文 | 王秀強

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

當(dāng)前，國內(nèi)海上風(fēng)電正進(jìn)入競價、平價的關(guān)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(wǎng)電價政策影響下，海上風(fēng)電項目開工建設(shè)進(jìn)程提速。短期內(nèi)，海上風(fēng)機設(shè)備成本、施工建設(shè)造價增加，風(fēng)電投資成本下降空間有限，2020年后新核準(zhǔn)項目需要嚴(yán)守發(fā)電小時數(shù)和電價的底線，以確保項目收益。

根據(jù)領(lǐng)航智庫測算，以廣東海上風(fēng)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(wǎng)電價0.65元/千瓦時以上的邊界條件下，海上風(fēng)電項目投資才具備經(jīng)濟(jì)性。

鑒于海上風(fēng)電投資規(guī)模大、建設(shè)期長，投資企業(yè)涉足海上風(fēng)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(shè)運行過程中的現(xiàn)金流流入、流出進(jìn)行測算，降低項目投資風(fēng)險。

一、海上風(fēng)電投資經(jīng)濟(jì)性邊界測算

我國海上風(fēng)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(fēng)電競價、平價政策影響下，國內(nèi)海上風(fēng)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(nèi)核準(zhǔn)、核準(zhǔn)公示的風(fēng)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(tuán)等中央企業(yè)為主。

海上風(fēng)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(wù)費用。測算海上風(fēng)電項目經(jīng)濟(jì)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(chǎn)運營費用、折舊攤銷、財務(wù)費用等）兩個維度來研究。

圖表1 海上風(fēng)電項目主要成本費用構(gòu)成

《能源》雜志副總編輯，領(lǐng)航智庫研究員，專注于能源產(chǎn)業(yè)與金融研究咨詢，曾任證券研究所分析師、財經(jīng)記者，擁有十余年能源行業(yè)投資、研究履歷。

（一）海上風(fēng)電項目現(xiàn)金流入、流出分析

海上風(fēng)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(wǎng)電價。發(fā)電小時數(shù)與項目所在區(qū)域風(fēng)資源狀況、棄風(fēng)限電率相關(guān)，上網(wǎng)電價受政策影響波動大。

根據(jù)2019年5月國家發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)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(zhǔn)近海風(fēng)電指導(dǎo)價調(diào)整為每千瓦時0.8元，2020年調(diào)整為每千瓦時0.75元。新核準(zhǔn)近海風(fēng)電項目通過競爭方式確定的上網(wǎng)電價，不得高于上述指導(dǎo)價。

對2018年底前已核準(zhǔn)的海上風(fēng)電項目，如在2021年底前全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準(zhǔn)時的上網(wǎng)電價；2022年及以后全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導(dǎo)價。

這即意味著海上風(fēng)電高電價、高補貼即將終結(jié)，中央財政補貼也逐步退坡。保守預(yù)計2021、2022年新核準(zhǔn)項目指導(dǎo)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(fēng)電。

發(fā)改委2019年882號文明確了2018年底前核準(zhǔn)項目并網(wǎng)期限和執(zhí)行電價；需要進(jìn)一步明確2019、2020 年核準(zhǔn)項目的并網(wǎng)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(fēng)電項目現(xiàn)金流流出主要包括生產(chǎn)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(wù)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(fēng)電項目的成本費用構(gòu)成中，除主要風(fēng)機設(shè)備投資、建安費用外，財務(wù)費用是最大的一項成本支出。

（二）海上風(fēng)電投資邊界測算

為有針對性進(jìn)行測算，我們以廣東陽江30萬千瓦風(fēng)電項目為樣本，主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)參考三峽新能源、中節(jié)能、粵電、華電、中廣核在陽江海上風(fēng)電項目。其中，三峽新能源廣東陽江海上風(fēng)電項目（百萬千瓦級海上風(fēng)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。

圖表2 廣東陽江主要海上風(fēng)電項目投資造價與發(fā)電小時數(shù)

圖表3 按現(xiàn)有工程造價、發(fā)電小時數(shù)測算，廣東海上風(fēng)電平價不具備條件

圖表4 廣東海上風(fēng)電投資價值邊界條件測算

圖表5 在相同收益基準(zhǔn)下，工程造價每增加500元/千瓦，發(fā)電小時數(shù)需增加100小時

1.在現(xiàn)有投資基準(zhǔn)條件下，海上風(fēng)電平價不具備經(jīng)濟(jì)價值

在平價（0.45元/千瓦時）基準(zhǔn)條件下，廣東陽江新建海上風(fēng)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(quán)平均值，按2690小時、19000元/千瓦測算項目財務(wù)指標(biāo)。經(jīng)濟(jì)測算顯示，該項目內(nèi)部收益率、現(xiàn)金流凈值均為負(fù)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(fēng)資源條件好的區(qū)域，在一定的工程地質(zhì)條件下，風(fēng)電工程造價按照18000元/千瓦、上網(wǎng)電價按照0.7元/千瓦時測算，當(dāng)發(fā)電利用小時數(shù)高于3500小時以上時，項目內(nèi)部收益率（稅前）和凈現(xiàn)值均符合投資要求。

測算結(jié)論即，風(fēng)資源優(yōu)質(zhì)地區(qū)海上風(fēng)電投資邊界條件為：工程造價18000元/千瓦、上網(wǎng)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(wǎng)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(jīng)濟(jì)效益等效

鑒于海上風(fēng)電工程造價預(yù)期將出現(xiàn)下降，在上網(wǎng)電價0.7元/千瓦時基準(zhǔn)條件下，對于不同的工程造價，實現(xiàn)相同的經(jīng)濟(jì)收益，發(fā)電小時數(shù)隨工程造價降低而減少。從數(shù)據(jù)變化的規(guī)律看，在相同收益基準(zhǔn)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(yīng)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(zhǔn)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(nèi)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(fēng)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(wǎng)電價0.65元/千瓦時

根據(jù)上述不同測算情景，考慮項目投資經(jīng)濟(jì)性、風(fēng)資源狀況，以及工程造價下降情形，領(lǐng)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(wǎng)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(fēng)電項目經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行研究測算。

在上述指標(biāo)參數(shù)下，以30萬千瓦風(fēng)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(jīng)濟(jì)價值。

二、海上風(fēng)電投資建議

海上風(fēng)電投資屬性強，受政策調(diào)整影響大，投資企業(yè)進(jìn)入海上風(fēng)電板塊，需要謹(jǐn)慎評估項目開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性，降低項目風(fēng)險，提高項目投資收益水平。

（一）嚴(yán)守海上風(fēng)電開發(fā)的邊界條件。鑒于海上風(fēng)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(shè)中需要嚴(yán)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(jìn)海上風(fēng)電項目市場化交易，或推進(jìn)海上風(fēng)電就地消納，提高項目競爭力。

圖表6 在16000元/千瓦、4000小時、0.45/千瓦時基準(zhǔn)下，項目開發(fā)不具備投資價值

圖表7 在17000元/千瓦、3600小時、0.65元/千瓦時基準(zhǔn)下，項目投資具有經(jīng)濟(jì)性

（二）探索產(chǎn)業(yè)與資本融合，創(chuàng)新海上風(fēng)電開發(fā)模式。從推進(jìn)公司持續(xù)健康發(fā)展，降低資金壓力，降低產(chǎn)業(yè)發(fā)展風(fēng)險的角度，投資企業(yè)可以聯(lián)合產(chǎn)業(yè)資本共同推進(jìn)海上風(fēng)電開發(fā)，雙方協(xié)商確定項目股權(quán)結(jié)構(gòu)，逐步積累項目開發(fā)運營經(jīng)驗，以小博大，并擇機推進(jìn)海上風(fēng)電資產(chǎn)證券化。

（三）密切關(guān)注海上風(fēng)電管理政策變化。海上風(fēng)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(fēng)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(fēng)電的活躍區(qū)域，該地區(qū)海域巖層埋藏較淺、地質(zhì)條件復(fù)雜、巖層硬度大，施工壓力遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于江蘇海域。基于此，海上風(fēng)電的建設(shè)成本和建設(shè)風(fēng)險增加，企業(yè)在項目開工建設(shè)前需要對海域地質(zhì)條件進(jìn)行縝密準(zhǔn)確評估，降低項目建設(shè)中的不確定性。此外，鑒于海上風(fēng)電施工資源不足，企業(yè)在項目建設(shè)中需要優(yōu)化統(tǒng)籌海裝船、打樁錘等設(shè)備設(shè)施，優(yōu)化工程管理，提高項目建設(shè)進(jìn)程。