海上风电投资经济性边界研究：严守项目开发底

　　短期内，海上风机设备成本、施工建设造价增加，风电投资成本下降空间有限，2020年后新核准项目需要严守发电小时数和电价的底线，以确保项目收益。

　　当前，国内海上风电正进入竞价、平价的关键时期，项目投资收益对工程造价、发电小时数、电价水平敏感度高。在财政补贴与上网电价政策影响下，海上风电项目开工建设进程提速。短期内，海上风机设备成本、施工建设造价增加，风电投资成本下降空间有限，2020年后新核准项目需要严守发电小时数和电价的底线，以确保项目收益。

　　根据领航智库测算，以广东海上风电项目为例，在工程造价17000元/千瓦以下、发电利用小时数3600小时以上、上网电价0.65元/千瓦时以上的边界条件下，海上风电项目投资才具备经济性。

　　鉴于海上风电投资规模大、建设期长，投资企业涉足海上风电投资需要综合考虑资金筹集渠道、融资成本、财政补贴拖欠等因素，需要对项目建设运行过程中的现金流流入、流出进行测算，降低项目投资风险。

　　

　　一、海上风电投资经济性边界测算

　　我国海上风能资源主要处于东部沿海地区，以广东、江苏、福建、辽宁为主要省份。在风电竞价、平价政策影响下，国内海上风电开发处于高景气度周期。不完全统计，在2018年底之前国内核准、核准公示的风电项目40GW左右，项目开发主体以中广核、三峡新能源、华能、国家电投、国家能源集团等中央企业为主。

　　海上风电项目投资收益主要取决于四个因素：发电小时数、电价水平、工程造价、财务费用。测算海上风电项目经济性，需要从项目现金流流入(营业收入、补贴等)、现金流流出(生产运营费用、折旧摊销、财务费用等)两个维度来研究。

　　(一)海上风电项目现金流入、流出分析

　　海上风电项目现金流流入主要为电费收入、财政补贴、税收返还等，电费收入取决于项目装机规模、发电利用小时数、上网电价。发电小时数与项目所在区域风资源状况、弃风限电率相关，上网电价受政策影响波动大。

　　根据2019年5月国家发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号)，2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。

　　对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价;2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。

　　这即意味着海上风电高电价、高补贴即将终结，中央财政补贴也逐步退坡。保守预计2021、2022年新核准项目指导电价同步降至0.7元/千瓦时、0.65元/千瓦时。届时，中央财政补贴退出后，需要地方政府接力补贴海上风电。

　　发改委2019年882号文明确了2018年底前核准项目并网期限和执行电价;需要进一步明确2019、2020年核准项目的并网期限，即0.8元/千瓦时、0.75元/千瓦时电价的有效时限。

　　海上风电项目现金流流出主要包括生产运营费用、折旧摊销(工程初始投资按15年折旧，5%残值率)、财务费用，运营成本主要包含运维费、材料费、管理费、税费成本、保险费、员工工资及福利及其他成本。

　　在海上风电项目的成本费用构成中，除主要风机设备投资、建安费用外，财务费用是最大的一项成本支出。

　　(二)海上风电投资边界测算

　　为有针对性进行测算，我们以广东阳江30万千瓦风电项目为样本，主要经济指标参考三峡新能源、中节能、粤电、华电、中广核在阳江海上风电项目。其中，三峡新能源广东阳江海上风电项目(百万千瓦级海上风电基地一期)装机容量30万千瓦，可研等效利用小时2734h，项目工程造价18837元/kW。

　　

　　1. 在现有投资基准条件下，海上风电平价不具备经济价值

　　在平价(0.45元/千瓦时)基准条件下，广东阳江新建海上风电(30万千瓦)参考上述典型项目，发电小时数、工程造价分别取其加权平均值，按2690小时、19000元/千瓦测算项目财务指标。经济测算显示，该项目内部收益率、现金流净值均为负值，度电成本为0.532元/千瓦时，项目不具备投资价值。