跳過平價，直接躍入低價時代?

近三年受疫情影響，全球經(jīng)濟狀況疲軟，各國央行多以寬松貨幣政策來刺激經(jīng)濟，然而全球因超發(fā)貨幣帶來的通脹事實上已經(jīng)相當嚴重。根據(jù)最新數(shù)據(jù)，美國6月CPI同比上漲至9.1%，創(chuàng)1981年以來最大漲幅，而此數(shù)據(jù)要高于市場預期的8.8%;我國6月CPI環(huán)比持平，同比上漲2.5%，同比漲幅也創(chuàng)2020年8月以來新高。

在此背景下，面對風電原材料價格上漲，搶裝的風電項目成本壓力不會太小。

然而，上游漲價，下游并網(wǎng)價格卻屢創(chuàng)新低。最近國內(nèi)海上風電的申報電價已經(jīng)下探至0.2元/千瓦時，創(chuàng)歷史新低。為何突然以如此低價并網(wǎng)，是“賠本賣吆喝”還是“真·降本增效”?

而給出如此低價的是福建省連江外海的裝機容量70萬千瓦的海上風電項目，該項目的優(yōu)先中選者是中國華能集團與福建省投資開發(fā)集團有限責任公司聯(lián)合體，向上穿透來看，報出低價的是國企。如此低價不僅震動了風電板塊，后面在連鎖效應下，甚至會使新能源板塊陷入“價格戰(zhàn)”。

受到超低價并網(wǎng)刺激，周一A股市場風電產(chǎn)業(yè)鏈下游企業(yè)的表現(xiàn)搶眼，風能概念板塊上漲超過2%，新風光漲超10%，節(jié)能風電、順發(fā)恒業(yè)、大連重工等多股漲停，華能國際收盤上漲4.56%。

01 跳過平價，直接躍入低價時代？

事實上，今年早些時候，就出現(xiàn)過類似的情況，當時金山海上風電場一期項目的中標上網(wǎng)電價為0.302元/千瓦時。彼時，市場就曾對金山海上風電項目的上網(wǎng)電價解讀為“歷史最低”。然而，這個價格僅僅維持了3個月多月，就被福建海上風電項目再次刷新。

2022年是海上風電平價并網(wǎng)的元年，也是新增海上風電項目不再享受國家政策補貼的第一年，之前有補貼的時候并網(wǎng)標桿電價是0.85元/度;隨后2019年5月，國家發(fā)改委將海上風電標桿上網(wǎng)電價改為指導價，并網(wǎng)價下調(diào)至0.8元/度，后面也提出海上風電項目將全部通過競爭方式確定上網(wǎng)電價;2019年6月，上海市發(fā)改委啟動了奉賢海上風電項目，該項目為中國首個競爭性配置海上風電項目，中標電價為0.74元/度……

在海上風電快速發(fā)展的四年里，并網(wǎng)電價由0.85元/度連續(xù)下調(diào)至0.2元/度，降幅超過75%。

此后，各省地陸續(xù)啟動海上風電競爭性配置項目。上述福建省首批海上風電競配項目，為2021年以來地方政府公開發(fā)布的第四批海上風電競配項目。今年，海上風電平價上網(wǎng)，電價與煤電發(fā)電價格持平，4月又出現(xiàn)低于煤電0.302元/度，再到0.2元/度。

若按照目前福建燃煤發(fā)電上網(wǎng)基準電價0.3932/度來看，0.2元/度的海上風電并網(wǎng)價，差不多已經(jīng)是煤電價格的一半，國內(nèi)海上風電低價時代真的來了嗎?

02 賠錢也要賺吆喝

海上風電的度電(LCOE)成本幾何，能讓并網(wǎng)價格下降如此劇烈?

2014年全球海上風電平準化度電成本為1.56元，2017年為0.79元，2021年降至0.57元。其中，LCOE最低的國家包括荷蘭、丹麥、英國和中國，分別為0.46、0.49、0.50、0.52元/度。

根據(jù)發(fā)改委近期公布的數(shù)據(jù)來看，度電成本將跟隨海上風電機組投資成本下降而逐漸下調(diào)。2021年全球海上風電資本支出基準為1678.75萬元/兆瓦，預計2028年將降至1625.03萬元/兆瓦。預計到2030年，全球海上風電LCOE將大幅下降，屆時國內(nèi)度電成本預計下降至0.34元/度，較2021年下降33.7%。

歐洲是最先步入平價時代的，平均每度電低于0.5元，英國海上風電的招標電價降至0.35元/度;德國在零補貼下，正計劃在未來1-3年投運的項目中將多數(shù)并網(wǎng)電價控制在0.4元/度以下。

如此看來，0.2元/度的并網(wǎng)價已經(jīng)領先全球其他地區(qū)50%以上。

換個角度大致估算下，按照這次華能中標的0.2元/度的報價計算，同時以2021年全年企業(yè)貸款利率4.61%作為項目融資成本來測算，年發(fā)電時長按較高的6000小時算，那整個項目每千瓦的造價需要低于1萬元。但是以目前風機技術，每年發(fā)電時長也就4000-5000小時，而海上風電造價最低也需要1.2萬元/千瓦左右。很顯然以目前的成本和技術，盈利基本不可能。

由此，基本上可以判斷這次報價根本不是海上風電的正常并網(wǎng)價格，推測這樣的價格大概率也不會持續(xù)。

03 壓力傳導至產(chǎn)業(yè)鏈中上游

海上風電的成本構成比較復雜，降本涉及的環(huán)節(jié)更多。數(shù)據(jù)顯示，在海上風電成本構成中，風機葉片、傳動系統(tǒng)以及塔筒分別占比為6%、18%、8%，安裝成本為20%，海上電力設施以及海上風電基座等成本占比25%，以及其他費用。而面對如此大幅度的并網(wǎng)電價降幅，風電整機降價首當其沖。風電整機降本降價預期也一定程度刺激到了市場信心，本周A股整機龍頭明陽智能回調(diào)了11.09%，金風科技上周回調(diào)3.4%。

數(shù)據(jù)來源：前瞻產(chǎn)業(yè)研究院

由于風電產(chǎn)業(yè)鏈的特點，下游主要是以國有及地方大型發(fā)電集團為代表的投資商。市場集中度較高，對整機的議價能力較強;而上游核心零部件包括齒輪箱、發(fā)電機、軸承、葉片、輪轂等，這部分產(chǎn)品專業(yè)性雖強，但好在國內(nèi)供應商的技術較成熟，由風機制造企業(yè)向其上游定制采購。除個別關鍵軸承需進口外，風機零部件國內(nèi)供應充足，屬較為成熟的充分競爭行業(yè)，這部分的成本一般與有色、永磁材料的價格走勢相關性較高。

如此來看，在下游風力發(fā)電集團強議價能力和并網(wǎng)電價趨勢下，風電整機的降本壓力只能向上游傳導，無論風電上游海洋電纜板塊的龍頭中天科技和東方電纜的海纜業(yè)務，還是細分的龍頭中材科技的風電葉片業(yè)務的毛利率都在2020年觸頂，2021年平價后出現(xiàn)盈利能力下滑的情況，預計接下來上游海上風電原材料的成本壓力都不會小。

當然，原材料的成本壓力也有2021年大宗商品價格走高的“功勞”，好在8月份美聯(lián)儲100基點的加息預期下，全球流動性會受到一定的抑制，大宗商品價格下降的預期會相應緩解成本壓力。