《海上风电投资经济性边界研究:严守项目开发底线》

  • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2020-07-20
  • 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。

    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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21.完善海洋调查监测管理体系。编制海洋调查监测规划,研究制定海洋调查监测管理规章制度,建立健全海洋调查监测综合管理协调机制,规范海洋调查监测活动。构建海洋灾害监测预警体系及海洋综合立体观测网,开展海洋资源、生态环境和灾害风险本底状况调查监测。建立健全省级海洋调查监测标准计量与质量控制体系,修订完善海洋调查监测数据及成果汇交管理制度,鼓励调查监测资料的二次开发,提升调查监测成果转化应用水平。 22.加强海洋领域制度供给。推动制定与国际规则、惯例接轨的海南省海洋经济促进条例。开展海洋经济空间发展规划及专项规划研究,研究制定海南省海洋空间利用管理规定,统筹布局以港口为重点的重大基础设施和以海洋油气、海上风电、深海养殖为重点的重大生产设施。强化陆海主体功能及空间功能协同,加强港口资源空间整合及海域立体分层使用,全面落实海岸带建筑退缩线制度。坚持围填海严管严控,探索与土地利用衔接的存量围填海管理机制。 23.整合集聚涉海优势资源。充分发挥省委海洋发展委员会、省海洋厅、省海洋经济发展与资源保护研究院、省海洋和渔业监察总队职能作用,完善海洋管理体系,打通发展改革、自然资源、生态环境、金融等部门涉海项目数据库,加强与统计部门数据共享及信息互通。积极争取和用好试点示范政策,巩固提升海口海洋经济创新发展示范城市建设成果,推动陵水海洋经济发展示范区建设,加快推进三亚现代海洋城市建设。 24.优化财政金融支持机制。发挥政府投资基金带动作用,引导社会资本设立服务海洋经济的产业投资基金。用好国务院关于促进创业投资高质量发展的若干政策,用好专项债、超长期特别国债等政策,落实税收优惠政策,完善财政补贴等激励措施,加大对涉海公共基础设施、重大科技专项、公共服务等项目的支持力度。 三、组织实施 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    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2022-07-21
    • “省补”的出台势必会对本省的海上风电发展有正向的刺激作用,尤其是广东和山东出台的“省补”都按项目容量进行一次性补贴,更可以直接帮助项目降低成本。 近日,浙江省舟山市人民政府发布《2022年风电、光伏项目开发建设有关事项的通知》(以下简称《通知》),给予海上风电项目一定的省级财政补贴,2022年和2023年全省享受海上风电省级补贴标准分别为0.03元/千瓦时和0.015元/千瓦时。浙江由此成为继广东、山东后,第三个明确海上风电省级补贴支持政策的省份。省级补贴的陆续出台一时提振了海上风电市场,业界普遍认为,“省补”将有力推动海上风电向全面平价过渡。 “先建先得”,逐年退坡 去年11月,浙江省首次透露将为海上风电提供金融、财政支持,但并未公布补贴标准细则,时至目前,浙江省成为了全国第三个为海上风电提供省级财政支持的省份。 按照《通知》,2022年舟山市海上风电发展目标为开工30万千瓦,核准容量100万千瓦,2022年和2023年全省享受海上风电省级财政补贴规模分别按照60万千瓦和150万千瓦控制,以项目全容量并网年份确定相应的补贴标准,按照“先建先得”的原则确定享受省级补贴的项目,直至补贴规模用完。项目补贴期限为10年,从项目全容量并网的第二年开始,按等效年利用小时数2600小时进行补贴。 与广东和山东提供“省补”的方式类似,浙江海上风电补贴同样是逐年退坡,但从舟山市此次公布的补贴标准来看,其不同点在于,浙江是为海上风电项目按照度电补贴,而另两省则直接按照项目容量补贴。 根据广东省人民政府发布的《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》,2022年起,广东省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴,补贴标准为2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元,对2025年起并网的项目不再补贴。山东省能源局副局长邓召军在今年4月公开表示,对2022-2024年建成并网的“十四五”海上风电项目,山东省财政将分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予补贴,补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦。 助力改善海上风电经济性 厦门大学经济学院中国能源经济研究中心教授孙传旺指出,补贴是推动可再生能源市场化发展的重要方式,但现阶段海上风电成本仍然较高,为直面海上风电平价压力,仍需政府提供一定的资金支持,保障稳定的装机规模增长。在此背景下,“省补”出台接替“国补”,能够防止“国补”退出导致的资金流断裂情况出现,在一定程度上延续了行业增长态势,稳定了市场预期,有利于推动技术进步与成本下降。 “‘省补’的出台势必会对本省的海上风电发展有正向的刺激作用,尤其是广东和山东出台的‘省补’都按项目容量进行一次性补贴,更可以直接地帮助项目降低成本。”睿咨得能源可再生能源分析师朱祎聪告诉记者。 从补贴力度上看,目前三省“省补”力度实际上远低于此前的“国补”,但在业内看来,这一补贴力度已足够提振市场,并吸引投资者。朱祎聪指出:“目前的补贴力度虽然总体上不如之前‘国补’的力度大,但可以使投资方更快回收资金,对投资者同样具有吸引力。三省的补贴也都以不同形式进行阶梯式退补,既能在现阶段帮助提升海上风电项目的经济性,又可以持续刺激产业链各个环节进一步降本增效,早日实现平价上网。相较于没有补贴的省份,出台‘省补’的几个省份也能够吸引更多投资方,选择更为优质的企业,对本省的产业发展也会有很好的促进作用。” 风电设备供应商大金重工指出,政策支持与电价补贴有效地促进了我国风电产业投入提高、产量提升、技术进步、成本下降,为最终实现平价上网奠定了发展基础。虽然海上风电2022年起不再享受国家补贴,但是鼓励地方继续补贴建设海上风电,风电行业政策趋势整体向好。据预计,未来10年,中国海上风电市场的年复合增长率将达到27%,累计并网装机将达到1亿千瓦。 海上风电平价仍需多方着力 密集的支持政策出台催热了海上风电市场,近几个月来海上风电项目招标也持续火热。据不完全统计,今年第二季度新增海上风电启动项目招标规模可达330万千瓦,增速超出业界预期。更为值得关注的是,近期海上风电项目风机中标价格也呈现大幅下降趋势,据浙商证券数据,目前,海上风机平均招标价格已下行至约3680元/千瓦,与2020年海上风机7003元/千瓦的平均招标价格相比,降幅达到一半。 朱祎聪认为,前两年的海上风电装机潮推动了风机价格的下降,在海上风电进入无“国补”时代后,进一步降本增效的需求更为强烈,风机价格的持续下降不仅能够使得海上风电项目尽早实现平价,也能推动产业链的持续创新。 海上风电的平价却不仅依赖于设备。有测算显示,2020年,海上风电投资成本结构中,风电机组占比仅约为35%,其余为电力设施、安装工程、海上桩基等。 对此,孙传旺指出,除削减风机成本外,海上风电项目还需协同产业链各个环节降本,比如,静态投资占比高的基础和海缆领域,也是未来降成本的主要着力点,与此同时,还需在安装环节与风电场规模化两个环节降本。“江苏、广东、福建等地的海上风电完全成本约在1.5万元/千瓦—1.8万元/千瓦之间,如果要实现7%的收益率,海上风电完全成本需降至1万元/千瓦左右,最终能否实现项目平价,仍需结合当地基准电价和‘省补’额度进行测算。”