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電小時數和電價的底線，以確保項目收益。

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、發電小時數、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電小時數和電價的底線，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、發電利用小時數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模大、建設期長，投資企業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，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，國內海上風電開發處于高景氣度周期。不完全統計，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為主。

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

(一)海上風電項目現金流入、流出分析

海上風電項目現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模、發電利用小時數、上網電價。發電小時數與項目所在區域風資源狀況、棄風限電率相關，上網電價受政策影響波動大。

根據2019年5月國家發改委下發《關于完善風電上網電價政策的通知》(發改價格〔2019〕882號)，2019年符合規劃、納入財政補貼年度規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，執行核準時的上網電價;2022年及以后全部機組完成并網的，執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。

發改委2019年882號文明確了2018年底前核準項目并網期限和執行電價;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，發電小時數、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，當發電利用小時數高于3500小時以上時，項目內部收益率(稅前)和凈現值均符合投資要求。

測算結論即，風資源優質地區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、發電利用小時數在3500小時以上;在工程造價下降、發電小時數提升的前提下，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小時發電經濟效益等效

鑒于海上風電工程造價預期將出現下降，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，實現相同的經濟收益，發電小時數隨工程造價降低而減少。從數據變化的規律看，在相同收益基準條件下，工程造價每上升500元/千瓦，發電利用小時數需要相應增加100小時。

4. 低電價情景投資邊界：在發電量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%，項目凈現值為-10.2億元，項目開發不具備投資價值。

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價值。

5. 中性電價情景投資邊界：工程造價17000元/千瓦時、發電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、發電利用小時數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，投資企業進入海上風電板塊，需要謹慎評估項目開發的經濟性，降低項目風險，提高項目投資收益水平。

(一)嚴守海上風電開發的邊界條件。

鑒于海上風電工程造價高，項目對于發電小時數、電價水平敏感度高，企業在項目投資建設中需要嚴控投資成本，優選高可靠性、高發電效率機組，提高項目發電小時數，落實電站消納方案。對于競價項目，需要優化競價方案，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)探索產業與資本融合，創新海上風電開發模式。

從推進公司持續健康發展，降低資金壓力，降低產業發展風險的角度，投資企業可以聯合產業資本共同推進海上風電開發，雙方協商確定項目股權結構，逐步積累項目開發運營經驗，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域，該地區海域巖層埋藏較淺、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，企業在項目建設中需要優化統籌海裝船、打樁錘等設備設施，優化工程管理，提高項目建設進程。