風(fēng)力發(fā)電多少錢（風(fēng)電投資收益率分析）

（報(bào)告出品方/作者：廣發(fā)證券，孫柏陽(yáng)、代川、曹瑞元）一、以史為鑒，風(fēng)電與光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展綜述（一）歷史回顧：從發(fā)展階段復(fù)盤產(chǎn)業(yè)鏈的驅(qū)動(dòng)因素回顧風(fēng)電行業(yè)20年發(fā)展史，大致可分為幾個(gè)時(shí)期。跑馬圈地階段（2010年及以前）：我國(guó)風(fēng)電行業(yè)起步始于上世紀(jì)

（報(bào)告出品方/作者：廣發(fā)證券，孫柏陽(yáng)、代川、曹瑞元）

一、以史為鑒，風(fēng)電與光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展綜述

（一）歷史回顧：從發(fā)展階段復(fù)盤產(chǎn)業(yè)鏈的驅(qū)動(dòng)因素

回顧風(fēng)電行業(yè)20年發(fā)展史，大致可分為幾個(gè)時(shí)期。

跑馬圈地階段（2010年及以前）：我國(guó)風(fēng)電行業(yè)起步始于上世紀(jì)七八十年代，此后 經(jīng)歷了十多年的產(chǎn)業(yè)化探索階段，到2004年以后快速發(fā)展，國(guó)家不斷出臺(tái)相關(guān)鼓勵(lì) 政策。2008-2010年中國(guó)經(jīng)歷了跑馬圈地的高速發(fā)展階段，期間風(fēng)電裝機(jī)量躍居世 界第一。

洗牌調(diào)整階段（2011-2013年）：由于發(fā)展過(guò)快，風(fēng)電產(chǎn)業(yè)隨之出現(xiàn)了電網(wǎng)建設(shè)滯 后、國(guó)產(chǎn)風(fēng)電機(jī)組質(zhì)量難以保證、風(fēng)電設(shè)備產(chǎn)能嚴(yán)重過(guò)剩等問(wèn)題。行業(yè)進(jìn)行調(diào)整洗 牌，國(guó)家政策也相應(yīng)有所收緊，期間裝機(jī)量增速疲軟。

穩(wěn)步增長(zhǎng)階段（2014-2019年）：調(diào)整洗牌后，中國(guó)風(fēng)電產(chǎn)業(yè)基本遏制了過(guò)熱，發(fā)展模式基本實(shí)現(xiàn)了從重規(guī)模、重速度、重裝機(jī)到重效益、重質(zhì)量、重電量的轉(zhuǎn)變， 步入穩(wěn)步增長(zhǎng)。期間三北地區(qū)棄風(fēng)限電問(wèn)題限制了裝機(jī)增速，但在國(guó)家一系列出臺(tái) 政策引導(dǎo)下裝機(jī)量又很快回升。

退補(bǔ)搶裝階段（2020-2021年）：2019年“雙碳”目標(biāo)的提出再次將新能源發(fā)電推向風(fēng) 口，同期國(guó)家補(bǔ)貼政策逐漸退坡使得陸上和海上風(fēng)電在2020、2021年分別迎來(lái)了搶 裝熱潮，在煤炭能源緊缺、火電成本走高背景下，風(fēng)電平價(jià)已成大勢(shì)所趨。

從產(chǎn)業(yè)鏈利潤(rùn)來(lái)看，2010~2015年風(fēng)機(jī)招標(biāo)價(jià)格整體穩(wěn)中有升，鋼材價(jià)格下行推高 零部件廠商毛利率，產(chǎn)業(yè)鏈的總體毛利率走勢(shì)較為趨同；2016-2017年受三北地區(qū) 棄風(fēng)限電的影響，裝機(jī)同比有所下滑，風(fēng)機(jī)下游需求承壓導(dǎo)致招標(biāo)價(jià)格走低，風(fēng)機(jī) 企業(yè)在成本端控制下毛利率尚能維持相對(duì)穩(wěn)定，而鋼材漲價(jià)壓低了零部件廠商毛利 率，運(yùn)營(yíng)商毛利率高位波動(dòng)，利潤(rùn)走勢(shì)開(kāi)始分化；2018-2021年，隨著風(fēng)機(jī)大型化 帶來(lái)的降本趨勢(shì)，產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)競(jìng)爭(zhēng)格局與盈利能力出現(xiàn)分化，下游運(yùn)營(yíng)商話語(yǔ)權(quán) 增強(qiáng)，毛利率顯著高于產(chǎn)業(yè)鏈其他環(huán)節(jié)。

相比風(fēng)電，光伏起步較晚，在過(guò)去十年間經(jīng)歷了高速發(fā)展。

快速崛起階段（2010年及以前）：2009年政府部門先后開(kāi)展了特許權(quán)招標(biāo)、太陽(yáng)能 光伏建筑示范項(xiàng)目、金太陽(yáng)工程等，實(shí)施50%的初始投資補(bǔ)貼，擴(kuò)大國(guó)內(nèi)光伏終端 市場(chǎng)，開(kāi)啟進(jìn)階通道。

內(nèi)需拉動(dòng)階段（2011-2013年）：經(jīng)過(guò)09-11年的快速增長(zhǎng)后，起步階段的內(nèi)需市場(chǎng) 無(wú)法一時(shí)消納彼時(shí)巨大的產(chǎn)能，而2011年下半年美國(guó)對(duì)中國(guó)光伏行業(yè)發(fā)起“雙反”的 貿(mào)易制裁，出口，光伏行業(yè)迎來(lái)內(nèi)憂外患的雙面夾擊。為了拉動(dòng)內(nèi)需，2012年底國(guó)務(wù)院下發(fā)五條措施多方面扶植光伏業(yè)發(fā)展，裝機(jī)增速回升。

穩(wěn)步增長(zhǎng)階段（2014-2017年）：在此期間國(guó)家發(fā)改委出臺(tái)多項(xiàng)政策支持行業(yè)發(fā)展， 行業(yè)基本面開(kāi)始好轉(zhuǎn)，隨即進(jìn)入快速發(fā)展階段，光伏新增裝機(jī)和累計(jì)裝機(jī)迅速飆升。

平價(jià)破局階段（2018-2021年）：2018年國(guó)家下發(fā)《關(guān)于2018年光伏發(fā)電有關(guān)事項(xiàng) 的通知》“531新政”，暫停普通光伏電站建設(shè)、降低補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)、降低上網(wǎng)電價(jià)，這對(duì) 光伏行業(yè)又一次提出了挑戰(zhàn)。直到2020年，我國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)才實(shí)現(xiàn)了反彈。

縱觀整個(gè)風(fēng)光發(fā)展史，在可持續(xù)發(fā)展的長(zhǎng)期底盤邏輯支撐下，行業(yè)由政策驅(qū)動(dòng)轉(zhuǎn)向市場(chǎng)驅(qū)動(dòng)，優(yōu)質(zhì)的零部件玩家不斷涌現(xiàn)。下游運(yùn)營(yíng)商屬于資本密集型行業(yè)，玩家多 為國(guó)有企業(yè)，對(duì)價(jià)格的高敏感度和風(fēng)場(chǎng)/電站資源的分配制使其在產(chǎn)業(yè)鏈中的話語(yǔ)權(quán) 不斷拔高。平價(jià)時(shí)代下，無(wú)論是風(fēng)電還是光伏，運(yùn)營(yíng)商的成本壓力都逐步向產(chǎn)業(yè)鏈 上游和中游分?jǐn)傓D(zhuǎn)移，這些環(huán)節(jié)的性價(jià)比是影響行業(yè)裝機(jī)的重中之重。

（二）未來(lái)展望：雙頭并進(jìn)，邁入平價(jià)時(shí)代

為了促進(jìn)風(fēng)光行業(yè)內(nèi)生發(fā)展，我國(guó)相關(guān)部門一直在按節(jié)奏推動(dòng)補(bǔ)貼退坡。2021年6 月國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，規(guī)定2021 年起新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏和新核準(zhǔn)陸上風(fēng)電項(xiàng)目，中央財(cái)政 不再補(bǔ)貼，實(shí)行平價(jià)上網(wǎng)。而2022年起，海上風(fēng)電、戶用分布式光伏不再享受國(guó)家 補(bǔ)貼，國(guó)家退補(bǔ)后鼓勵(lì)省級(jí)政府給予一定補(bǔ)貼。

部分地區(qū)為鼓勵(lì)當(dāng)?shù)乜稍偕茉措娏Ξa(chǎn)業(yè)發(fā)展，推出了地方性補(bǔ)貼政策。其中，除 廣東、浙江、陜西以外，多數(shù)地區(qū)的光伏補(bǔ)貼僅限2021年底前并網(wǎng)項(xiàng)目；海上風(fēng)電 方面，上海的補(bǔ)貼僅限2021年底前并網(wǎng)的項(xiàng)目，廣東、浙江已接力出臺(tái)未來(lái)四到五年新建項(xiàng)目的補(bǔ)貼方案，廣東補(bǔ)貼力度較小，浙江補(bǔ)貼政策有助于實(shí)現(xiàn)平價(jià)。

短期來(lái)看，各省十四五規(guī)劃裝機(jī)目標(biāo)將是未來(lái)五年的內(nèi)在裝機(jī)動(dòng)力。未來(lái)風(fēng)光建設(shè) 主要集中在華北及西北地區(qū)，河北省2025年風(fēng)光累計(jì)裝機(jī)目標(biāo)合計(jì)97GW，山東、 青海、新疆的新能源累計(jì)裝機(jī)規(guī)劃也達(dá)60GW以上。從增量上看，各省規(guī)劃的光伏 裝機(jī)量總體高于風(fēng)電。

（三）降本動(dòng)力：風(fēng)機(jī)大型化 vs 組件大尺寸化

平價(jià)倒逼產(chǎn)業(yè)鏈上游降本，風(fēng)機(jī)大型化和組件大尺寸化是核心驅(qū)動(dòng)力。風(fēng)光產(chǎn)業(yè)的 發(fā)展是不斷追求最低度電成本（LCOE）的過(guò)程，而風(fēng)機(jī)和組件的降本增效成為降低 LCOE的重要途徑。

風(fēng)機(jī)方面，根據(jù)CWEA發(fā)布的《中國(guó)風(fēng)電產(chǎn)業(yè)地圖》，2008-2018年每年新增裝機(jī)中，單機(jī)容量2MW以上的風(fēng)電機(jī)組占比正在持續(xù)提升；2019年，中國(guó)新增裝機(jī)的風(fēng) 電機(jī)組平均單機(jī)容量為2454kW，同比增長(zhǎng)12.4%。主流機(jī)型的單機(jī)容量已從2MW 級(jí)升至3-4MW級(jí)。大容量機(jī)組在施工安裝過(guò)程中，雖需要較高的投資，但是由于機(jī)組數(shù)量少，可以有效地降低風(fēng)電場(chǎng)的建設(shè)成本，并在后期運(yùn)營(yíng)維護(hù)過(guò)程中減少故障 點(diǎn)，降低運(yùn)維成本和風(fēng)電度電成本。

光伏方面，根據(jù)晶澳科技官網(wǎng)數(shù)據(jù)，自2019年起在大尺寸硅片技術(shù)的推動(dòng)下出現(xiàn)了 各類超高功率組件，直接將最領(lǐng)先的組件功率從2019年的410W提升到2020年上半 年的445W，且繼續(xù)提升到下半年的500W+，甚至更高。隨著組件大尺寸大功率趨勢(shì)加強(qiáng)，光伏電站建造的BOS成本（Balance of System，除組件以外的成本）呈現(xiàn) 明顯的下降趨勢(shì)。（報(bào)告來(lái)源：未來(lái)智庫(kù)）

二、立足當(dāng)下，風(fēng)電光伏的 IRR 測(cè)算分析

（一）陸上風(fēng)電：基本實(shí)現(xiàn)平價(jià)，華南地區(qū)經(jīng)濟(jì)性高

IRR是運(yùn)營(yíng)商判斷裝機(jī)項(xiàng)目性價(jià)比的重要因素。我們參考《建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法 與參數(shù)》、《陸上風(fēng)電場(chǎng)工程設(shè)計(jì)概算編制規(guī)定及費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)》（NB/T 31011-2019）、 《陸上風(fēng)電場(chǎng)工程概算定額》（NB/T 31010-2019）等文件建立了仿真模型，對(duì)全 國(guó)范圍內(nèi)的陸上風(fēng)電平價(jià)項(xiàng)目進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)性測(cè)算。

模型中設(shè)定全國(guó)平均陸上風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)為2000小時(shí)，全國(guó)平均燃煤上網(wǎng)電價(jià)為 0.3765元/kwh，陸上風(fēng)機(jī)價(jià)格為2300元/kw；根據(jù)我們的測(cè)算結(jié)果，若以7%的全投 資IRR作為判斷項(xiàng)目投資可行性的臨界點(diǎn)，則在選用當(dāng)前主流4MW機(jī)型的條件下， 100MW以上的陸上裝機(jī)項(xiàng)目具備投資價(jià)值；在選用5MW機(jī)型的條件下，80MW以 上的陸上裝機(jī)項(xiàng)目具備投資價(jià)值。

以最常見(jiàn)的4MW陸上風(fēng)機(jī)為例，我們分別從風(fēng)機(jī)價(jià)格變化、等效利用小時(shí)數(shù)變化、 上網(wǎng)電價(jià)變化的角度，對(duì)不同容量的陸上風(fēng)電項(xiàng)目的全投資IRR進(jìn)行了敏感性分析。 在變化其中一個(gè)條件時(shí)，其他條件與上述模型初始設(shè)定保持一致。 根據(jù)我們的測(cè)算結(jié)果，風(fēng)機(jī)價(jià)格下降到1900元/kw以下，或等效利用小時(shí)數(shù)增加到 2400小時(shí)以上，或上網(wǎng)電價(jià)提升到0.4267元/kwh（上浮20%）時(shí)，大多數(shù)容量的陸 風(fēng)項(xiàng)目都具有投資價(jià)值。

我們進(jìn)一步測(cè)算了100MW容量、選用4MW機(jī)型情境下全國(guó)各省的陸上風(fēng)電全投資 IRR，在模型中增加了以下設(shè)定：1. 等效利用小時(shí)數(shù)：按風(fēng)電財(cái)經(jīng)統(tǒng)計(jì)的各省2020年全年風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)； 2. 上網(wǎng)電價(jià)：按各省發(fā)改委披露的燃煤上網(wǎng)基準(zhǔn)價(jià)（含稅）。

由以上測(cè)算結(jié)果可知，在風(fēng)機(jī)大型化和招標(biāo)價(jià)格持續(xù)走低的推動(dòng)下陸上風(fēng)電已基本 能夠?qū)崿F(xiàn)平價(jià)，部分地區(qū)如廣西、福建、云南等IRR保持在較高水平，全國(guó)共計(jì)13 個(gè)省份的IRR超過(guò)7%（西藏電價(jià)高、風(fēng)資源豐富，但由于海拔較高，建造安裝難度 較大）；而三北地區(qū)受到棄風(fēng)限電影響，等效利用小時(shí)數(shù)較低，目前陸上風(fēng)電項(xiàng)目 經(jīng)濟(jì)性較差，但隨著近年棄風(fēng)率持續(xù)降低，配合風(fēng)光大基地配套建設(shè)特高壓輸送線 路增強(qiáng)三北地區(qū)消納能力，可通過(guò)建設(shè)大規(guī)模大機(jī)型項(xiàng)目改善IRR。

（二）海上風(fēng)電：大型化、規(guī)模化兩大推手

根據(jù)國(guó)家能源局的數(shù)據(jù)，2021年我國(guó)新增風(fēng)電裝機(jī)量47.57GW，其中陸上風(fēng)電 30.67GW、海上風(fēng)電16.90GW。截止2021年末上海風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)量在25.9GW左右， 其中累計(jì)裝機(jī)第一大省為江蘇省（11.8GW），其次為廣東省（6.5GW）。我們梳 理了各個(gè)主要省市的海上風(fēng)電投資項(xiàng)目以及規(guī)劃目標(biāo)，預(yù)計(jì)全國(guó)在2025年底的總裝機(jī)可達(dá)到66.6GW。預(yù)計(jì)接下來(lái)四年海上風(fēng)電發(fā)展速度最快的將是廣東省，其十四 五規(guī)劃為2025年底力爭(zhēng)達(dá)到18GW的并網(wǎng)容量，目前在建項(xiàng)目有6.6GW，已核準(zhǔn)待 建的項(xiàng)目容量有19.8GW；而根據(jù)江蘇省的規(guī)劃，預(yù)計(jì)其2025年底累計(jì)裝機(jī)容量在 15.2GW左右。

我們同樣建立了海上風(fēng)電的IRR仿真模型，立足于2022年平價(jià)預(yù)期的具體假設(shè)如下：

1. 時(shí)間周期：海上風(fēng)電建設(shè)周期2年，運(yùn)營(yíng)周期25年；

2. 裝機(jī)成本：參考海力風(fēng)電招股書、每日風(fēng)電以及CNKI上的相關(guān)論文，模型中的 4MW風(fēng)機(jī)單價(jià)依據(jù)近期的平價(jià)項(xiàng)目招標(biāo)價(jià)格定為4300元/kw，塔筒價(jià)格300萬(wàn)元 /臺(tái)套，基礎(chǔ)價(jià)格950萬(wàn)元/臺(tái)套，安裝費(fèi)用450萬(wàn)元/臺(tái)。大型化影響下，風(fēng)機(jī)型 號(hào)每增加1MW，塔筒單臺(tái)價(jià)格上漲20%，安裝費(fèi)用增加20%，基礎(chǔ)單價(jià)增加250 萬(wàn)元/臺(tái)套。其余海纜等零部件成本參考各大公司的公告和文獻(xiàn)作出經(jīng)驗(yàn)假設(shè)；

3. 運(yùn)維成本：風(fēng)電機(jī)組運(yùn)維費(fèi)用包括運(yùn)維船租金、外包費(fèi)、人員費(fèi)、管理費(fèi)和大部 件運(yùn)維費(fèi)用，風(fēng)場(chǎng)配套設(shè)施運(yùn)維成本包括升壓站、消耗品，根據(jù)金風(fēng)科技模擬數(shù) 據(jù)測(cè)算；

4. 融資成本與稅率：與陸上風(fēng)電模型假設(shè)保持一致。

在我們建立的模型中，水深30米、離岸40千米，平均等效利用小時(shí)數(shù)為3000小時(shí)， 全國(guó)平均燃煤上網(wǎng)電價(jià)為0.4元/kwh測(cè)算平價(jià)海上風(fēng)電項(xiàng)目的IRR。若運(yùn)營(yíng)商以6%的 資本金IRR為立項(xiàng)的基準(zhǔn)線，根據(jù)我們的測(cè)算結(jié)果，2022年容量在400MW及以上、 10MW以上風(fēng)機(jī)的海上風(fēng)電項(xiàng)目可達(dá)到資本金IRR6%的要求。

內(nèi)部因素敏感性分析：以400MW、8MW風(fēng)機(jī)的海上風(fēng)電項(xiàng)目為例，對(duì)其資本金IRR 進(jìn)行建設(shè)成本和利用小時(shí)數(shù)的雙維度敏感性分析，可以發(fā)現(xiàn)當(dāng)建設(shè)成本降低到 14000元/kw及以下時(shí)，等效小時(shí)數(shù)提高到3500h以上就能實(shí)現(xiàn)平價(jià)；而當(dāng)建設(shè)成本下降到10000元/kw及以下時(shí)，等效小時(shí)數(shù)在2500h就能實(shí)現(xiàn)平價(jià)。因此對(duì)于海上風(fēng) 電而言，風(fēng)機(jī)和塔筒、基礎(chǔ)等零部件降本仍是勢(shì)在必行；同時(shí)由于漂浮式海上風(fēng)電 項(xiàng)目的預(yù)期風(fēng)速高于固定式基礎(chǔ)項(xiàng)目，有助于提高等效利用小時(shí)、更快實(shí)現(xiàn)平價(jià)， 漂浮式海上風(fēng)電的重要地位將逐步凸顯。

外部因素敏感性分析：仍然以400MW、8MW風(fēng)機(jī)的海上風(fēng)電項(xiàng)目為例，我們對(duì)其 資本金IRR進(jìn)行貸款利率和上網(wǎng)電價(jià)的雙維度敏感性分析，可以發(fā)現(xiàn)當(dāng)上網(wǎng)電價(jià)位于 0.40元/kwh及以下時(shí)，貸款利率需要低于4%才能實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性；當(dāng)上網(wǎng)電價(jià)高于 0.41元/kwh時(shí)，5%以內(nèi)的貸款利率均可實(shí)現(xiàn)海風(fēng)平價(jià)上網(wǎng)。幾大主要海風(fēng)省份的燃 煤標(biāo)桿電價(jià)范圍大約在0.36元/kwh到0.46元/kwh之間，對(duì)于電價(jià)低于0.40元/kwh的 江蘇、福建、遼寧、山東、河北、天津等地，政府的貸款優(yōu)惠利率支持較為重要。

綜合來(lái)看，內(nèi)部因素（建設(shè)成本、等效小時(shí)數(shù)、運(yùn)維成本、運(yùn)營(yíng)周期等）和外部因 素（上網(wǎng)電價(jià)、貸款利率等）對(duì)于海上風(fēng)電IRR的敏感系數(shù)不同，其中建設(shè)成本、等 效小時(shí)數(shù)和上網(wǎng)電價(jià)是最主要的三個(gè)因素，對(duì)IRR的影響較大。

以400MW容量、選用8MW風(fēng)機(jī)的海上平價(jià)項(xiàng)目為例，我們參考北極星風(fēng)力發(fā)電網(wǎng) 披露的幾個(gè)海上風(fēng)電重點(diǎn)開(kāi)發(fā)省份的等效利用小時(shí)和建造成本數(shù)據(jù)，并根據(jù)2020年 各省的燃煤上網(wǎng)基準(zhǔn)價(jià)對(duì)其IRR進(jìn)行了測(cè)算。其中，福建、廣東的海上風(fēng)資源較為豐 富，但海床結(jié)構(gòu)復(fù)雜造成建設(shè)成本較高。可以看到，在目前較高的建造成本水平下， IRR相對(duì)較高的省份主要集中在福建、廣東、江浙滬等地區(qū)，但距離實(shí)現(xiàn)平價(jià)尚需 跨越較大的距離。目前，廣東、浙江已出臺(tái)未來(lái)四到五年對(duì)海上風(fēng)電的地方補(bǔ)貼政 策，預(yù)計(jì)后續(xù)將會(huì)有更多省市推出相應(yīng)政策支持地方海上風(fēng)電的發(fā)展。

預(yù)測(cè)未來(lái)五年內(nèi)的降本進(jìn)程：根據(jù)北極星風(fēng)力發(fā)電網(wǎng)，海上風(fēng)電建設(shè)成本從2010年 的單位千瓦造價(jià)在23700元/千瓦左右降至目前15700元/千瓦左右，CAGR約4%。我 們假設(shè)2022年、2023年各省的建設(shè)成本在平價(jià)壓力下降低20%，之后每年按照4% 的速度下降。

基于以上降本預(yù)期，同時(shí)考慮廣東省和浙江省的地方補(bǔ)貼政策（廣東省2022-2024 年分別補(bǔ)貼1500元/kw、1000元/kw、500元/kw；根據(jù)浙江省發(fā)改委的數(shù)據(jù)，浙江省 通過(guò)競(jìng)爭(zhēng)性配置確定需要扶持的項(xiàng)目，2022-2025年度裝機(jī)總?cè)萘糠謩e不超過(guò)50萬(wàn)、 100萬(wàn)、150萬(wàn)、100萬(wàn)千瓦）。預(yù)計(jì)2022年上海、浙江、福建、廣東可實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)，江 蘇IRR水平較高；2023年，江浙滬及福建、廣東五個(gè)重點(diǎn)省份IRR預(yù)計(jì)超過(guò)10%， 山東、海南實(shí)現(xiàn)平價(jià)；到2024年，除廣西外基本各大海風(fēng)省份均可實(shí)現(xiàn)平價(jià)。

若以各省實(shí)現(xiàn)6%的資本金IRR反向推算，江浙滬及福建、廣東在目前的建設(shè)成本基 礎(chǔ)上還需下降15%-20%，有望在今年或明年加大力度實(shí)現(xiàn)；而遼寧、天津、河北、 廣西等地由于海風(fēng)資源較差、電價(jià)較低，建設(shè)成本還需下降40%左右才能達(dá)到6%的 資本金IRR，平價(jià)節(jié)奏較慢。

為了快速實(shí)現(xiàn)平價(jià)，需產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)協(xié)同降本。在建設(shè)項(xiàng)目的靜態(tài)投資構(gòu)成當(dāng)中， 風(fēng)電機(jī)組（35%）、基礎(chǔ)（22%）、海纜（12%）為占比最高的幾個(gè)部分，也是未 來(lái)降本的主要著力點(diǎn)。（報(bào)告來(lái)源：未來(lái)智庫(kù)）

（三）光伏：硅料組件漲價(jià)潮下的平價(jià)挑戰(zhàn)

組件大尺寸化能夠降低單瓦價(jià)格和BOS成本。組件成本在總投資成本中占比約45%， BOS成本約占55%。2021年在產(chǎn)業(yè)鏈上游產(chǎn)能錯(cuò)配和長(zhǎng)建設(shè)周期壓力之下硅料大幅 漲價(jià)，組件價(jià)格相應(yīng)走高，均價(jià)達(dá)到1.9元/w，近期有輕微回落趨勢(shì)，但預(yù)計(jì)在硅料 新擴(kuò)產(chǎn)能完全釋放之前，組件價(jià)格短期仍將維持高位。我們基于2021年的價(jià)格水平 搭建模型對(duì)光伏運(yùn)營(yíng)商的IRR進(jìn)行了測(cè)算，主要假設(shè)如下：

1. 融資成本：自有資金占比20%，貸款利率4.9%，折現(xiàn)率5%，還款周期15年；

2. 時(shí)間周期：建設(shè)周期1年，運(yùn)營(yíng)周期25年；

3. 投資成本：假設(shè)166組件（445W）、182組件（535W）、210組件（545W）、 210組件（585W）、210組件（600W）的單價(jià)分別為1.90/1.83/1.79/1.75/1.74 元/W，對(duì)應(yīng)的集中式光伏投資成本分別為4.10/4.00/3.92/3.86/3.83元/W，對(duì)應(yīng) 的分布式光伏投資成本3.77/3.67/3.59/3.53/3.50元/W（參考廣發(fā)電新組報(bào)告）；

4. 運(yùn)維成本：根據(jù)CPIA《2020年中國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖》，集中式光伏運(yùn)維成 本0.0454元/W，分布式光伏運(yùn)維成本0.0512元/W；

5. 電價(jià)：燃煤標(biāo)桿電價(jià)0.3765元/kwh，民用電價(jià)0.5150元/kwh，一般工商業(yè)電價(jià) 0.6111元/kwh，分布式光伏自發(fā)比例70%，自發(fā)自用電價(jià)折扣85%；

6. 稅率：與風(fēng)電的模型保持一致，增值稅率13%，銷售稅金附加10%。以增值稅稅 額為基礎(chǔ)計(jì)征；所得稅率25%，三免三減半；

7. 其他假設(shè)：組件首年衰減率2%，之后的年衰減率為0.7%；雙面增益5%。

根據(jù)2020年各省市光伏發(fā)電利用小時(shí)數(shù)，設(shè)定集中式光伏的全國(guó)平均發(fā)電利用小時(shí) 為1250小時(shí)，分布式光伏的全國(guó)平均發(fā)電利用小時(shí)為1100小時(shí)。在2021年硅料漲價(jià) 潮下，集中式光伏（地面電站）和戶用分布式光伏的全投資IRR在5%-7%之間；工 商業(yè)分布式光伏全投資IRR大于7%，資本金IRR在20%左右，能夠?qū)崿F(xiàn)平價(jià)。

預(yù)計(jì)未來(lái)隨著各產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)產(chǎn)能的逐步釋放，組件價(jià)格將回歸正常水平。根據(jù)CPIA 《2020年中國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖》中對(duì)未來(lái)十年光伏投資成本和運(yùn)維成本的預(yù)測(cè)， 結(jié)合各省市2020年光伏發(fā)電小時(shí)數(shù)和最新居民用電電價(jià)及一般工商業(yè)電價(jià)，我們測(cè) 算出各省市在2021年及未來(lái)十年光伏電站的IRR變化情況如下。2021年，僅四川、 黑龍江、西藏、吉林四省的集中式光伏IRR超過(guò)7%，到2025年基本半數(shù)省份可平價(jià) 上網(wǎng)；到2030年，18個(gè)省份可實(shí)現(xiàn)地面電站平價(jià)上網(wǎng)。

分布式光伏的平價(jià)進(jìn)程相對(duì)較快。在CPIA預(yù)測(cè)的投資成本條件下，2021年四川、吉 林、黑龍江等9個(gè)省份戶用分布式可平價(jià)，到2023年已有超過(guò)77%的省份戶用分布 式光伏全投資IRR超過(guò)7%，2030年除重慶外，基本所有省份都可實(shí)現(xiàn)平價(jià)；工商業(yè) 分布式光伏2021年就已有超過(guò)半數(shù)省份可平價(jià)上網(wǎng)，2023年絕大部分省份IRR超7%。

三、平價(jià)之路，誰(shuí)能搶占先機(jī)？

根據(jù)我們搭建的模型，在國(guó)家補(bǔ)貼退坡之后，陸上風(fēng)電和分布式光伏由于平價(jià)進(jìn)程 較快、平價(jià)地域較廣，將體現(xiàn)出較高的投資性價(jià)比優(yōu)勢(shì)；由于2021年硅料大幅度漲 價(jià)壓縮了光伏裝機(jī)的利潤(rùn)空間，在硅料價(jià)格仍居高位的情況下陸上風(fēng)電更具競(jìng)爭(zhēng)力， 大容量、大風(fēng)機(jī)的陸上風(fēng)電項(xiàng)目IRR可達(dá)到9%以上，高于分布式光伏的全投資IRR。 該結(jié)果體現(xiàn)在了招標(biāo)量上，根據(jù)金風(fēng)科技的季報(bào)，21Q1-3 風(fēng)電招標(biāo)量同比去年高 增115.1%，預(yù)計(jì)2022年裝機(jī)將延續(xù)高景氣；而光伏招標(biāo)需求則相對(duì)承壓，根據(jù)蓋錫 咨詢數(shù)據(jù)，2021年前11月份的光伏項(xiàng)目招標(biāo)量同比下降約11.30%。

對(duì)于海上風(fēng)電，推動(dòng)風(fēng)機(jī)、塔筒、基礎(chǔ)和海纜等產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)降本勢(shì)在必行，地方 支持的重要性凸顯，預(yù)計(jì)2025年全部重點(diǎn)省市可實(shí)現(xiàn)平價(jià)。對(duì)于集中式光伏，平價(jià) 趨勢(shì)在于未來(lái)硅料價(jià)格回落的預(yù)期，組件大尺寸化將進(jìn)一步加速平價(jià)進(jìn)程。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請(qǐng)參閱報(bào)告原文。）

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