近三年受疫情影响，全球经济状况疲软，各国央行多以宽松货币政策来刺激经济，然而全球因超发货币带来的通胀事实上已经相当严重。根据最新数据，美国6月CPI同比上涨至9.1%，创1981年以来最大涨幅，而此数据要高于市场预期的8.8%；我国6月CPI环比持平，同比上涨2.5%，同比涨幅也创2020年8月以来新高。

在此背景下，面对风电原材料价格上涨，抢装的风电项目成本压力不会太小。

今年，海上风电不再享受国家补贴，全面迈向平价时代，即上网电价与当地燃煤电价持平。然而，上游涨价，下游并网价格却屡创新低。

多位风电行业人士证实，华能联合体投出了约0.2元/度的申报电价，为国内海上风电有史以来报出的最低中标价。此前，海上风电享受国家政策补贴，上网标杆电价达0.85元/度。国内海上风电的申报电价下探至0.2元/千瓦时，创历史新低。

近四年内，海上风电电价由0.85元/度下探至0.2元/度，降幅近八成。中国海上风电低价时代真的来了吗？

其实不是，开发商投出低价，给风电产业链带来了巨大压力。

而给出如此低价的是福建省连江外海的装机容量70万千瓦的海上风电项目，该项目的优先中选者是中国华能集团与福建省投资开发集团有限责任公司联合体，向上穿透来看，报出低价的是国企。如此低价不仅震动了风电板块，后面在连锁效应下，甚至会使新能源板块陷入“价格战”。

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不赚钱的生意怎么做

尽管福建的海上风资源比起广东和江苏，具有一定优势，平均风速在7.1-10.2m/s之间，可利用小时高达3500-4000小时，度电成本比其他沿海省份要低，被认为是国内将最先实现海上风电全面平价的省份。

但即使是有如此优势，要达到2毛钱一度电，也是几乎不可能的。

据平安证券研报，近年来国内海上风电项目的EPC造价已下滑，现降至每千瓦1.2万元左右水平。而据业界预估，要做到0.2元的度电成本，需要海上风电项目EPC造价每千瓦低于1万元，且年发电量达到6000小时以上。这里还需要考虑非常低廉的融资成本。

所以，这个比煤电还低的价格，如果不是以压低整机和施工等合作企业的价格，搞行业内卷竞争的话，至少需要开发企业有其他方面的考虑因素或利好预期。

比如可以预期当地政府出台其他融资或支持政策，或者可以捆绑其他赚钱项目，以及对未来海上风电除了可以卖电外，还可以参与碳市场的绿色权益的交易等。

还有一个方向，就是除了卖电，还可以利用风电制备绿氢，以此获得更高的利润。这也成为很多欧美海上风电的未来发展趋势。

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赔钱也要赚吆喝

海上风电的度电（LCOE）成本几何，能让并网价格下降如此剧烈？

2014年全球海上风电平准化度电成本为1.56元，2017年为0.79元，2021年降至0.57元。其中，LCOE最低的国家包括荷兰、丹麦、英国和中国，分别为0.46、0.49、0.50、0.52元/度。

根据发改委近期公布的数据来看，度电成本将跟随海上风电机组投资成本下降而逐渐下调。2021年全球海上风电资本支出基准为1678.75万元/兆瓦，预计2028年将降至1625.03万元/兆瓦。预计到2030年，全球海上风电LCOE将大幅下降，届时国内度电成本预计下降至0.34元/度，较2021年下降33.7%。

欧洲是最先步入平价时代的，平均每度电低于0.5元，英国海上风电的招标电价降至0.35元/度；德国在零补贴下，正计划在未来1-3年投运的项目中将多数并网电价控制在0.4元/度以下。

如此看来，0.2元/度的并网价已经领先全球其他地区50%以上。

换个角度大致估算下，按照这次华能中标的0.2元/度的报价计算，同时以2021年全年企业贷款利率4.61%作为项目融资成本来测算，年发电时长按较高的6000小时算，那整个项目每千瓦的造价需要低于1万元。但是以目前风机技术，每年发电时长也就4000-5000小时，而海上风电造价最低也需要1.2万元/千瓦左右。很显然以目前的成本和技术，盈利基本不可能。

由此，基本上可以判断这次报价根本不是海上风电的正常并网价格，推测这样的价格大概率也不会持续。

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压力传导至产业链中上游

海上风电的成本构成比较复杂，降本涉及的环节更多。数据显示，在海上风电成本构成中，风机叶片、传动系统以及塔筒分别占比为6%、18%、8%，安装成本为20%，海上电力设施以及海上风电基座等成本占比25%，以及其他费用。而面对如此大幅度的并网电价降幅，风电整机降价首当其冲。风电整机降本降价预期也一定程度刺激到了市场信心，本周A股整机龙头明阳智能回调了11.09%，金风科技上周回调3.4%。

数据来源：前瞻产业研究院

由于风电产业链的特点，下游主要是以国有及地方大型发电集团为代表的投资商。市场集中度较高，对整机的议价能力较强；而上游核心零部件包括齿轮箱、发电机、轴承、叶片、轮毂等，这部分产品专业性虽强，但好在国内供应商的技术较成熟，由风机制造企业向其上游定制采购。除个别关键轴承需进口外，风机零部件国内供应充足，属较为成熟的充分竞争行业，这部分的成本一般与有色、永磁材料的价格走势相关性较高。

如此来看，在下游风力发电集团强议价能力和并网电价趋势下，风电整机的降本压力只能向上游传导，无论风电上游海洋电缆板块的龙头中天科技和东方电缆的海缆业务，还是细分的龙头中材科技的风电叶片业务的毛利率都在2020年触顶，2021年平价后出现盈利能力下滑的情况，预计接下来上游海上风电原材料的成本压力都不会小。

当然，原材料的成本压力也有2021年大宗商品价格走高的“功劳”，好在8月份美联储100基点的加息预期下，全球流动性会受到一定的抑制，大宗商品价格下降的预期会相应缓解成本压力。

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海上风电还需要在地方政府支持下发展

根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》， 2022年后新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。

在双碳和双控背景下，沿海各省一方面需要电力供应的持续增长以保证经济可持续发展，另一方面需要完成国家对于新能源消纳和能耗双控等指标的约束。

光大证券认为，在土地资源相对有限的情况下，海上风电未来将成为沿海各省新能源发展的重要一环。

国信证券表示，我国海上风电资源开发潜力超过3500GW，且靠近东南部电力负荷中心区域，拥有极大的发展空间。

中央财政补贴政策推动了我国海上风电这几年的高速发展，为我国海上风电弯道超车，打造全球海上风电制高点发挥了重要作用。

中央财政补贴取消后，海上风电如何在保质保量的情况下健康发展，仍有待地方政府的政策支持。

特别是在全球能源危机的情况下，欧盟、英国、美国等，都在价格补贴、海域租赁费用以及手续办理等方面，给予海上风电适当的优惠政策。

我国海上风电产业链整体还处于发展的初级阶段，设备制造企业多而不强，大容量机组技术及运行经验不足，海上风机部分关键零部件仍需进口，还是有必要因地制宜，分地区研究制定海上风电补贴政策。

本文来源：点掌财经，环球零碳，英才杂志