一、海上新能源产业发展现状
(一)海上新能源在我国电力装机中规模较小，但从市场份额看，我国海上新能源总量已超过欧洲，居全球首位
海上新能源主要包括海上风电和海上光伏。海上风电方面，英国、德国、荷兰和丹麦等欧洲国家是全球先行者，2021年以前海上风电装机规模处于领先位置，2021年我国海上风电装机总量首次超过英国。至2022年末，全球海上风电在风电总装机中占比约6%，其中我国海上风电累计装机30.51GW，占全球份额44%，居全球首位，英国、德国和荷兰排名紧跟我国，我国装机已超过上述三个国家累计装机总和;2022年全球海上风电新增装机在风电总新增装机中占比约6%，其中我国新增海上风电装机5.2GW，占全球份额超过70%，居全球首位。
海上光伏方面，当前全球各国均处于起步阶段，2022年全球以海上光伏为主的水面光伏在全部光伏新增装机中占比约2%，全球累计装机不到5GW。按照确权用海面积估算，我国在该领域装机总量不到2GW，已位居全球首位，但目前国内海上光伏主要以水面、滩涂和近岸的固定桩基式项目为主，尚无离岸5公里以上项目，漂浮式项目则主要以湖面及水库光伏为主，山东省提出将在“十四五”和“十五五”期间推广海上漂浮式项目。
(二)我国海上新能源主要布局在用电负荷集中区域，当前已进入无补贴平价阶段
我国海上新能源均位于东部沿海地区，超过95%的装机分布于江苏、广东、福建、浙江、辽宁、上海和山东等七个沿海工业用电负荷集中省份，主要原因：一是沿海风光资源禀赋好，发展海上新能源在有效利用资源禀赋的同时，还能带动地方产业链制造环节发展。二是东部省份陆地土地稀缺、合规性要求高，当地政府为完成新能源装机增长规划和非水可再生能源消纳考核，有拓展海上新能源的需求。三是缓解当地用电负荷增长压力。东部沿海为我国主要工业负荷中心，就近建设海上新能源可提高区域内能源自给率，有效支持当地工业用电需求。
海上风电方面，2007年我国首座项目并网发电，随着技术提升和经验积累，目前已从示范项目发展到无补贴平价阶段，2021年起新核准项目的上网电价已进入无国家补贴的竞价阶段。海上光伏方面，我国对此类项目按照陆地各类资源区集中式光伏上网电价管理，2021年后也已进入无补贴平价阶段，多数地区按照当地燃煤发电基准价执行。
(三)海上风电产业链基本实现国产化，机组大型化、项目规模化成为趋势，单位建设成本区域间存在差异，部分项目受益于地方补贴已实现平价
海上风电项目类型主要包括单桩、导管架和漂浮式三类，分别对应从近海到深远海等不同阶段。从已投建运营的项目类型看，应用较多的是单桩和导管架项目。其中，单桩占比最大、导管架项目逐渐增多，而漂浮式海上风电主要适用深远海项目，由于技术尚未完全成熟，应用较少(详见表1)。当前全球漂浮式装机规模仅200~260MW，在海上风电装机中占比不到0.5%，我国仅有2个项目、11.7MW投运，分别为：三峡阳江沙扒海上风电场投运的5.5MW“三峡引领号”，以及中国海装投运的6.2MW“海装扶摇号”。
从已投建运营项目的国产化、大型化程度看，目前国内项目部件90%以上已实现国产化，近两年机组大型化提速。大功率、大叶片风机以及大规模集中式开发能有效降低海上风电度电成本，当前多数定标机型在7～8MW之间。2022年我国下线的新型海风机组平均单机容量达11.5MW，业内普遍预计，到2025年最大单机容量可达20MW。
从项目建设成本看，主要集中在风电机组、基础及施工安装、海缆等部分，以上三项投资占总投资70%~80%。随着技术进步和规模化发展，海上风电项目单位建设成本已由2007年2.67万元/KW下降至2022年的近海1~1.4万元/KW，深远海1.4万元/KW。从部分达到平价水平的项目看，受资源、地质和开发规模等因素影响，不同地区项目达到平价水平，对应的单位建设成本和构成占比存在差异。例如，山东、江苏、浙江对应平价项目，单位建设成本预计在1～1.2万元/KW，福建在1.3～1.45万元/KW，广东在1.2～1.6万元/KW，海南在1.1～1.25万元/KW。受益于地方补贴，当前已有部分项目建设成本能够满足平价上网。
(四)海上光伏尚在起步阶段，有待规模化项目验证商业可行性，尚不具备平价条件
海上光伏项目类型主要包括桩基式和漂浮式两类，均处于起步阶段。其中，桩基式项目将发电设备固定在近海或滩涂区域，适用于水深较浅的海域，技术和经济性不适用深海;漂浮式项目则以浮体、系泊和锚固部件替代了桩基，海洋环境对浮体和锚固部件要求较高。
从项目建设成本看，海上光伏单位建设成本远高于地面集中式光伏0.4万元/KW的水平，暂不具备平价条件。其中桩基式项目招标价格在0.5万元/KW，实际上为了抗台风和海冰推力，预制管桩直径达600毫米、总长度25米，远超陆地渔光和农光互补规格，部分项目还需要额外修建防洪堤坝，综合建设成本接近1万元/KW。漂浮式项目当前建设成本约为1万元/KW，装机规模增至50万KW，才可能摊薄至0.4万元/KW。
(五)海上新能源投资企业以大型电力央企和地方能源集团为主，近年来海上风电开发主体趋于多元化
与陆上新能源相比，海上新能源技术和资金壁垒更高，是大型电力企业投资热点领域，开发商集中在大型电力央企以及地方能源集团。
海上风电方面，排名前五的企业为三峡集团、华能集团、国电投、国家能源和中广核，累计装机容量占比分别为16.2%、13.7%、13.7%、11.9%和10.7%，合计装机占比为66.2%。此外，广东能源、浙江能源、福建能投、江苏国信、山东能源、河北建投等地方能源企业以及协鑫、明阳等设备(产业链)制造企业也积极参与投建，开发主体趋于多元化。
海上光伏方面，已投产项目均为桩基式、滩涂地带项目，架设光伏板的方式与陆地光伏类似，建设和运营均比照陆上光伏管理，差异在于打桩深度与防洪堤修建。漂浮式项目均处于示范性试验阶段，投建主体全部为大型电力央企和地方能源集团，其中山东省规划较为明确，提出2023年开工470万KW、并网385万KW。
二、国家政策导向和未来发展趋势
(一)有序推进海上新能源建设，突出重点区域基地建设
海上风电方面，国家明确有序推进海上风电基地建设，开展省级海上风电规划修订，优化近海海上风电布局，积极推动近海风电规模化发展，完善深远海风电开发建设管理，探索集中送出和集中运维模式，并在《“十四五”现代能源体系规划》中提出重点建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。
结合国家和各地海上风电发展目标，各省海上风电中长期规划装机规模已超300GW，其中“十四五”期间计划装机规模约64GW，是“十三五”装机规模的6倍，广东、海南、江苏、山东等4个地区规划居全国前四。目前广西、海南、山东、上海、福建、广东等6个地区的规划已获得国家能源局批复，江苏、河北、浙江、辽宁正在推进规划复函，以海上风电平价阶段的投资开发成本1.2万元/KW测算，预计未来3年我国海上风电建设融资需求超过3000亿元。
海上光伏方面，国家层面尚未出台明确的计划装机规模。沿海重点省份仅山东明确：到2025年，海上光伏达到1200万KW左右，主要包括“环渤海、沿黄海”双千万千瓦级海上光伏基地。其中“环渤海”海上光伏基地共布局场址31个，总装机规模1930万KW。其中，光伏场址20个，装机规模1410万KW;“风光同场”场址11个，装机规模520万KW。“沿黄海”千万千瓦级海上光伏基地布局场址26个，装机规模2270万KW。其中，光伏场址9个，装机规模950万KW;“风光同场”场址17个，装机规模1320万KW。
(二)新核准项目实施竞争性配置，不再享受国家补贴，部分省市出台地方补贴接续措施
从国家补贴层面看，海上风电方面，2019年5月21日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，明确新核准项目通过竞争方式确定上网电价。2020年1月20日，财政部、国家发改委和能源局印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确新增项目不再纳入中央财政补贴范围。海上光伏方面，2021年6月7日，国家发改委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确对新备案集中式光伏电站中央财政不再补贴，实行平价上网。
从地方补贴层面看，截至2022年末，上海、广东、山东和浙江等4个经济发达省市，在国家补贴到期后，出台了地方性海上新能源开发补贴扶持政策(详见表3)。其中，山东同时出台了海上风电和海上光伏两类项目补贴，其他省市仅出台了海上风电项目补贴。此外，为鼓励建设海上风电和漂浮式光伏，山东还明确：对2023年年底前建成并网的海上风电项目，以及2025年年底前建成并网的海上漂浮式光伏项目，免于配建或租赁储能设施。如按储能配置最低比例10%、2小时计算，山东2022年并网的海上风电项目可省400元/KW左右，再叠加800元/KW地方补贴，相当于投资成本最低可降至1万元/KW以内，达到平价所需水平。
(三)“十四五”期间海上风电和光伏开发仍以近海为主，“十五五”期间将走向深远海
海上风电方面，从项目建设管理办法看，“十二五”期间，国家能源局和海洋局对海上风电建设提出了“双十”规定，主要适用省管海域。近期，国家能源局新能源司表示将出台《深远海海上风电管理办法》，可能明确有关“双三十”的建设新规，即项目需满足离岸距离30公里或者水深30米的开发条件限制。从资源约束情况看，根据水规院估计，考虑到生态约束以及渔业、工业、交通运输、造地工程等因素，我国近海剩余可开发规模约70GW，部分项目离岸已达70米(详见表4)，预计“十四五”可实施40～50GW，“十五五”近海场址资源将开发完毕，走向深远海成为必然。
海上光伏方面，桩基式项目将发电设备固定在近海或滩涂区域，对连片开发区域地质要求较高，不利于放大单体项目规模摊薄建设成本。漂浮式项目的浮体制造较海上风电更为简便，且适用于深远海广阔区域、易于放大项目单体规模摊薄建设成本，未来有望将成为海上光伏的主流形式。
(四)“十五五”地方补贴将到期，通过降本增效有望实现平价
由于海上风电和光伏产业对区域经济发展有带动作用，且有助于地方政府完成非水可再生能源消纳责任目标，因此地方政府普遍在国补到期后，出台了地方性补贴政策。从各地补贴规则看，2025年后补贴将全部到期，未来通过技术创新、产业链完善以及规模化开发等措施，可能带动进一步降本增效，海上风电有望实现完全平价，海上光伏不确定性较大。
其中，海上风电方面，风机价格(不含塔筒)已经下降到3000元/KW左右，相比此前6000元/KW以上的价格已经下降50%以上。业内普遍预计，未来风机进一步大型化带来的降本空间幅度有限，建设成本下降的主要环节包括：施工(吊装、海缆敷设、基础施工、海上升压站)、设计、勘测、多产业融合发展等方面。预计“十四五”末，近海项目单位建设成本可能实现1000～2000元/KW的下降，有望在地方补贴到期后支撑平价。
海上光伏方面，整体实现平价仍有一段距离，业内普遍认为取决于漂浮式项目技术和规模的提升。预计可由1万元/KW(对应1MW装机量)降至4250元/KW(对应500MW装机量，详见表5)。
三、海上新能源开发面临的主要问题
(一)项目审批手续涉及多个部门，海上新能源开发与其他海域资源开发存在一定矛盾
海上新能源选址和建设涉及海洋、海事、航运、军事等多方面因素，不确定因素多，程序复杂，前期工作准备时间长。项目开工前应取得有权部门颁发的核准(或备案)、环评、用海、用地、电网接入系统等批复文件，涉及军事用地(海)，应征求并取得相关部门确认意见。例如，我国第一批的4个海上风电项目，曾由于海域使用权问题，导致项目延期投产，建设成本上升。此外，海上通航、渔业、军事、发电等其他开发活动，通常具有排他性。我国尚未建立完善的体系去协调海上新能源与其他开发活动的矛盾，因此协调平衡各类开发活动，也成为海上新能源项目开发中面临的问题。
(二)项目未来的运维和退役成本值得关注
我国海上新能源尚无长期运营经验和数据积累，全生命周期的运维成本和退役成本不确定性较大，面临难度大、经验少、挑战多的问题。例如，海上风电离岸距离较远，气候条件、潮汐变化复杂，运维操作和方案设计的难度远高于陆上风电，国内专业运维船短缺。目前海上风电年均运维成本约150元/KW，超过风机设备价格的一半以上，约为建设成本的30%～45%;机组退役费用折合单位成本约1000元/KW，占总投资6%～8%，以上两项费用合计占总投资比重约36%～53%，2022～2023年将出现第一批出质保期的海上风电项目，“十四五”后期到“十五五”，已投产的海上风电项目将陆续脱离质保期，需持续关注项目后续的运维和退役成本变动情况。
(三)项目建设风险较大，快速迭代升级的设备质量仍有待时间考验
海上新能源建设过程对施工要求较高，我国多数场站处于海洋和大陆性气候交替影响区域，气候变化大，频繁受到台风、暴雨、潮汐影响，不利于海上新能源施工建设。例如，东南沿海1年的有效施工天数仅为150天左右，导致施工工期延长、难度加大，开发成本增加。此外，海上新能源在设备防腐蚀、防台风、防撞击等方面要求较高，且快速迭代升级的设备尚未经过长时间、严格的环境测试1，未来能否可靠稳定运营存在不确定性。
(四)度电成本高于其他电源类型，面临一定市场消纳风险
海上新能源主要分布在东部沿海用电负荷集中区域，现阶段电网企业基本可保障电量全额收购，但是未来全量消纳可能面临一定挑战。主要原因：一是度电成本仍然较高，超过煤电、水电、核电和陆上风光等各类电源，大部分项目仍需地方补贴，在市场化竞争环境下缺乏成本优势。二是未来项目大规模并网后，部分区域电网公司可能会根据用电负荷及电网稳定性情况，限制海上新能源项目上网电量。三是广东、福建、浙江、江苏和辽宁等省后续新投产核电规模较大，而核电机组不参与调峰、机组利用率较高(通常超过7000小时)，投产后将大量挤占海上新能源消纳空间。
(五)生态保护和环保风险
海上新能源项目建设过程中涉及海底电缆铺设等一系列工程措施，对海洋生态环境，如海域水质、海洋生物、渔业生产、候鸟迁徙等可能产生一定影响。随着国家环保监管趋严以及民众环保意识增强，海上新能源项目开发企业在生态修复、渔业补偿等方面投入有可能呈现上涨趋势。
四、商业银行投融资策略
(一)密切跟踪产业政策动态，加强对行业运行情况和企业经营情况的监测
海上新能源符合我国能源清洁低碳发展趋势，未来规划和在建项目的规模较大。其中，海上风电相对成熟，后续有望通过进一步大型化和规模化降本增效，实现完全平价，但是海上光伏尚处于产业化初期，仍存在单位建设成本高、运营经验缺乏等问题，商业可持续性一般，随着项目开发向深远海拓展以及地方补贴政策的退出，项目建设运营难度较高，后续应密切跟踪国家和地方对相关领域可能出台的产业扶持政策，加强对行业运行情况以及企业经营情况的监测分析。
(二)突出“优选主体、有扶有控”的投融资导向，稳妥介入新项目
对海上新能源新建项目，应强化控股股东投资经验，择优支持行业头部集团投建项目，关注项目海域使用权、军事用地(海)等要件的落实情况。考虑到细分子领域中的海上漂浮式光伏仍处于试验阶段、造价过高，应审慎介入新建项目，对于确需介入的，原则上要优选股东和实际控制人，落实好有效的担保缓释措施。
(三)针对项目投建运营中面临的问题，前瞻性做好风险防范措施
一是跟踪监测区域电力电量平衡和消纳空间，包括项目区域内核电及其他替代性电源项目建设及规划情况，充分考虑分流效应以及电力市场化进程。二是关注项目海域条件对施工的影响，以及质保期后的运维退役成本，谨慎评估项目单位建设成本、发电小时数、上网电价等影响项目偿债能力的主要技术经济指标。
