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中年|海上风电投资经济性边界研究：严守项目开发底线( 二 )


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 ， 上网电价水平有下行的空间 。
【中年|海上风电投资经济性边界研究：严守项目开发底线】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/千瓦时为边界条件 ， 对海上风电项目经济性进行研究测算 。
中年|海上风电投资经济性边界研究：严守项目开发底线
本文插图


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 。
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 。
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 。

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 。
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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