收益率！綠電投資不可忽視的要素

1、福建海風(fēng)競價(jià)引發(fā)收益率擔(dān)憂，收益率確為不可忽視的要素從福建海風(fēng)競價(jià)說起，收益率成為市場隱憂福建海風(fēng)低報(bào)價(jià)引發(fā)市場擔(dān)憂。7 月 13 日，福建發(fā)改委發(fā)布 2022 年首批海上風(fēng)電競爭配臵結(jié)果，華能集團(tuán)與福建省投資開發(fā)集團(tuán)聯(lián)合體中標(biāo)連江外海 0.7 GW 海風(fēng)項(xiàng)目，國家能源集團(tuán)與萬華化學(xué)集團(tuán)聯(lián)合體中標(biāo)馬祖島外 0.3 GW 海風(fēng)項(xiàng)目。據(jù)風(fēng)芒能源披露，此次申報(bào)電價(jià)均較低，約 0.2 元/kWh，遠(yuǎn)低于福建省 0.3932 元/kWh 的燃煤標(biāo)桿電價(jià)，引起了市場對于新能源項(xiàng)目收益率的擔(dān)憂。中國可再生能源學(xué)會(huì)風(fēng)能專業(yè)委員會(huì)秘書長秦海巖在近期發(fā)表的海上風(fēng)電發(fā)展不能大躍進(jìn)一文中強(qiáng)調(diào)，在最低造價(jià) 12000

2、元/kW 左右的條件下，連江外海海風(fēng)項(xiàng)目的投資收益率僅為 1.4%，遠(yuǎn)低于央企通常要求的 6%。市場擔(dān)憂各大新能源運(yùn)營企業(yè)盲目追求裝機(jī)規(guī)模而忽視收益率，擔(dān)憂未來出現(xiàn)增收不增利的情況。表 1：福建省 2022 年首批海上風(fēng)電競爭配臵結(jié)果項(xiàng)目名稱項(xiàng)目裝機(jī)（ GW）中標(biāo)企業(yè)連江外海項(xiàng)目0.7華能集團(tuán)與福建省投資開發(fā)集團(tuán)聯(lián)合體馬祖島外項(xiàng)目0.3國家能源集團(tuán)與萬華化學(xué)集團(tuán)福建省發(fā)改委，風(fēng)芒能源，當(dāng)前影響綠電收益率正反兩方面因素兼具，不可一概而論我國電力行業(yè)存在著明顯的地域差異，電力運(yùn)行邏輯一省一策，差異較大。就我們觀察來看，當(dāng)前影響綠電收益率正反兩方面因素兼具，不可以福建一省的個(gè)別項(xiàng)目而推測全國的情況。

3、收益率負(fù)面影響因素除了福建海風(fēng)向下競價(jià)以外，近期新能源項(xiàng)目收益率還受到國補(bǔ)取消、強(qiáng)制配儲、產(chǎn)業(yè)配套等其他負(fù)面因素影響。從電價(jià)端看，國補(bǔ)取消與向下競價(jià)對綠電項(xiàng)目收益率造成一定負(fù)面影響：綠電國補(bǔ)全面取消，上網(wǎng)電價(jià)下行陸上風(fēng)電方面，2009 年國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知，將全國陸上風(fēng)電分為 I-IV 四類風(fēng)能資源區(qū)，相應(yīng)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)分別為 0.51、0.54、0.58、0.61元/kWh。2014-2016 年，國家發(fā)改委根據(jù)風(fēng)電行業(yè)發(fā)展情況，對陸風(fēng)標(biāo)桿電價(jià)進(jìn)行了 3 次降價(jià)調(diào)整。2021 年 6 月，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于 2021 年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知，提出國家對

4、 2021 年以后新核準(zhǔn)陸上風(fēng)電項(xiàng)目不再進(jìn)行補(bǔ)貼，全面實(shí)行平價(jià)上網(wǎng)。海上風(fēng)電方面，2014 年發(fā)布的關(guān)于海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知規(guī)定了 2017 年以前投運(yùn)的近海風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為 0.85 元/kWh，潮間帶風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為 0.75 元/kWh。根據(jù)發(fā)改委 2019 年發(fā)布的國家發(fā)展改革委關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知，2022 年及以后并網(wǎng)的項(xiàng)目執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導(dǎo)價(jià)。2021 年 6 月，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于 2021 年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知，明確對新核準(zhǔn)的海上風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)由當(dāng)?shù)厥〖墐r(jià)格主管部門制定。表 2：陸上風(fēng)電與海上風(fēng)電電價(jià)發(fā)展歷程（含稅）（元/kWh）I 類資源

5、區(qū)II 類資源區(qū)III 類資源區(qū)IV 資源區(qū)近海潮間帶發(fā)改價(jià)格20091906號2009.8-2014 年 0.510.540.580.61發(fā)改價(jià)格20143008號標(biāo)桿電發(fā)改價(jià)格20141216號價(jià)2015 年 0.492014.6-2017 年0.520.560.610.850.75發(fā)改價(jià)格20153044號2016-2017 年 0.470.50.540.6政策文件執(zhí)行時(shí)間陸上風(fēng)電海上風(fēng)電發(fā)改價(jià)格20162729號2018 年0.40.450.490.570.850.752019 年0.340.390.430.520.8不得高于發(fā)改價(jià)格2019882 號指導(dǎo)價(jià)2020 年0.290.34

6、0.380.470.75陸上風(fēng)電指導(dǎo)價(jià)發(fā)改價(jià)格2021833 號平價(jià)上網(wǎng)2021 年至今新核準(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)北極星電力網(wǎng)，新核準(zhǔn)（備案）海上風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)由當(dāng)?shù)厥〖墐r(jià)格主管部門制定光伏發(fā)電方面，2011 年光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)出臺，除西藏仍執(zhí)行 1.15 元/kWh 的上網(wǎng)電價(jià)外，其余省（區(qū)、市）上網(wǎng)電價(jià)均按 1 元/kWh 執(zhí)行。2013 年 8 月發(fā)改委發(fā)布通知，將全國分為三類太陽能資源區(qū)，規(guī)定 I-III 類資源區(qū)光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)分別為 0.90、0.95、1.00元/kWh。2015-2020 年，根據(jù)國家發(fā)改委每年出臺的相關(guān)政策文件，普通光伏電站上網(wǎng)電價(jià)

7、和常規(guī)分布式發(fā)電補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)逐年降低。2021 年出臺的關(guān)于 2021 年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知提出對新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目不再補(bǔ)貼，全面實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。圖 1：光伏發(fā)電電價(jià)發(fā)展歷程（元/kWh）I類資源區(qū)（地面集中式）II類資源區(qū)（地面集中式） III類資源區(qū)（地面集中式）1.41.21.00.80.60.40.20.02021年至今：按照當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)電價(jià)201120122013201420152016201720182019202020212022國家發(fā)改委，部分省份實(shí)行綠電項(xiàng)目向下競價(jià)機(jī)制除福建外，其他部分省份也在其出臺的有關(guān)風(fēng)電、光伏項(xiàng)目競爭性配臵文件中，將申報(bào)

8、上網(wǎng)電價(jià)納入了投資主體的評分標(biāo)準(zhǔn)，開啟向下競價(jià)模式。2021 年 5 月，甘肅發(fā)改委出臺關(guān)于“十四五”第一批風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知，提出項(xiàng)目申報(bào)電價(jià)項(xiàng)占總得分比重 20%，申報(bào)電價(jià)不得高于國家規(guī)定的同類資源區(qū)指導(dǎo)價(jià)，同時(shí)不設(shè)競爭最低限價(jià)。2022 年 1 月，上海市發(fā)布的金山海上風(fēng)電場一期項(xiàng)目競爭配臵工作方案中，申報(bào)電價(jià)得分占比高達(dá) 40%。今年 3 月 23 日上海市發(fā)改委公布三峽集團(tuán)、上海綠能、中海油融風(fēng)能源聯(lián)合體為金山海風(fēng)一期項(xiàng)目第一中標(biāo)人，申報(bào)電價(jià)低至 0.302 元/kWh，遠(yuǎn)低于 0.4155 元/kWh 的上海市燃煤基準(zhǔn)價(jià)。部分地區(qū)綠電電價(jià)受向下競價(jià)影響，降幅較

9、大。從成本端看，大部分省份對新建綠電項(xiàng)目提出配臵儲能要求，導(dǎo)致建設(shè)成本上升。自2021年起，全國超過 23 個(gè)省份對于新建的光伏和風(fēng)電項(xiàng)目都提出了相關(guān)配儲能要求，其中部分 省份在競爭性配臵細(xì)則中將配儲能列為明確得分點(diǎn)。例如，根據(jù)天津市2021 年保障性并 網(wǎng)項(xiàng)目競爭配臵評分細(xì)則，規(guī)模超過 50MW 的項(xiàng)目要求承諾配套建設(shè)儲能設(shè)施，光伏為 10%，風(fēng)電為 15%，且儲能設(shè)施須在發(fā)電項(xiàng)目并網(wǎng)后兩年內(nèi)建成投運(yùn)。承諾配套建設(shè)儲能的綠電項(xiàng) 目也更受鼓勵(lì)與優(yōu)先支持，例如，遼寧省新增風(fēng)電項(xiàng)目建設(shè)方案（征求意見稿）提出優(yōu)先支持承諾配套儲能設(shè)施 10%以上的項(xiàng)目。綠電配套建設(shè)儲能的要求提高了整體綠電項(xiàng)目建設(shè)成本

10、。表 3：各省份關(guān)于風(fēng)電、光伏項(xiàng)目配儲能要求梳理省份文件名稱發(fā)布時(shí)間儲能配臵比例（%）& 連續(xù)儲能時(shí)長（小時(shí)）遼寧省 2022 年光伏發(fā)電示范項(xiàng)目建設(shè)方案（征求意見稿）2022.5鼓勵(lì) 15%*3h遼寧遼寧省 2022 年光伏發(fā)電示范項(xiàng)目建設(shè)方案(征求意見稿)2022.3光伏：10%全省風(fēng)電建設(shè)規(guī)模增補(bǔ)方案（征求意見稿）2021.12鼓勵(lì) 15%*4h遼寧省新增風(fēng)電項(xiàng)目建設(shè)方案（征求意見稿）2021.7優(yōu)先支持配 10%以上儲能的項(xiàng)目諸暨市繁市推進(jìn)分布式光伏規(guī)模化開發(fā)工作方案2022.5分布式光伏：10%浙江杭州臨安“十四五”光伏發(fā)電規(guī)劃(2021-2025)2021.1210%-20%紹興柯

11、橋區(qū)關(guān)于柯橋區(qū)整區(qū)屋頂分布式光伏開發(fā)試點(diǎn)實(shí)施方案的公示2021.12建議非戶用分布式光伏電站：20%*2h義烏關(guān)于推動(dòng)源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)發(fā)展和加快區(qū)域光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的實(shí)施細(xì)則2021.1光伏：10%屋頂分布式光伏建設(shè)指導(dǎo)規(guī)范（試行）2022.3屋頂分布式光伏項(xiàng)目：20%冀北電網(wǎng)區(qū)城： 圍場、 豐寧兩縣壩上地區(qū)關(guān)干下達(dá)河北省 2021 年風(fēng)電、產(chǎn)伏發(fā)電市場化并網(wǎng)項(xiàng)目計(jì)劃的通知河北2021.1220%*4h; 其他區(qū)域 15%*4h;河北南網(wǎng)區(qū)域：光伏 10%*4h 或 20%*2h關(guān)于做好 2021 年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知 2021.10風(fēng)電：15%*2h；光伏：太陽能二類資源區(qū) 15%

12、*2h；太陽能三類資源區(qū) 10%*2h關(guān)于開展 2021 年度海南省集中式光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目工作的通知2021.3集中式光伏：10%海南2022 年度海南省集中式光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目工作的通知2022.1集中式光伏：10%澄邁關(guān)于進(jìn)一步規(guī)范集中式光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)管理的通知2022.4集中式光伏：20%-25%*2h內(nèi)蒙古關(guān)于征求工業(yè)園區(qū)可再生能源替代、全額自發(fā)自用兩類市場化并網(wǎng)新能源項(xiàng)目實(shí)施細(xì)則意見建議的公告2022.315%*4h關(guān)于 2021 年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知2021.8電化學(xué)儲能 15%*2h蘇州關(guān)于加快推進(jìn)全市光伏發(fā)電開發(fā)利用的工作意見(試行)2022.5鼓勵(lì)

13、2MW 以上光伏項(xiàng)目：8%江蘇省發(fā)改委關(guān)于我省 2021 年光伏發(fā)電項(xiàng)目市場化并網(wǎng)有關(guān)事項(xiàng)的通知 2021.9長江以南地區(qū)：光伏 8%*2h；長江以北地區(qū)：光伏 10%*2h方案意見的函關(guān)于 2021 年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知（征求意見稿）2021.810%*1h關(guān)于組織開展 2022 年集中式光伏試點(diǎn)申報(bào)工作的通知2022.3試點(diǎn)項(xiàng)目：10%*2h；儲能設(shè)施未按要求與試點(diǎn)項(xiàng)目同步建成投產(chǎn)的：15%*4h關(guān)于因地制宜開展集中式光伏試點(diǎn)工作的通知2021.5集中式光伏：10%關(guān)于征求 2022 年第一批次光伏發(fā)電和風(fēng)電項(xiàng)目并網(wǎng)規(guī)模競爭性配臵安徽2022.3電化學(xué)儲能：5%*2h福建

14、其他地區(qū)：5%*2h關(guān)于“十四五”第一批風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知 2021.5河西地區(qū)：10%*2h；甘肅嘉峪關(guān)市“十四五”第一批光伏發(fā)電項(xiàng)目競爭性配臵公告2022.4光伏：20%*2h關(guān)于 2021 年風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知2021.6I 類區(qū)：10%*2h；II 類區(qū)：15%*2h；III 類區(qū)：河南20%*2h河南省“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案2022.415%-20%*4h關(guān)于加快促進(jìn)自治區(qū)儲能健康有序發(fā)展的指導(dǎo)意見(征求意見稿)2021.110%*2h山西2021 年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)競爭性配臵工作方案2021.9大同、朔州、沂州、陽泉市建議配臵

15、10%以上湖南關(guān)于加快推動(dòng)湖南省電化學(xué)儲能發(fā)展的實(shí)施意見2021.10風(fēng)電：15%*2h；集中光伏：5%*2h湖北關(guān)于 2021 年平價(jià)風(fēng)電和平價(jià)光伏發(fā)電項(xiàng)目競爭配臵工作的通知2021.7可配臵的新能源項(xiàng)目規(guī)模小于基地規(guī)模的不足寧夏2022 年光伏發(fā)電項(xiàng)目競爭性配臵方案2022.1光伏：10%*2h山東2021 年全省能源工作指導(dǎo)意見2021.2部分：10%*2h新能源場站：10%青海關(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知2021.110%*2h廣西2021 年市場化并網(wǎng)陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電及多能互補(bǔ)一體化項(xiàng)目建設(shè)方案的通知2021.10陸上風(fēng)電：20%*2h；光伏：15%*2h風(fēng)電：陜

16、北 10%陜西陜西省新型儲能建設(shè)方案(暫行)(征求意見稿) 2021.6集中式光伏：關(guān)中地區(qū)、延安市 10%；榆林市 20%新疆2021 年光伏發(fā)電和儲能設(shè)施項(xiàng)目競爭性配臵工作2020.5阿克蘇、哆什：15%*2h；和田：20%*2h江西關(guān)于做好 2021 年新增光伏發(fā)電項(xiàng)目競爭優(yōu)選有關(guān)工作的通知2021.3光伏：可自愿選擇光儲一體化模式，10%*1h天津2021-2022 年風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)和 2021 年保障性并網(wǎng)有關(guān)事項(xiàng)的通知資料來源：各省能源局，各省發(fā)改委，2021.6（超過 50MW 的項(xiàng)目）光伏：10%*1h；風(fēng)電：15%*1h除配套建設(shè)儲能以外，部分地區(qū)提出“產(chǎn)業(yè)配套”

17、要求，成為綠電項(xiàng)目隱性投資成本。例如，2022 年 1 月，寧夏發(fā)改委在發(fā)布的2022 年光伏項(xiàng)目競爭性配臵方案中，將清潔產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展貢獻(xiàn)度作為重要評分項(xiàng)，占比 30%，其中產(chǎn)業(yè)貢獻(xiàn)與投資總額分別占比 10%，要求企業(yè)與各地簽訂產(chǎn)業(yè)合作協(xié)議以及進(jìn)行清潔能源產(chǎn)業(yè)鏈投資。青海海西州發(fā)改委發(fā)布的新能源項(xiàng)目入庫排序評分標(biāo)準(zhǔn)中也將簽訂上下游購銷合同、承諾開展相關(guān)產(chǎn)業(yè)項(xiàng)目、助力鄉(xiāng)村振興、進(jìn)行社會(huì)事業(yè)幫扶等設(shè)臵為重要評分點(diǎn)?！爱a(chǎn)業(yè)配套”要求增加了綠電項(xiàng)目的隱性投資成本，一定程度上影響項(xiàng)目收益率。省份發(fā)布時(shí)間文件名稱產(chǎn)業(yè)配套相關(guān)評分內(nèi)容甘肅省嘉峪關(guān)市嘉峪關(guān)市 2021-2022 年新增光伏規(guī)模指標(biāo) 1GW

18、的項(xiàng)目配臵將“投資強(qiáng)度不低于 300 萬元/兆瓦”作為基甘肅2021.11新項(xiàng)目指標(biāo)配臵指導(dǎo)意見 本準(zhǔn)入條件，將“投資強(qiáng)度須達(dá)到 500 萬元/兆瓦”作為優(yōu)先配臵條件；引進(jìn)配套產(chǎn)業(yè)項(xiàng)目建成投產(chǎn)后，配套產(chǎn)業(yè)項(xiàng)目年產(chǎn)值達(dá)到 10 億元及以上，可繼續(xù)參與新項(xiàng)目建設(shè)。寧夏2022.12022 年光伏項(xiàng)目競爭性 清潔產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展貢獻(xiàn)度占比 30%，其中產(chǎn)業(yè)貢獻(xiàn)與投資總額分別占比 10%。要求企業(yè)與各配臵方案地簽訂產(chǎn)業(yè)合作協(xié)議以及進(jìn)行清潔能源產(chǎn)業(yè)鏈投資。青海2022.1海西州發(fā)改委新能源項(xiàng)目 產(chǎn)業(yè)協(xié)同帶動(dòng)項(xiàng)占比 16%，要求企業(yè)簽訂上下游購銷合同，承諾開展相關(guān)產(chǎn)業(yè)項(xiàng)目；地方經(jīng)濟(jì)入庫排序評分標(biāo)準(zhǔn)貢獻(xiàn)度占比

19、約 24%，要求其他助力鄉(xiāng)村振興、促進(jìn)設(shè)備采購銷售業(yè)、進(jìn)行社會(huì)事業(yè)幫扶等。云南2022.3巍山縣分布式光伏開發(fā) 投資企業(yè)一次性支付屋頂租金及土地租用差價(jià) 2980 萬元以上、投資方幫助引入投資不少于建設(shè)項(xiàng)目招商公告5000 萬元的太陽能光伏電站涉及的產(chǎn)業(yè)鏈項(xiàng)目或產(chǎn)業(yè)發(fā)展項(xiàng)目至少一個(gè)。表 4：部分地區(qū)對新能源發(fā)電項(xiàng)目提出“產(chǎn)業(yè)配套”要求資料來源：各地發(fā)改委，收益率正面影響因素盡管新能源項(xiàng)目收益率受到一些負(fù)面因素影響，但也存在競配政策規(guī)范化、綠電交易、全國統(tǒng)一電力市場推進(jìn)、海風(fēng)地方補(bǔ)貼等正向刺激因素，不可一概而論。隨著各地區(qū)競配政策更加規(guī)范，隱性投資成本有望降低。2021 年 5 月，甘肅省發(fā)改委

20、下發(fā)關(guān)于“十四五”第一批風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知，明確提出市、縣級政府不得以企業(yè)援建和捐贈(zèng)等名義變相向企業(yè)收費(fèi)，增加項(xiàng)目投資經(jīng)營成本。2022 年 7月，云南省能源局發(fā)布的關(guān)于印發(fā)云南省 2022 年新能源建設(shè)方案的通知，同樣要求不得 附加不合理費(fèi)用和捆綁額外條件增加投資企業(yè)非工程建設(shè)成本。各地愈加重視競配的規(guī)范度，有望降低綠電項(xiàng)目額外隱性投資成本。綠電交易市場為新能源電力帶來溢價(jià)。綠色電力交易是在現(xiàn)有電力中長期交易框架下，設(shè)立獨(dú)立的綠色電力交易品種，并提供相應(yīng)的綠色電力消費(fèi)認(rèn)證，目的是引導(dǎo)有綠色電力需求的用戶直接與發(fā)電企業(yè)開展交易。2021 年 9 月 7 日，綠色電力交易試

21、點(diǎn)啟動(dòng)會(huì)在北京召開，這是繼國家發(fā)改委、國家能源局批復(fù)綠色電力交易試點(diǎn)工作方案后，啟動(dòng)的首次綠色電力交易，共 17 個(gè)省份 259 家市場主體參與，達(dá)成交易電量 79.35 億千瓦時(shí)，成交均價(jià)較中長期協(xié)議溢價(jià) 0.03-0.05 元/kWh。2022 年 1 月，國家發(fā)改委在促進(jìn)綠色消費(fèi)實(shí)施方案中提出進(jìn)一步激發(fā)全社會(huì)綠電消費(fèi)潛力，統(tǒng)籌推動(dòng)綠色電力交易、綠證交易，推動(dòng)外向型企業(yè)較多、經(jīng)濟(jì)承受能力較強(qiáng)的地區(qū)逐步提升綠電消費(fèi)比例。根據(jù)北京電力交易中心披露的數(shù)據(jù)，截至 2022 年 4 月 1 日在國家電網(wǎng)公司經(jīng)營范圍內(nèi)累計(jì)組織開展綠電交易 94.83 億千瓦時(shí)。隨著綠電交易逐漸進(jìn)入常態(tài)化，新能源上網(wǎng)電

22、價(jià)有望得到一定的溢價(jià)，從而提高項(xiàng)目收益率。圖 2：平價(jià)綠電項(xiàng)目收入拆分資料來源：整理南方區(qū)域電力市場啟動(dòng)試運(yùn)行，推進(jìn)跨地區(qū)電力交易。在今年 1 月國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場的指導(dǎo)意見后，7 月 23 日南方區(qū)域電力市場啟動(dòng)試運(yùn)行。南方區(qū)域電力市場包括中長期、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)三大板塊，中長期交易周期將全面覆蓋年、月、周，現(xiàn)貨交易覆蓋廣東、云南、貴州、廣西、海南五省。7 月 23 日試運(yùn)行啟動(dòng)當(dāng)天，云南、廣東、貴州三省超過 157 家電廠和用戶達(dá)成南方區(qū)域首次跨省現(xiàn)貨交易，全天市場化交易電量達(dá) 27 億千瓦時(shí)。本次南方區(qū)域建設(shè)統(tǒng)一電力市場有助于電力跨區(qū)域現(xiàn)貨交易、實(shí)現(xiàn)電力

23、資源優(yōu)化配臵、促進(jìn)新能源電力消納，有效提升能源資源稟賦強(qiáng)的省份與經(jīng)濟(jì)負(fù)荷中心的電力交易效率，從而提升市場化電價(jià)。此外，在海上風(fēng)電方面，廣東、山東、浙江三省已陸續(xù)出臺地方性補(bǔ)貼政策，以接替國家層面的補(bǔ)貼，未來隨著更多省份出臺補(bǔ)貼辦法，海風(fēng)項(xiàng)目收益率也有望得到提示。綠電投資收益率動(dòng)態(tài)變化，投資時(shí)間點(diǎn)電價(jià)、成本決定長期運(yùn)營業(yè)績綠電項(xiàng)目投資時(shí)點(diǎn)尤為重要，決定未來全生命周期的運(yùn)營業(yè)績。根據(jù)電力企業(yè)收入、成本及利潤端拆分，新能源運(yùn)營項(xiàng)目收益率受多方因素影響，不考慮各公司自身在運(yùn)營效率方面的區(qū)別，風(fēng)電、光伏項(xiàng)目盈利能力主要取決于上網(wǎng)電價(jià)、利用小時(shí)數(shù)、初始投資成本三大因素。而上網(wǎng)電價(jià)與初始投資成本往往在項(xiàng)目申

24、報(bào)、投資與建造時(shí)點(diǎn)得以確定，因此投資時(shí)點(diǎn)的電價(jià)與單位成本情況決定了未來裝機(jī)容量增長對公司業(yè)績的貢獻(xiàn)能力。圖 3：決定新能源項(xiàng)目盈利能力三要素：上網(wǎng)電價(jià)、利用小時(shí)、初始投資成本資料來源：整理表 5：上網(wǎng)電價(jià)、利用小時(shí)、初始投資成本影響因素項(xiàng)目盈利能力三要素影響因素上網(wǎng)電價(jià)國補(bǔ)背景下影響因素：1）國家補(bǔ)貼市場化交易電價(jià)市場化電量占比 平價(jià)背景下影響因素：1）各省燃煤標(biāo)桿電價(jià)2）地方補(bǔ)貼綠電交易電價(jià)市場化電量占比利用小時(shí)數(shù)1） 各電源類型（陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電、光伏）利用小時(shí)數(shù)差異較大各地區(qū)風(fēng)電、光伏資源稟賦各地區(qū)新能源消納能力初始投資成本1） 各電源類型初始投資成本存在差異設(shè)備端及建設(shè)各環(huán)節(jié)降本趨勢

25、技術(shù)進(jìn)步導(dǎo)致的單位投資成本下降資料來源：整理海風(fēng)、陸風(fēng)、光伏三大新能源電源類型的收益率呈現(xiàn)動(dòng)態(tài)變化趨勢。從利用小時(shí)方面看，各電源類型年均利用小時(shí)數(shù)基本穩(wěn)定，但彼此之間差異較大，根據(jù)北極星電力網(wǎng)，2021 年全國平均光伏利用小時(shí)數(shù)為 1281 小時(shí)、風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)為 2246 小時(shí)，其中海上風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)領(lǐng)先。根據(jù)中國可再生能源學(xué)會(huì)風(fēng)能專業(yè)委員會(huì)秘書長秦海巖在 CWEA 中發(fā)表的文章海上風(fēng)電發(fā)展不能大躍進(jìn)，我國海上風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)基本可達(dá)到 3000 小時(shí)以上，在海風(fēng)資源優(yōu)渥的福建省利用小時(shí)數(shù)可達(dá)到 4500 小時(shí)。因此從全國平均利用小時(shí)情況看，各電源類型中海上風(fēng)電陸上風(fēng)電光伏。除此之外，各項(xiàng)目利

26、用小時(shí)數(shù)也受到項(xiàng)目所在地風(fēng)光資源稟賦以及當(dāng)?shù)叵{能力影響。圖 4：全國風(fēng)電、光伏平均利用小時(shí)數(shù)風(fēng)電平均利用小時(shí)光伏平均利用小時(shí)2,5002,0001,5001,00050002018201920202021，從上網(wǎng)電價(jià)方面看，不同投資時(shí)點(diǎn)下，三大新能源電源類型的上網(wǎng)電價(jià)情況各有不同，以海風(fēng)為例，2021 年為海風(fēng)補(bǔ)貼最后一年，并網(wǎng)項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)較高，而 2022 年后并網(wǎng)的海風(fēng)項(xiàng)目全面實(shí)行平價(jià)上網(wǎng)，電價(jià)降幅較大。從初始投資成本方面看，海風(fēng)、陸風(fēng)、光伏的成本差異較大，且與技術(shù)發(fā)展程度以及上游設(shè)備端價(jià)格掛鉤，隨時(shí)間而不斷變化。綜合上述三方面因素，各電源類型在當(dāng)下時(shí)點(diǎn)的投資成本與電價(jià)情況決定了未來長期

27、業(yè)績。綠電投資應(yīng)從只重視裝機(jī)增長，轉(zhuǎn)變?yōu)檠b機(jī)增長和高收益率并重復(fù)盤 2021 年綠電板塊投資行情，裝機(jī)增長更受市場關(guān)注。2021 年作為綠電行業(yè)投資元年，在“雙碳”政策推動(dòng)下，國家層面、各上市公司層面紛紛制定新能源“十四五”裝機(jī)規(guī)劃。從個(gè)股表現(xiàn)情況看，短期裝機(jī)規(guī)模提升較多或發(fā)布“十四五”裝機(jī)規(guī)劃的上市公司在 2021下半年表現(xiàn)亮眼。我們統(tǒng)計(jì)分析了電力行業(yè)上市公司中含有新能源裝機(jī)的上市公司在 2021下半年的股價(jià)表現(xiàn)，在行業(yè)中股價(jià)上漲幅前 20 位的上市公司中，8 家電力企業(yè)在上市公司層面或集團(tuán)層面發(fā)布了“十四五”新能源裝機(jī)規(guī)劃，同時(shí)部分 2021 年裝機(jī)增速較高的電力企業(yè)漲幅居前。司股價(jià)增幅（

28、 %）否發(fā)布“十四五”規(guī)劃(萬千瓦） (萬千瓦） 華能國際130.17%1073.671396.6130.08%江蘇新能117.92%120.60155.0028.52%上海電力88.25%583.67765.8931.22%太陽能83.31%42.4042.700.70%中閩能源81.95%81.8395.7316.99%節(jié)能風(fēng)電75.95%400.53515.2028.6%內(nèi)蒙華電70.56%145.10144.62-0.33%粵電力 A66.22%71.32207.44190.86%銀星能源65.61%146.68146.680.00%甘肅電投62.86%95.4195.410.00%華

29、電國際55.07%-新天綠能52.98%559.05579.243.61%閩東電力51.06%19.4419.440.00%黔源電力47.52%0.0075.00-嘉澤新能41.37%141.79166.6017.50%浙江新能34.43%189.19266.1940.70%國電電力32.64%654.31743.6513.65%廣州發(fā)展26.84%96.74178.4184.42%湖南發(fā)展26.50%0.000.000.00%大唐發(fā)電25.58%624.70698.8911.88%表 6：電力行業(yè) 2021 年下半年股價(jià)漲幅排名前 20 上市公司公司名稱2021 年下半年公上市公司或集團(tuán)層面

30、是2020年新能源裝機(jī)2021年新能源裝機(jī)2021 年裝機(jī)增速、各公司公告，注：表中為申萬指數(shù)電力行業(yè)公司中 2021 年 7 月 1 日-2021 年 12 月 31 年漲幅最高的前 20 家上市公司（按收盤價(jià)計(jì)算）華電國際體內(nèi)新能源裝機(jī)拆分至華電福新體內(nèi)我們認(rèn)為綠電投資的關(guān)注點(diǎn)應(yīng)從單純的裝機(jī)增長轉(zhuǎn)變?yōu)檠b機(jī)增長與高收益率并重。隨著綠電市場競爭不斷加劇，除之前市場關(guān)注的裝機(jī)增長以外，項(xiàng)目收益率水平對公司業(yè)績增長的影響逐步顯現(xiàn)。裝機(jī)規(guī)劃及增速?zèng)Q定了公司未來發(fā)展?jié)摿σ约皹I(yè)績增長上限，而項(xiàng)目收益率水平?jīng)Q定了裝機(jī)容量增長對公司業(yè)績的貢獻(xiàn)能力，從而決定了業(yè)績增長的下限。在合適的時(shí)間點(diǎn)選擇高收益率的綠電項(xiàng)

31、目，方可支撐綠電企業(yè)既有質(zhì)又有量的發(fā)展。復(fù)盤 2021：海風(fēng)陸風(fēng)光伏2021 年，海風(fēng)、陸風(fēng)與光伏在電價(jià)與投資成本上存在的較大差異影響這三類新能源的收益率排序。從上網(wǎng)電價(jià)方面看，2021 年海上風(fēng)電作為唯一帶補(bǔ)貼的電源類型具備絕對優(yōu)勢。2021起新核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電、新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目已取消補(bǔ)貼。2021年為海上風(fēng)電補(bǔ)貼最后一年，根據(jù)國家發(fā)改委于 2019 年發(fā)布的國家發(fā)展改革委關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知，對 2018 年底前已核準(zhǔn)的海上風(fēng)電項(xiàng)目，如在 2021 年底前全部機(jī)組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準(zhǔn)時(shí)的上網(wǎng)電價(jià)（含稅電價(jià) 0.85 元/kWh）；2022 年及以后全部機(jī)組

32、完成并網(wǎng)的，執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導(dǎo)價(jià)。平價(jià)階段項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)主要參考各地燃煤基準(zhǔn)電價(jià)，參考各省份發(fā)布的燃煤標(biāo)桿電價(jià)（稅前），全國平均燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)約為 0.37 元/kWh。因此從電價(jià)情況看，2021 年各電源類型中海上風(fēng)電在電價(jià)上具備絕對優(yōu)勢。圖 5：各省燃煤基準(zhǔn)電價(jià)（元/kWh）0.50.450.40.350.30.250.20.150.10.050廣東湖南 海南 廣西 湖北 上海 浙江 江西 四川 重慶 山東 福建 江蘇 安徽 陜西 河南 遼寧 黑龍江吉林 天津 河北 北京 貴州 云南 山西 甘肅 內(nèi)蒙古新疆 寧夏青海資料來源：各省政府網(wǎng)站，從初始投資成本方面看，2021 年各電源類型中海上

33、風(fēng)電陸上風(fēng)電光伏。根據(jù)北極星風(fēng)力發(fā)電網(wǎng)，平價(jià)前主要海上風(fēng)電發(fā)展省份初始投資成本約為 14400-18500 元/kW（搶裝潮期間投資成本可能更高）；根據(jù)西勘院規(guī)劃研究中心，陸上風(fēng)電和集中式光伏初始投資建造成本（不含儲能）約為 5100-7100 元/kW 以及 3957-4267 元/kW。表 7：2021 年新能源各電源類型上網(wǎng)電價(jià)、利用小時(shí)、投資成本比較單位海上風(fēng)電陸上風(fēng)電光伏電價(jià)（稅前）元/kWh0.850.370.37小時(shí)數(shù)小時(shí)2800-450022461281投資成本元/kW14400-185005100-71003957-4267資料來源：發(fā)改委網(wǎng)站、中電聯(lián)、“十四五”中國海上風(fēng)電

34、發(fā)展關(guān)鍵問題、北極星風(fēng)力發(fā)電網(wǎng)、西勘院規(guī)劃研究中心，注：2021 年陸上風(fēng)電、光伏上網(wǎng)電價(jià)參考全國平均燃煤標(biāo)桿電價(jià)2021 為海上風(fēng)電大年，高利用小時(shí) + 補(bǔ)貼優(yōu)勢成就高盈利海上風(fēng)電受益于高利用小時(shí)與電價(jià)補(bǔ)貼，高成本下收益率仍然較強(qiáng)。各沿海省份海上風(fēng)電建造成本及利用小時(shí)數(shù)存在較大差異，但在 0.85 元/kWh 的含稅電價(jià)下均能保證較強(qiáng)的收益率。參考我國主要海上風(fēng)電發(fā)展省份江蘇、廣東以及福建省在帶補(bǔ)貼情況下的海風(fēng)項(xiàng)目盈利能力：投資成本端： 根據(jù)北極星風(fēng)力發(fā)電網(wǎng)， 平價(jià)前江蘇省海上風(fēng)電平均造價(jià)為14400-16300 元/kW；廣東省海上風(fēng)電平均造價(jià)為 16200-17600 元/kW；福建省海

35、上風(fēng)平均電造價(jià)為 17300-18500 元/kW。表 8：2020 年海上風(fēng)電單位千瓦投資成本以及各成本項(xiàng)目占比江蘇廣東福建占 總 成 本 絕對值測算占 總 成 本 絕對值測算占 總 成 本 絕對值測算比重（%）（元/kW）比重（%）（元/kW）比重（%）（元/kW）風(fēng)電機(jī)組（含安裝）48%736843%726745%8055塔筒4%6144%6765%895風(fēng)機(jī)基礎(chǔ)及施工19%291724%405625%4475基本預(yù)備費(fèi)/施工輔助工程1%1541%1691%17935kv 列陣電纜3%4613%5073%537220kv 送出電纜5%76810%16905%895海上升壓站6%9213%

36、5073%537陸上集控中心1%1542%3382%358用海（地）費(fèi)用4%6143%5073%537其他9%13827%11838%1432合計(jì)153501690017900資料來源：北極星風(fēng)力發(fā)電網(wǎng)，注：各項(xiàng)成本絕對值為總成本按各項(xiàng)成本占比進(jìn)行測算利用小時(shí)：根據(jù)中國可再生能源學(xué)會(huì)風(fēng)能專業(yè)委員會(huì)秘書長秦海巖在 CWEA 中發(fā)表的文章海上風(fēng)電發(fā)展不能大躍進(jìn)，受益于臺灣海峽“狹管效應(yīng)”，福建省海上風(fēng)電資源全國最優(yōu)，利用小時(shí)數(shù)領(lǐng)跑，達(dá)到 4000-4400 小時(shí)（部分資源優(yōu)質(zhì)地區(qū)可達(dá)到 4500 小時(shí)）；廣東海域中粵東地區(qū)風(fēng)能資源條件較好，粵西地區(qū)風(fēng)能條件一般，利用小時(shí)數(shù)約為 3100-4200

37、小時(shí)。江蘇海域海上風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)相對較低，為 3300-3600 小時(shí)。圖 6：主要沿海省份海上風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)5000450040003500300025002000福建廣東江蘇浙江山東CWEA，假設(shè)其他條件相同：假設(shè)項(xiàng)目折舊年限為 20 年、項(xiàng)目資本金為 25%、按 4%的融資利率進(jìn)行計(jì)算。經(jīng)我們測算，帶補(bǔ)貼背景下各省海上風(fēng)電項(xiàng)目全投資 IRR 可達(dá) 10%以上。其中，福建省受益于極高的利用小時(shí)數(shù)，在初始投資成本為 18000 元/kW、利用小時(shí)數(shù)為 4000小時(shí)的水平下，海上風(fēng)電項(xiàng)目全投資 IRR 達(dá) 11.99%，建成后單 GW 年平均凈利潤達(dá)13.72 億元。在初始投資成本為 1500

38、0 元/kW、利用小時(shí)數(shù)為 3400 小時(shí)的水平下，江蘇省海上風(fēng)電項(xiàng)目全投資 IRR 為 12.18%，建成后單 GW 年平均凈利潤為 11.68 億元。在初始投資成本為 17000 元/kW、利用小時(shí)數(shù)為 3600 小時(shí)的水平下，廣東省海上風(fēng)電項(xiàng)目全投資 IRR 為 11.22%，建成后單 GW 年平均凈利潤為 11.86 億元。表 9：2021 年海上風(fēng)電項(xiàng)目全投資 IRR 敏感性分析14000150001600017000180001900020000460018.77%17.44%16.26%15.20%14.24%13.37%12.58%440017.88%16.59%15.45%1

39、4.43%13.50%12.66%11.89%420016.97%15.73%14.63%13.64%12.75%11.94%11.19%400016.06%14.87%13.80%12.85%11.99%11.20%10.49%380015.13%13.98%12.96%12.04%11.21%10.46%9.76%360014.19%13.09%12.11%11.22%10.43%9.70%9.03%340013.23%12.18%11.24%10.39%9.62%8.92%8.28%320012.26%11.25%10.35%9.54%8.80%8.13%7.52%300011.27%1

40、0.31%9.45%8.67%7.97%7.32%6.74%280010.26%9.34%8.52%7.78%7.11%6.49%5.93%26009.22%8.35%7.57%6.86%6.22%5.64%5.10%項(xiàng)目全投資 IRR初始投資成本（元/kW）利用小時(shí)數(shù)資料來源：測算注：紅框、藍(lán)框、黃框分別為福建省、廣東省以及江蘇省海上風(fēng)電項(xiàng)目全投資 IRR 區(qū)間表 10：2021 年海上風(fēng)電項(xiàng)目建成后單 GW 平均凈利潤敏感性分析（億元/年）14000150001600017000180001900020000460019.2818.7718.2717.7717.2716.7616.2644

41、0018.0917.5917.0916.5916.0815.5815.08420016.9116.4115.9115.4014.9014.4013.90400015.7315.2314.7214.2213.7213.2212.71380014.5514.0413.5413.0412.5412.0311.53360013.3612.8612.3611.8611.3510.8510.35340012.1811.6811.1810.6710.179.679.17320011.0010.509.999.498.998.497.9830009.829.318.818.317.817.306.802800

42、8.638.137.637.136.626.125.6226007.456.956.455.945.444.944.44單 GW 年平均凈利潤初始投資成本（元/kW）利用小時(shí)數(shù)資料來源：測算注：紅框、藍(lán)框、黃框分別為福建省、廣東省以及江蘇省海上風(fēng)電項(xiàng)目單 GW 凈利潤區(qū)間降本趨勢下陸上風(fēng)電收益率可觀搶裝潮過后風(fēng)機(jī)價(jià)格大幅下降，平價(jià)背景下陸上風(fēng)電盈利能力仍較為可觀。陸上風(fēng)電初始投資建設(shè)成本中風(fēng)機(jī)成本占比較高，2020 年搶裝潮過后風(fēng)機(jī)價(jià)格實(shí)現(xiàn)較大幅度下滑，保障了平價(jià)背景下陸上風(fēng)電投資建設(shè)經(jīng)濟(jì)性。我們分析 2020 年以來風(fēng)機(jī)價(jià)格下降主要受到兩方面因素推動(dòng)，一方面在技術(shù)成熟以及風(fēng)機(jī)大型化趨勢下，風(fēng)

43、電單位投資成本攤薄，根據(jù)平價(jià)時(shí)代風(fēng)電項(xiàng)目投資特點(diǎn)與趨勢（徐燕鵬），當(dāng)機(jī)組單機(jī)容量從 2MW 增加至 4.5MW 時(shí)，項(xiàng)目投資成本將明顯降低，靜態(tài)投資可降低 932 元/kW，全投資 IRR 水平有望提升 2.4%。根據(jù)風(fēng)電產(chǎn)業(yè)新格局：基地規(guī)?；L(fēng)機(jī)大型化、支撐行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展（甄妮），2021年新增并網(wǎng)項(xiàng)目中，3-4MW 風(fēng)機(jī)占比超過 50%，且 4-5MW 機(jī)型占比正快速提升，參考金風(fēng)科技 2021 年銷售風(fēng)機(jī)結(jié)構(gòu)占比，2MW 機(jī)型銷售容量同比下滑 61.6%，而 3S/4S 及 6S/8S機(jī)型銷售容量分別同比提升 210.3%和 305.0%。圖 7：采用不同單機(jī)容量機(jī)組投資成本趨勢圖 8

44、：金風(fēng)科技?xì)v年不同單機(jī)容量機(jī)組銷售容量（MW）140001200010000800060004000200001.5MW2S3/4S6/8S20172018201920202021平價(jià)時(shí)代風(fēng)電項(xiàng)目投資特點(diǎn)與趨勢（徐燕鵬），金風(fēng)科技官網(wǎng)，另一方面，上游設(shè)備端市場競爭激烈，參考陸上風(fēng)電 1 年左右的建設(shè)周期，項(xiàng)目風(fēng)機(jī)采購時(shí)間通常較并網(wǎng)時(shí)間提前 0.5-1 年，2020 年受到陸上風(fēng)電搶裝潮影響，全國風(fēng)電設(shè)備公開招標(biāo)容量出現(xiàn)較大幅度下滑，從 2019 年的 65.2GW 降至 2020 年的 31.1GW，需求量大幅下滑背景下設(shè)備端競爭激烈，進(jìn)一步推動(dòng)風(fēng)機(jī)價(jià)格下降。根據(jù)金風(fēng)科技官網(wǎng)發(fā)布的 3S/4S

45、 級別風(fēng)電機(jī)組月度公開投標(biāo)均價(jià)，到 2021 年 3S/4S 級風(fēng)電機(jī)組最低投標(biāo)均價(jià)已低至 2100 元/kW 左右，相比 2020 年底的 3000 元/kW 已實(shí)現(xiàn)較大幅度下降。圖 9：全國風(fēng)電設(shè)備公開招標(biāo)容量（GW）圖 10：3S/4S 級機(jī)組月度公開招標(biāo)均價(jià)（元/kW）54.1533.531.17065.260504030201002018201920202021350030002500200015003S4S資料來源：金風(fēng)科技官網(wǎng)，資料來源：金風(fēng)科技官網(wǎng)，根據(jù)西勘院規(guī)劃研究中心的統(tǒng)計(jì)， 風(fēng)機(jī)成本在陸上風(fēng)電投資總成本中占比約為 40%-55%，按風(fēng)電機(jī)組 2800 元/kW 的價(jià)格進(jìn)行

46、計(jì)算，2021 年國內(nèi)典型陸上風(fēng)電項(xiàng)目初始投資成本約為 5100-7100 元/kW。表 11：2021 年國內(nèi)典型陸上風(fēng)電項(xiàng)目成本構(gòu)成成本拆分單位成本范圍風(fēng)電機(jī)組元/kW2800塔筒元/kW700-1000風(fēng)機(jī)吊裝元/kW100-200箱變設(shè)備及安裝元/kW100-150錨栓+基礎(chǔ)元/kW300-450升壓站設(shè)備及安裝元/kW200-300道路+平臺元/kW150-550集電線路設(shè)備及安裝元/kW150-350其他機(jī)電及土建元/kW150-300建設(shè)用地費(fèi)元/kW130-450其他費(fèi)用元/kW320-550合計(jì)元/kW5100-7100NEW 西勘院規(guī)劃研究中心，經(jīng)測算，平價(jià)背景下國內(nèi)陸上風(fēng)

47、電盈利能力較為可觀。假設(shè)平價(jià)后陸上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)為各省燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)均值 0.37 元/kWh（稅前），參考 2021 年全國平均陸上風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)以及西勘院規(guī)劃研究中心測算的 2021 年典型陸上風(fēng)電項(xiàng)目投資成本，經(jīng)我們測算，在利用小時(shí)數(shù)為 2200 小時(shí)、初始投資成本為 6000 元/kW 的背景下，全國平均陸上風(fēng)電項(xiàng)目全投資 IRR 約為 10.59%，建成后單 GW 年平均凈利潤約為 2.07 億元。表 12：2021 年陸上風(fēng)電項(xiàng)目全投資 IRR 敏感性分析項(xiàng)目全投資IRR45005000初始投資成本（元/kW）55006000650070007500利320022.85%20.56

48、%18.64%17.01%15.61%14.38%13.29%用300021.31%19.14%17.33%15.78%14.45%13.28%12.25%小280019.75%17.70%15.99%14.53%13.27%12.16%11.18%時(shí)260018.16%16.23%14.62%13.25%12.06%11.01%10.09%數(shù)240016.53%14.74%13.23% 11.94%10.82%9.84%8.97%220014.88%13.20%11.80%10.59%9.55%8.63%7.82%200013.17%11.63%10.32%9.20%8.23%7.38%6.

49、62%180011.42%9.99%8.79%7.76%6.87%6.08%5.38%資料來源：測算表 13：2021 年陸上風(fēng)電項(xiàng)目建成后單 GW 平均凈利潤敏感性分析（億元/年）單 GW年平均凈利潤450050005500初始投資成本（元/kW）6000650070007500利用小時(shí)數(shù)32005.395.154.904.654.404.153.9030004.884.634.384.133.883.643.3928004.364.123.873.623.373.122.8726003.853.603.353.102.852.612.3624003.333.092.842.592.342.

50、091.8422002.822.572.322.071.831.581.3320002.312.061.811.561.311.060.8118001.791.541.291.040.800.550.30資料來源：測算高組件價(jià)格下光伏項(xiàng)目收益率承壓光伏投資成本降幅較小，平價(jià)后盈利水平相對較低。根據(jù)西勘院規(guī)劃研究中心，不考慮儲能成本背景下光伏組件及安裝成本在光伏發(fā)電項(xiàng)目投資總成本中占比約為 50%-54%。而根據(jù)索比光伏網(wǎng)數(shù)據(jù)，在光伏組件構(gòu)成中，電池片成本占比超過 60%，其中 70%的成本來源于硅片，而硅片的最主要成本為硅料。自 2021 年以來，上游硅料價(jià)格不斷上漲，主要是由于進(jìn)口受阻導(dǎo)致供

51、不應(yīng)求以及中游硅片環(huán)節(jié)大規(guī)模擴(kuò)產(chǎn)引發(fā)搶料現(xiàn)象，硅料價(jià)格上浮帶動(dòng)光伏組件價(jià)格上漲。根據(jù) wind 數(shù)據(jù)，2020 年以前光伏組件、電池片與硅片價(jià)格呈下行趨勢，而從 2021 年光伏實(shí)行平價(jià)上網(wǎng)后，組件成本呈現(xiàn)回升趨勢，平價(jià)后光伏項(xiàng)目降本未達(dá)預(yù)期。根據(jù)西勘院規(guī)劃研究中心，在不考慮儲能成本背景下我們假設(shè)目前光伏發(fā)電項(xiàng)目的初始投資成本區(qū)間約為 3900-4300 元/kW。圖 11：2018-2021 年光伏行業(yè)綜合價(jià)格指數(shù)(SPI)組件、電池片與硅片走勢（ 2014.5.30=100）SPI：組件SPI：電池片SPI：硅片706050403020100表 14：2021 年國內(nèi)典型光伏項(xiàng)目成本構(gòu)成成

52、本拆分單位成本范圍組件+安裝元/W2140支架+安裝+基礎(chǔ)元/W500-760逆變器及箱變+安裝+基礎(chǔ)元/W220集電電纜線路+安裝元/W240-250其他電氣元/W37其他土建元/W120建設(shè)用地元/W140-160升壓站元/W200送出線路元/W100其他費(fèi)用元/W260-280合計(jì)元/W3957-4267資料來源：西勘院規(guī)劃研究中心，假設(shè)平價(jià)后光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)為 2021 年各省燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)均值 0.37 元/kWh（稅前），參考北極星電力網(wǎng)披露的 2021 年光伏全國平均利用小時(shí)，以及西勘院規(guī)劃研究中心測算的 2021 年典型光伏項(xiàng)目投資成本，經(jīng)我們測算，在利用小時(shí)數(shù)為 1200

53、小時(shí)、初始投資成本為 4100 元/kW 的背景下，全國平均光伏發(fā)電項(xiàng)目全投資 IRR 約為 7.78%，建成后單 GW 年平均凈利潤約為 0.62 億元，盈利水平低于陸風(fēng)與海風(fēng)。表 15：2021 年光伏發(fā)電項(xiàng)目全投資 IRR 敏感性分析項(xiàng)目全投資IRR38003900初始投資成本（元/kW）40004100420043004400利用小時(shí)數(shù)160013.58%13.15%12.74%12.35%11.98%11.62%11.27%150012.39%11.99%11.60%11.24%10.88%10.55%10.22%140011.19%10.81%10.45%10.10%9.77%9.

54、46%9.15%13009.97%9.61%9.28%8.95%8.64%8.34%8.06%12008.72%8.39%8.08%7.78%7.49%7.21%6.94%11007.45%7.14%6.85%6.57%6.30%6.04%5.79%10006.13%5.85%5.58%5.32%5.07%4.84%4.61%9004.77%4.51%4.27%4.03%3.80%3.59%3.38%資料來源：測算表 16：2021 年光伏發(fā)電項(xiàng)目建成后單 GW 平均凈利潤敏感性分析（億元/年）單 GW年平均凈利潤380039004000初始投資成本（元/kW）4100420043004400

55、利用小時(shí)數(shù)16001.811.761.711.661.611.561.5115001.551.501.451.401.351.301.2514001.291.241.191.141.091.040.9913001.030.980.930.880.830.780.7312000.770.720.670.620.570.520.4811000.510.460.410.360.310.270.2210000.250.200.150.100.060.01-0.04900-0.01-0.06-0.11-0.15-0.20-0.25-0.30資料來源：測算邏輯驗(yàn)證：高收益率保障業(yè)績高增長從去年中報(bào)在建工程

56、情況看 2021 年新投產(chǎn)項(xiàng)目對 2022 年業(yè)績的貢獻(xiàn)能力：由于風(fēng)電光伏建設(shè)周期相對較短，光伏、陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電的建設(shè)周期分別為半年、1 年以及 1.5-2年，2021 年中報(bào)披露的在建工程基本有望在 2021 年底投產(chǎn)，海上風(fēng)電項(xiàng)目建設(shè)周期雖然相對較長，但由于 2021 年為海上風(fēng)電補(bǔ)貼最后一年，在建的海上風(fēng)電項(xiàng)目基本也于 2021 年底前投產(chǎn)，有望對 2022 年業(yè)績貢獻(xiàn)較大增量。我們以三峽能源、節(jié)能風(fēng)電、浙江新能三家2021 年在建工程中以風(fēng)電為主的純綠電運(yùn)營商為例，參考今年中報(bào)各家公司業(yè)績預(yù)告情況，驗(yàn)證上述海風(fēng)陸風(fēng)光伏的收益率排序，海風(fēng)或陸風(fēng)新增裝機(jī)容量較高的公司帶動(dòng)業(yè)績高速增長。

57、從三峽能源 2021 年中報(bào)在建工程情況看，公司海上風(fēng)電項(xiàng)目占比較高。作為國內(nèi)海上風(fēng)電龍頭，根據(jù)公司 2021 年中報(bào)披露的在建工程明細(xì)，截至 2021H1 公司在建工程合計(jì)期末余額為 343.9 億元，其中海上風(fēng)電在建工程 256.74 億元、陸上風(fēng)電在建工程 22.71 億元、光伏在建工程 37.63 億元；從在建裝機(jī)規(guī)模情況看，截至 2021H1 公司在建裝機(jī)容量合計(jì)約 7.19GW，其中海上風(fēng)電約 3.78GW、陸上風(fēng)電約 1.9GW、光伏約 1.5GW。受益于大規(guī)模海上風(fēng)電項(xiàng)目于 2021 年底投產(chǎn)并網(wǎng)，2022H1 公司業(yè)績實(shí)現(xiàn)大幅增長，根據(jù)公司上半年發(fā)電量完成情況公告及半年度業(yè)績

58、預(yù)告，今年 1-6 月公司累計(jì)發(fā)電量同比增長 46.71%，其中陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電以及光伏發(fā)電量分別同比增長 18.22%、198.03%和 45.65%，發(fā)電量大幅增長背景下利潤端實(shí)現(xiàn)大幅增長，據(jù)公司公告，公司預(yù)計(jì) 2022 年半年度歸母凈利潤同比增長 46.42%-55.58%。圖 12：2021H1 三峽能源在建裝機(jī)項(xiàng)目分類光伏, 1500.00陸上風(fēng)電,1907.80 海上風(fēng)電,3782.00公司公告，浙江新能作為省屬綠電運(yùn)營平臺，受益于浙江省海上風(fēng)電資源優(yōu)勢，2021 年在建工程同樣以海上風(fēng)電項(xiàng)目為主。根據(jù)公司 2021 年中報(bào)披露的在建工程明細(xì)，浙江新能 2021H1在建工程期末余

59、額為 70.2 億元，其中海上風(fēng)電 69.7 億元；從在建裝機(jī)容量看，公司主要在建工程為江蘇竹根沙海上風(fēng)電場項(xiàng)目（0.3GW）以及浙能嘉興 1 號海上風(fēng)電項(xiàng)目（0.3GW），合計(jì) 0.6GW。隨著兩個(gè)海上風(fēng)電項(xiàng)目陸續(xù)投產(chǎn)，2022 年上半年公司業(yè)績迎來高速增長，據(jù)公司業(yè)績預(yù)告，預(yù)計(jì) 2022 年半年度歸母凈利潤將同比增長 195.45%-249.17%。節(jié)能風(fēng)電作為國內(nèi)老牌純風(fēng)電運(yùn)營商，2021 年較高在建工程下利潤端同樣實(shí)現(xiàn)較高增速。根據(jù)公司公告，公司 2021H1 在建工程期末余額為 100.3 億元，全部為風(fēng)電項(xiàng)目；從在建裝機(jī)容量情況看，公司在建的約 2.27GW 風(fēng)電項(xiàng)目中包含海上風(fēng)電

60、 0.3GW 以及陸上風(fēng)電約 1.97GW，新增項(xiàng)目投產(chǎn)帶動(dòng)公司 2022H1 歸母凈利潤約同比增長 18.62%-42.34%。表 17：風(fēng)電新增裝機(jī)較高的公司有望實(shí)現(xiàn)高業(yè)績增速三峽能源浙江新能節(jié)能風(fēng)電2021H1 在建占比（%）裝機(jī)（GW）2021H1 在建占比（%）裝機(jī)（GW）2021H1 在建占比（%）裝機(jī)（GW）海上風(fēng)電3.7852.6%0.6100%0.313.2%陸上風(fēng)電1.9126.5%-1.9786.8%光伏1.5020.9%-2022H1 歸母凈利潤增速46.42%-55.58%195.45%-249.17%18.62%-42.34%資料來源：各公司公告，展望 2022：陸