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来源：微信公众号“能源杂志”ID：energymagazine
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。
2. 高电价情景投资边界：造价18000元/千瓦、电价0.7元/千瓦时、3500小时以上
对于风资源条件好的区域，在一定的工程地质条件下，风电工程造价按照18000元/千瓦、上网电价按照0.7元/千瓦时测算，当发电利用小时数高于3500小时以上时，项目内部收益率（税前）和净现值均符合投资要求。
测算结论即，风资源优质地区海上风电投资边界条件为：工程造价18000元/千瓦、上网电价0.7元/千瓦时、发电利用小时数在3500小时以上；在工程造价下降、发电小时数提升的前提下，上网电价（政府补贴）水平有下行的空间。
3. 工程造价下降500元/千瓦与提高100小时发电经济效益等效
鉴于海上风电工程造价预期将出现下降，在上网电价0.7元/千瓦时基准条件下，对于不同的工程造价，实现相同的经济收益，发电小时数随工程造价降低而减少。从数据变化的规律看，在相同收益基准条件下，工程造价每上升500元/千瓦，发电利用小时数需要相应增加100小时。
4. 低电价情景投资边界：在发电量4000小时上限、工程造价16000元/千瓦条件下，政府补贴至少0.11元/千瓦时
在平价0.45元/千瓦时的基准条件下，以4000小时发电量作为上限，16000元/千瓦工程造价作为下限，测算显示项目税前内部收益率为5.78%，项目净现值为-10.2亿元，项目开发不具备投资价值。
测算显示，在这一情景下，电价补贴至少增加0.11元/千瓦时，海上风电项目才具有开发价值。
5. 中性电价情景投资边界：工程造价17000元/千瓦时、发电3600小时、上网电价0.65元/千瓦时
根据上述不同测算情景，考虑项目投资经济性、风资源状况，以及工程造价下降情形，领航智库按照工程造价17000元/千瓦时、发电利用小时数3600小时、上网电价0.65元/千瓦时（政府补贴0.2元/千瓦时）为边界条件，对海上风电项目经济性进行研究测算。
在上述指标参数下，以30万千瓦风电项目为样本，在自有资金占比30%的情境下，测算显示项目投资总额51亿元，营业总收入155.3亿元，净利润总额52.86亿元，项目收益率（税后）为8%，净现值161.6万元，项目投资具有经济价值。
二、海上风电投资建议
海上风电投资属性强，受政策调整影响大，投资企业进入海上风电板块，需要谨慎评估项目开发的经济性，降低项目风险，提高项目投资收益水平。
（一）严守海上风电开发的边界条件。
鉴于海上风电工程造价高，项目对于发电小时数、电价水平敏感度高，企业在项目投资建设中需要严控投资成本，优选高可靠性、高发电效率机组，提高项目发电小时数，落实电站消纳方案。对于竞价项目，需要优化竞价方案，力求获得更高补贴电价；对于平价项目，需要争取地方政府专项电价支持，同时积极推进海上风电项目市场化交易，或推进海上风电就地消纳，提高项目竞争力。
（二）探索产业与资本融合，创新海上风电开发模式。
从推进公司持续健康发展，降低资金压力，降低产业发展风险的角度，投资企业可以联合产业资本共同推进海上风电开发，双方协商确定项目股权结构，逐步积累项目开发运营经验，以小博大，并择机推进海上风电资产证券化。
（三）密切关注海上风电管理政策变化。
海上风电行业受政策波动影响大，建议密切跟踪政策变化，尤其是价格管理政策、补贴政策、绿证交易、电力市场化交易等政策变化，守住海上风电开发的底线。
（四）高度重视项目工程管理，降低施工成本。
广东、福建是海上风电的活跃区域，该地区海域岩层埋藏较浅、地质条件复杂、岩层硬度大，施工压力远远大于江苏海域。基于此，海上风电的建设成本和建设风险增加，企业在项目开工建设前需要对海域地质条件进行缜密准确评估，降低项目建设中的不确定性。此外，鉴于海上风电施工资源不足，企业在项目建设中需要优化统筹海装船、打桩锤等设备设施，优化工程管理，提高项目建设进程。
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