[停滞的海风]②“选定运营商后施工费猛增30%…政府与金融机构无视融资”

投资超3万亿韩元却“回收无望”？海上风电为何停摆
国产机组落后、外资垄断…海上风电生态体系动摇

在全罗南道新安郡牛耳岛近海建设400兆瓦级海上风电场的“新安牛耳海上风电”项目，是通过2023年产业通商资源部的固定交易价格招标入选的项目。该项目最初总投资为2.5万亿韩元，此后在去年企划财政部的预备可行性调查中，反映材料费暴涨因素，上调至3.1万亿韩元，之后又重新调整。

正在推进与其规模相近的全罗北道扶安海上风电项目的韩国海上风力股份公司，预计项目总投资为3.2万亿韩元，折合每兆瓦约80亿韩元。海上风电行业一位人士表示：“两年前每兆瓦投资成本还在60亿韩元左右，如今已升至80亿韩元以上，上涨了约30%，成本今后还会继续增加。”

◆“欧洲产机组是‘叫价成交’”=海上风电项目停滞的最大原因是经济性不足。随着项目成本飙升，盈利能力下降，因此即便在政府招标中被选为项目业主，也往往无法开工。由公共机构推动的项目难以通过预备可行性调查，而民间项目则因无法从金融机构获得资金，推进困难。退出新安牛耳海上风电项目的南东发电公司也未能通过预备可行性调查。

一位海上风电EPC（设计·采购·施工）企业代表表示：“乌克兰—俄罗斯战争爆发后，通货膨胀急剧上升，材料价格大幅上涨，导致工程造价远超最初预期。投资回收前景变得不明朗，金融机构对提供资金也变得消极。”

海上风电是规模达数万亿韩元的大型项目。因此，通常仅以总投资额10%的自有资金启动，其余部分通过项目融资（Project Financing）方式引入外部资金。公共机构或外资开发商在资金筹措方面相对容易一些，但由国内民营企业主导的项目，被认为风险较高，难以跨过金融机构的门槛。

韩国产业银行以去年度为基准估算，到2030年可再生能源发电所需资金为188万亿韩元，其中须由金融机构筹措的资金为161万亿韩元。其中风力发电占105万亿韩元（65.2%）。产业银行方面分析称：“处于初期阶段、亟需投资的海上风电发电项目，金融机构对贷款非常消极，迫切需要能在总投资额约30%水平上承担风险的‘冒险资本’。”

推高项目成本的核心因素是风力发电机组。随着机组大容量化，近期招标中以维斯塔斯、Siemens Gamesa等欧洲产机组为主。斗山Enerbility、Unison等国产风机仍停留在10兆瓦级示范阶段。中国产风机也曾尝试进入市场，但因负面认知扩散，在去年的招标中落选。

机组价格也在持续上涨。某海上风电场原本以每兆瓦22亿至23亿韩元的水平开展合同谈判，但最终被报出了26亿韩元的价格。一位项目相关人士表示：“内部收益率（IRR）至少要达到6.57%项目才具有可行性，但随着机组价格上涨，收益率跌至5%，资金筹措难度大幅增加。”欧洲厂商要求使用价格昂贵的海上风电机组安装船（WTIV）也是推高投资成本的因素之一。欧洲WTIV每天的租船费高达数亿韩元。

◆被公共企业和外资开发商占据的韩国海上风电=由于审批复杂、项目收益不透明以及资金筹措困难，国内大型企业已基本退出海上风电市场。一位海上风电开发商相关人士表示：“长达10年以上的投资回收期、居民补偿问题以及苛刻的审批程序，没有理由去承担这些负担。”

目前韩国海上风电市场仅剩外资开发商、部分发电类公共企业以及少数专业开发商。据韩国风力产业协会统计，截至去年年底，已获发电业务许可的容量为30.53吉瓦，其中外资占18.67吉瓦（61.2%）；按项目数量计算，在全部90个项目中，外资项目为44个（48.9%）。Equinor（挪威）、Ørsted·CIP（丹麦）、TotalEnergies（法国）等外资企业，正与韩国企业共同设立特殊目的公司（SPC）推进开发。一位外资开发商的韩国分公司代表表示：“信用度较高的全球开发商参与后，资金筹措会更容易，有助于构建海上风电生态体系。”

风电业界一直批评以国产化为中心的政策导致项目延误。政府决定从今年起，在海上风电固定价格招标中，将公共招标单独分离出来，若使用国产设备，将给予激励。

一位设备企业相关人士表示：“强调国内供应链的结果，是欧洲产机组几乎‘席卷’市场，投资成本上升导致经济性恶化，最终只剩下海外开发商。”另一位业内人士也留下了“为了拯救特定企业，却在破坏整个生态”的尖锐批评。

欧洲产机组比国产或中国产贵约30%，并推高了度电成本（LCOE）。业界建议，应通过引入中国产机组形成价格竞争格局，并以此为契机推动技术转移。一位企业相关人士指出：“欧洲产机组大部分零部件本身就来自中国，一味阻挡中国产设备，无异于掩耳盗铃。”