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(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。
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