量52GW，2021年仅完成装机量8GW，2022-2025年平均装机量15GW，但有可能2022年少一点，因为毕竟还没有平价。
到2024年平价的时候可能会出现放量，预计是前紧后松的情况。
Q：对于业主方来说平价考核的机制是什么样？降本的话采购端要做出哪些贡献？A：项目要立项，主要看IRR（内部收益率）能不能达到底线要求，在初期预可研的过程中IRR必须要达到底线。
一般情况下会有一个底线要求，比如必须达到8%才能立项，这是一个综合指标，所以拆分下来造价成本、施工成本要达到多少，这些都是需要一个预期值。
Q：央行推行绿色再贷款对收益测算有没有影响？A：有影响但不知道落实与否，根据目前的计算模型主要考虑银行贷款利息，还没有决定是按照优惠利率还是正常利率计算。
目前的现金流模型主要是现金流入、发电收入、补贴收入、固定资产余值回收流动资金，测算模型中尚未把这一部分计算进来。
现在贷款利率年化3%-4%是5年期以上，这也要根据每个项目的不同跟地方银行谈，这个资金成本确实是比较低的。
Q：消纳能力主要受制于哪些因素？A：受制于当地经济发达程度的用电量需求，经济发达用电量大的地区消纳能力更好。
目前三北地区的弃风弃光比较多，大基地肯定是要远程特高压输电，毕竟经济没有那么发达不好消纳。
（未完，待续）
