我国海上新能源装机总量已超过欧洲，居全球首位，主要布局在国内用电负荷集中区域。目前，海上风电机组大型化、项目规模化成为趋势，部分项目受益于地方补贴实现平价上网；海上光伏处于起步阶段，尚未实现平价。本文梳理了海上新能源发展的国家政策导向，分析了行业发展的新趋势及未来需关注的问题，进而提出商业银行投融资策略建议，即优选项目股东和实际控制人，关注区域电力消纳平衡、质保期后的运维退役成本等影响项目经济性的重要的条件，提前做好谋划布局。
（一）海上新能源在我国电力装机中规模较小，但从市场占有率看，我国海上新能源总量已超过欧洲，居全球首位
海上新能源最重要的包含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，根本原因：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次生产的能源消纳考核，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一定的差异，部分项目受益于地方补贴已实现平价
海上风电项目类型最重要的包含单桩、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，而漂浮式海上风电一般适用深远海项目，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大大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，大多分布在在风电机组、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，不一样的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一定的差异。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
海上光伏项目类型最重要的包含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和协鑫、明阳等设备（产业链）制造企业也热情参加投建，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。
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，最重要的包含“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《关于促进非水可再次生产的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，相当于投资所需成本最低可降至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，一般适用省管海域。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比较高，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。
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次生产的能源消纳责任目标，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，业内一致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）。
（一）项目审批手续涉及多个部门，海上新能源开发与别的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），应征求并取得有关部门确认意见。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。
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，天气特征情况、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。
海上新能源建设过程对施工要求比较高，我国多数场站处于海洋和大陆性气候交替影响区域，气候平均状态随时间的变化大，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、防撞击等方面要求比较高，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。
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。根本原因：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。
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、候鸟迁徙等可能会产生一定影响。随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。
海上新能源符合我国能源清洁低碳发展的新趋势，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，加强对行业运作情况以及企业经营情况的监测分析。
对海上新能源新建项目，应强化控制股权的人投资经验，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。
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，最大限度地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还债务的能力的主要技术经济指标。
证监会就修订《关于加强在境外发行证券与上市相关保密和档案管理工作的规定》公开征求意见
