短期內，海上風機設備成本、施工建設造價增加，風電投資成本下降空間有限，2020年后新核準項目需要嚴守發(fā)電小時數(shù)和電價的底線，以確保項目收益。

來源：微信公眾號“能源雜志”ID：energymagazine

當前，國內海上風電正進入競價、平價的關鍵時期，項目投資收益對工程造價、發(fā)電小時數(shù)、電價水平敏感度高。在財政補貼與上網電價政策影響下，海上風電項目開工建設進程提速。短期內，海上風機設備成本、施工建設造價增加，風電投資成本下降空間有限，2020年后新核準項目需要嚴守發(fā)電小時數(shù)和電價的底線，以確保項目收益。

根據領航智庫測算，以廣東海上風電項目為例，在工程造價17000元/千瓦以下、發(fā)電利用小時數(shù)3600小時以上、上網電價0.65元/千瓦時以上的邊界條件下，海上風電項目投資才具備經濟性。

鑒于海上風電投資規(guī)模大、建設期長，投資企業(yè)涉足海上風電投資需要綜合考慮資金籌集渠道、融資成本、財政補貼拖欠等因素，需要對項目建設運行過程中的現(xiàn)金流流入、流出進行測算，降低項目投資風險。

一、海上風電投資經濟性邊界測算

我國海上風能資源主要處于東部沿海地區(qū)，以廣東、江蘇、福建、遼寧為主要省份。在風電競價、平價政策影響下，國內海上風電開發(fā)處于高景氣度周期。不完全統(tǒng)計，在2018年底之前國內核準、核準公示的風電項目40GW左右，項目開發(fā)主體以中廣核、三峽新能源、華能、國家電投、國家能源集團等中央企業(yè)為主。

海上風電項目投資收益主要取決于四個因素：發(fā)電小時數(shù)、電價水平、工程造價、財務費用。測算海上風電項目經濟性，需要從項目現(xiàn)金流流入（營業(yè)收入、補貼等）、現(xiàn)金流流出（生產運營費用、折舊攤銷、財務費用等）兩個維度來研究。

（一）海上風電項目現(xiàn)金流入、流出分析

海上風電項目現(xiàn)金流流入主要為電費收入、財政補貼、稅收返還等，電費收入取決于項目裝機規(guī)模、發(fā)電利用小時數(shù)、上網電價。發(fā)電小時數(shù)與項目所在區(qū)域風資源狀況、棄風限電率相關，上網電價受政策影響波動大。

根據2019年5月國家發(fā)改委下發(fā)《關于完善風電上網電價政策的通知》（發(fā)改價格〔2019〕882號），2019年符合規(guī)劃、納入財政補貼年度規(guī)模管理的新核準近海風電指導價調整為每千瓦時0.8元，2020年調整為每千瓦時0.75元。新核準近海風電項目通過競爭方式確定的上網電價，不得高于上述指導價。

對2018年底前已核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成并網的，執(zhí)行核準時的上網電價；2022年及以后全部機組完成并網的，執(zhí)行并網年份的指導價。

這即意味著海上風電高電價、高補貼即將終結，中央財政補貼也逐步退坡。保守預計2021、2022年新核準項目指導電價同步降至0.7元/千瓦時、0.65元/千瓦時。屆時，中央財政補貼退出后，需要地方政府接力補貼海上風電。

發(fā)改委2019年882號文明確了2018年底前核準項目并網期限和執(zhí)行電價；需要進一步明確2019、2020年核準項目的并網期限，即0.8元/千瓦時、0.75元/千瓦時電價的有效時限。

海上風電項目現(xiàn)金流流出主要包括生產運營費用、折舊攤銷（工程初始投資按15年折舊，5%殘值率）、財務費用，運營成本主要包含運維費、材料費、管理費、稅費成本、保險費、員工工資及福利及其他成本。

在海上風電項目的成本費用構成中，除主要風機設備投資、建安費用外，財務費用是最大的一項成本支出。

（二）海上風電投資邊界測算

為有針對性進行測算，我們以廣東陽江30萬千瓦風電項目為樣本，主要經濟指標參考三峽新能源、中節(jié)能、粵電、華電、中廣核在陽江海上風電項目。其中，三峽新能源廣東陽江海上風電項目（百萬千瓦級海上風電基地一期）裝機容量30萬千瓦，可研等效利用小時2734h，項目工程造價18837元/kW。


1. 在現(xiàn)有投資基準條件下，海上風電平價不具備經濟價值

在平價（0.45元/千瓦時）基準條件下，廣東陽江新建海上風電（30萬千瓦）參考上述典型項目，發(fā)電小時數(shù)、工程造價分別取其加權平均值，按2690小時、19000元/千瓦測算項目財務指標。經濟測算顯示，該項目內部收益率、現(xiàn)金流凈值均為負值，度電成本為0.532元/千瓦時，項目不具備投資價值。


2. 高電價情景投資邊界：造價18000元/千瓦、電價0.7元/千瓦時、3500小時以上

對于風資源條件好的區(qū)域，在一定的工程地質條件下，風電工程造價按照18000元/千瓦、上網電價按照0.7元/千瓦時測算，當發(fā)電利用小時數(shù)高于3500小時以上時，項目內部收益率（稅前）和凈現(xiàn)值均符合投資要求。

測算結論即，風資源優(yōu)質地區(qū)海上風電投資邊界條件為：工程造價18000元/千瓦、上網電價0.7元/千瓦時、發(fā)電利用小時數(shù)在3500小時以上；在工程造價下降、發(fā)電小時數(shù)提升的前提下，上網電價（政府補貼）水平有下行的空間。

3. 工程造價下降500元/千瓦與提高100小時發(fā)電經濟效益等效

鑒于海上風電工程造價預期將出現(xiàn)下降，在上網電價0.7元/千瓦時基準條件下，對于不同的工程造價，實現(xiàn)相同的經濟收益，發(fā)電小時數(shù)隨工程造價降低而減少。從數(shù)據變化的規(guī)律看，在相同收益基準條件下，工程造價每上升500元/千瓦，發(fā)電利用小時數(shù)需要相應增加100小時。


4. 低電價情景投資邊界：在發(fā)電量4000小時上限、工程造價16000元/千瓦條件下，政府補貼至少0.11元/千瓦時

在平價0.45元/千瓦時的基準條件下，以4000小時發(fā)電量作為上限，16000元/千瓦工程造價作為下限，測算顯示項目稅前內部收益率為5.78%，項目凈現(xiàn)值為-10.2億元，項目開發(fā)不具備投資價值。

測算顯示，在這一情景下，電價補貼至少增加0.11元/千瓦時，海上風電項目才具有開發(fā)價值。

5. 中性電價情景投資邊界：工程造價17000元/千瓦時、發(fā)電3600小時、上網電價0.65元/千瓦時

根據上述不同測算情景，考慮項目投資經濟性、風資源狀況，以及工程造價下降情形，領航智庫按照工程造價17000元/千瓦時、發(fā)電利用小時數(shù)3600小時、上網電價0.65元/千瓦時（政府補貼0.2元/千瓦時）為邊界條件，對海上風電項目經濟性進行研究測算。

在上述指標參數(shù)下，以30萬千瓦風電項目為樣本，在自有資金占比30%的情境下，測算顯示項目投資總額51億元，營業(yè)總收入155.3億元，凈利潤總額52.86億元，項目收益率（稅后）為8%，凈現(xiàn)值161.6萬元，項目投資具有經濟價值。

二、海上風電投資建議

海上風電投資屬性強，受政策調整影響大，投資企業(yè)進入海上風電板塊，需要謹慎評估項目開發(fā)的經濟性，降低項目風險，提高項目投資收益水平。

（一）嚴守海上風電開發(fā)的邊界條件。

鑒于海上風電工程造價高，項目對于發(fā)電小時數(shù)、電價水平敏感度高，企業(yè)在項目投資建設中需要嚴控投資成本，優(yōu)選高可靠性、高發(fā)電效率機組，提高項目發(fā)電小時數(shù)，落實電站消納方案。對于競價項目，需要優(yōu)化競價方案，力求獲得更高補貼電價；對于平價項目，需要爭取地方政府專項電價支持，同時積極推進海上風電項目市場化交易，或推進海上風電就地消納，提高項目競爭力。

（二）探索產業(yè)與資本融合，創(chuàng)新海上風電開發(fā)模式。

從推進公司持續(xù)健康發(fā)展，降低資金壓力，降低產業(yè)發(fā)展風險的角度，投資企業(yè)可以聯(lián)合產業(yè)資本共同推進海上風電開發(fā)，雙方協(xié)商確定項目股權結構，逐步積累項目開發(fā)運營經驗，以小博大，并擇機推進海上風電資產證券化。

（三）密切關注海上風電管理政策變化。

海上風電行業(yè)受政策波動影響大，建議密切跟蹤政策變化，尤其是價格管理政策、補貼政策、綠證交易、電力市場化交易等政策變化，守住海上風電開發(fā)的底線。

（四）高度重視項目工程管理，降低施工成本。

廣東、福建是海上風電的活躍區(qū)域，該地區(qū)海域巖層埋藏較淺、地質條件復雜、巖層硬度大，施工壓力遠遠大于江蘇海域?；诖耍Ｉ巷L電的建設成本和建設風險增加，企業(yè)在項目開工建設前需要對海域地質條件進行縝密準確評估，降低項目建設中的不確定性。此外，鑒于海上風電施工資源不足，企業(yè)在項目建設中需要優(yōu)化統(tǒng)籌海裝船、打樁錘等設備設施，優(yōu)化工程管理，提高項目建設進程。