收益率！绿电投资不可忽视的要素

1、福建海风竞价引发收益率担忧，收益率确为不可忽视的要素从福建海风竞价说起，收益率成为市场隐忧福建海风低报价引发市场担忧。7 月 13 日，福建发改委发布 2022 年首批海上风电竞争配臵结果，华能集团与福建省投资开发集团联合体中标连江外海 0.7 GW 海风项目，国家能源集团与万华化学集团联合体中标马祖岛外 0.3 GW 海风项目。据风芒能源披露，此次申报电价均较低，约 0.2 元/kWh，远低于福建省 0.3932 元/kWh 的燃煤标杆电价，引起了市场对于新能源项目收益率的担忧。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在近期发表的海上风电发展不能大跃进一文中强调，在最低造价 12000

2、元/kW 左右的条件下，连江外海海风项目的投资收益率仅为 1.4%，远低于央企通常要求的 6%。市场担忧各大新能源运营企业盲目追求装机规模而忽视收益率，担忧未来出现增收不增利的情况。表 1：福建省 2022 年首批海上风电竞争配臵结果项目名称项目装机（ GW）中标企业连江外海项目0.7华能集团与福建省投资开发集团联合体马祖岛外项目0.3国家能源集团与万华化学集团福建省发改委，风芒能源，当前影响绿电收益率正反两方面因素兼具，不可一概而论我国电力行业存在着明显的地域差异，电力运行逻辑一省一策，差异较大。就我们观察来看，当前影响绿电收益率正反两方面因素兼具，不可以福建一省的个别项目而推测全国的情况。

3、收益率负面影响因素除了福建海风向下竞价以外，近期新能源项目收益率还受到国补取消、强制配储、产业配套等其他负面因素影响。从电价端看，国补取消与向下竞价对绿电项目收益率造成一定负面影响：绿电国补全面取消，上网电价下行陆上风电方面，2009 年国家发改委发布关于完善风力发电上网电价政策的通知，将全国陆上风电分为 I-IV 四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为 0.51、0.54、0.58、0.61元/kWh。2014-2016 年，国家发改委根据风电行业发展情况，对陆风标杆电价进行了 3 次降价调整。2021 年 6 月，国家发改委发布关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知，提出国家对

4、 2021 年以后新核准陆上风电项目不再进行补贴，全面实行平价上网。海上风电方面，2014 年发布的关于海上风电上网电价政策的通知规定了 2017 年以前投运的近海风电项目上网电价为 0.85 元/kWh，潮间带风电项目上网电价为 0.75 元/kWh。根据发改委 2019 年发布的国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知，2022 年及以后并网的项目执行并网年份的指导价。2021 年 6 月，国家发改委发布关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知，明确对新核准的海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定。表 2：陆上风电与海上风电电价发展历程（含税）（元/kWh）I 类资源

5、区II 类资源区III 类资源区IV 资源区近海潮间带发改价格20091906号2009.8-2014 年 0.510.540.580.61发改价格20143008号标杆电发改价格20141216号价2015 年 0.492014.6-2017 年0.520.560.610.850.75发改价格20153044号2016-2017 年 0.470.50.540.6政策文件执行时间陆上风电海上风电发改价格20162729号2018 年0.40.450.490.570.850.752019 年0.340.390.430.520.8不得高于发改价格2019882 号指导价2020 年0.290.34

6、0.380.470.75陆上风电指导价发改价格2021833 号平价上网2021 年至今新核准陆上风电项目中央财政不再补贴，实行平价上网北极星电力网，新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定光伏发电方面，2011 年光伏标杆上网电价出台，除西藏仍执行 1.15 元/kWh 的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按 1 元/kWh 执行。2013 年 8 月发改委发布通知，将全国分为三类太阳能资源区，规定 I-III 类资源区光伏电站标杆上网电价分别为 0.90、0.95、1.00元/kWh。2015-2020 年，根据国家发改委每年出台的相关政策文件，普通光伏电站上网电价

7、和常规分布式发电补贴标准逐年降低。2021 年出台的关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知提出对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目不再补贴，全面实现平价上网。图 1：光伏发电电价发展历程（元/kWh）I类资源区（地面集中式）II类资源区（地面集中式） III类资源区（地面集中式）1.41.21.00.80.60.40.20.02021年至今：按照当地燃煤基准电价201120122013201420152016201720182019202020212022国家发改委，部分省份实行绿电项目向下竞价机制除福建外，其他部分省份也在其出台的有关风电、光伏项目竞争性配臵文件中，将申报

8、上网电价纳入了投资主体的评分标准，开启向下竞价模式。2021 年 5 月，甘肃发改委出台关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知，提出项目申报电价项占总得分比重 20%，申报电价不得高于国家规定的同类资源区指导价，同时不设竞争最低限价。2022 年 1 月，上海市发布的金山海上风电场一期项目竞争配臵工作方案中，申报电价得分占比高达 40%。今年 3 月 23 日上海市发改委公布三峡集团、上海绿能、中海油融风能源联合体为金山海风一期项目第一中标人，申报电价低至 0.302 元/kWh，远低于 0.4155 元/kWh 的上海市燃煤基准价。部分地区绿电电价受向下竞价影响，降幅较

9、大。从成本端看，大部分省份对新建绿电项目提出配臵储能要求，导致建设成本上升。自2021年起，全国超过 23 个省份对于新建的光伏和风电项目都提出了相关配储能要求，其中部分 省份在竞争性配臵细则中将配储能列为明确得分点。例如，根据天津市2021 年保障性并 网项目竞争配臵评分细则，规模超过 50MW 的项目要求承诺配套建设储能设施，光伏为 10%，风电为 15%，且储能设施须在发电项目并网后两年内建成投运。承诺配套建设储能的绿电项 目也更受鼓励与优先支持，例如，辽宁省新增风电项目建设方案（征求意见稿）提出优先支持承诺配套储能设施 10%以上的项目。绿电配套建设储能的要求提高了整体绿电项目建设成本

10、。表 3：各省份关于风电、光伏项目配储能要求梳理省份文件名称发布时间储能配臵比例（%）& 连续储能时长（小时）辽宁省 2022 年光伏发电示范项目建设方案（征求意见稿）2022.5鼓励 15%*3h辽宁辽宁省 2022 年光伏发电示范项目建设方案(征求意见稿)2022.3光伏：10%全省风电建设规模增补方案（征求意见稿）2021.12鼓励 15%*4h辽宁省新增风电项目建设方案（征求意见稿）2021.7优先支持配 10%以上储能的项目诸暨市繁市推进分布式光伏规模化开发工作方案2022.5分布式光伏：10%浙江杭州临安“十四五”光伏发电规划(2021-2025)2021.1210%-20%绍兴柯

11、桥区关于柯桥区整区屋顶分布式光伏开发试点实施方案的公示2021.12建议非户用分布式光伏电站：20%*2h义乌关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则2021.1光伏：10%屋顶分布式光伏建设指导规范（试行）2022.3屋顶分布式光伏项目：20%冀北电网区城： 围场、 丰宁两县坝上地区关干下达河北省 2021 年风电、产伏发电市场化并网项目计划的通知河北2021.1220%*4h; 其他区域 15%*4h;河北南网区域：光伏 10%*4h 或 20%*2h关于做好 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知 2021.10风电：15%*2h；光伏：太阳能二类资源区 15%

12、*2h；太阳能三类资源区 10%*2h关于开展 2021 年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知2021.3集中式光伏：10%海南2022 年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知2022.1集中式光伏：10%澄迈关于进一步规范集中式光伏发电项目建设管理的通知2022.4集中式光伏：20%-25%*2h内蒙古关于征求工业园区可再生能源替代、全额自发自用两类市场化并网新能源项目实施细则意见建议的公告2022.315%*4h关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知2021.8电化学储能 15%*2h苏州关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见(试行)2022.5鼓励

13、2MW 以上光伏项目：8%江苏省发改委关于我省 2021 年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知 2021.9长江以南地区：光伏 8%*2h；长江以北地区：光伏 10%*2h方案意见的函关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）2021.810%*1h关于组织开展 2022 年集中式光伏试点申报工作的通知2022.3试点项目：10%*2h；储能设施未按要求与试点项目同步建成投产的：15%*4h关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知2021.5集中式光伏：10%关于征求 2022 年第一批次光伏发电和风电项目并网规模竞争性配臵安徽2022.3电化学储能：5%*2h福建

14、其他地区：5%*2h关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知 2021.5河西地区：10%*2h；甘肃嘉峪关市“十四五”第一批光伏发电项目竞争性配臵公告2022.4光伏：20%*2h关于 2021 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知2021.6I 类区：10%*2h；II 类区：15%*2h；III 类区：河南20%*2h河南省“十四五”新型储能发展实施方案2022.415%-20%*4h关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见(征求意见稿)2021.110%*2h山西2021 年风电、光伏发电开发建设竞争性配臵工作方案2021.9大同、朔州、沂州、阳泉市建议配臵

15、10%以上湖南关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见2021.10风电：15%*2h；集中光伏：5%*2h湖北关于 2021 年平价风电和平价光伏发电项目竞争配臵工作的通知2021.7可配臵的新能源项目规模小于基地规模的不足宁夏2022 年光伏发电项目竞争性配臵方案2022.1光伏：10%*2h山东2021 年全省能源工作指导意见2021.2部分：10%*2h新能源场站：10%青海关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知2021.110%*2h广西2021 年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知2021.10陆上风电：20%*2h；光伏：15%*2h风电：陕

16、北 10%陕西陕西省新型储能建设方案(暂行)(征求意见稿) 2021.6集中式光伏：关中地区、延安市 10%；榆林市 20%新疆2021 年光伏发电和储能设施项目竞争性配臵工作2020.5阿克苏、哆什：15%*2h；和田：20%*2h江西关于做好 2021 年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知2021.3光伏：可自愿选择光储一体化模式，10%*1h天津2021-2022 年风电、光伏发电项目开发建设和 2021 年保障性并网有关事项的通知资料来源：各省能源局，各省发改委，2021.6（超过 50MW 的项目）光伏：10%*1h；风电：15%*1h除配套建设储能以外，部分地区提出“产业配套”

17、要求，成为绿电项目隐性投资成本。例如，2022 年 1 月，宁夏发改委在发布的2022 年光伏项目竞争性配臵方案中，将清洁产业高质量发展贡献度作为重要评分项，占比 30%，其中产业贡献与投资总额分别占比 10%，要求企业与各地签订产业合作协议以及进行清洁能源产业链投资。青海海西州发改委发布的新能源项目入库排序评分标准中也将签订上下游购销合同、承诺开展相关产业项目、助力乡村振兴、进行社会事业帮扶等设臵为重要评分点。“产业配套”要求增加了绿电项目的隐性投资成本，一定程度上影响项目收益率。省份发布时间文件名称产业配套相关评分内容甘肃省嘉峪关市嘉峪关市 2021-2022 年新增光伏规模指标 1GW

18、的项目配臵将“投资强度不低于 300 万元/兆瓦”作为基甘肃2021.11新项目指标配臵指导意见 本准入条件，将“投资强度须达到 500 万元/兆瓦”作为优先配臵条件；引进配套产业项目建成投产后，配套产业项目年产值达到 10 亿元及以上，可继续参与新项目建设。宁夏2022.12022 年光伏项目竞争性 清洁产业高质量发展贡献度占比 30%，其中产业贡献与投资总额分别占比 10%。要求企业与各配臵方案地签订产业合作协议以及进行清洁能源产业链投资。青海2022.1海西州发改委新能源项目 产业协同带动项占比 16%，要求企业签订上下游购销合同，承诺开展相关产业项目；地方经济入库排序评分标准贡献度占比

19、约 24%，要求其他助力乡村振兴、促进设备采购销售业、进行社会事业帮扶等。云南2022.3巍山县分布式光伏开发 投资企业一次性支付屋顶租金及土地租用差价 2980 万元以上、投资方帮助引入投资不少于建设项目招商公告5000 万元的太阳能光伏电站涉及的产业链项目或产业发展项目至少一个。表 4：部分地区对新能源发电项目提出“产业配套”要求资料来源：各地发改委，收益率正面影响因素尽管新能源项目收益率受到一些负面因素影响，但也存在竞配政策规范化、绿电交易、全国统一电力市场推进、海风地方补贴等正向刺激因素，不可一概而论。随着各地区竞配政策更加规范，隐性投资成本有望降低。2021 年 5 月，甘肃省发改委

20、下发关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知，明确提出市、县级政府不得以企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，增加项目投资经营成本。2022 年 7月，云南省能源局发布的关于印发云南省 2022 年新能源建设方案的通知，同样要求不得 附加不合理费用和捆绑额外条件增加投资企业非工程建设成本。各地愈加重视竞配的规范度，有望降低绿电项目额外隐性投资成本。绿电交易市场为新能源电力带来溢价。绿色电力交易是在现有电力中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，并提供相应的绿色电力消费认证，目的是引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易。2021 年 9 月 7 日，绿色电力交易试

21、点启动会在北京召开，这是继国家发改委、国家能源局批复绿色电力交易试点工作方案后，启动的首次绿色电力交易，共 17 个省份 259 家市场主体参与，达成交易电量 79.35 亿千瓦时，成交均价较中长期协议溢价 0.03-0.05 元/kWh。2022 年 1 月，国家发改委在促进绿色消费实施方案中提出进一步激发全社会绿电消费潜力，统筹推动绿色电力交易、绿证交易，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿电消费比例。根据北京电力交易中心披露的数据，截至 2022 年 4 月 1 日在国家电网公司经营范围内累计组织开展绿电交易 94.83 亿千瓦时。随着绿电交易逐渐进入常态化，新能源上网电

22、价有望得到一定的溢价，从而提高项目收益率。图 2：平价绿电项目收入拆分资料来源：整理南方区域电力市场启动试运行，推进跨地区电力交易。在今年 1 月国家发改委、国家能源局印发关于加快建设全国统一电力市场的指导意见后，7 月 23 日南方区域电力市场启动试运行。南方区域电力市场包括中长期、现货和辅助服务三大板块，中长期交易周期将全面覆盖年、月、周，现货交易覆盖广东、云南、贵州、广西、海南五省。7 月 23 日试运行启动当天，云南、广东、贵州三省超过 157 家电厂和用户达成南方区域首次跨省现货交易，全天市场化交易电量达 27 亿千瓦时。本次南方区域建设统一电力市场有助于电力跨区域现货交易、实现电力

23、资源优化配臵、促进新能源电力消纳，有效提升能源资源禀赋强的省份与经济负荷中心的电力交易效率，从而提升市场化电价。此外，在海上风电方面，广东、山东、浙江三省已陆续出台地方性补贴政策，以接替国家层面的补贴，未来随着更多省份出台补贴办法，海风项目收益率也有望得到提示。绿电投资收益率动态变化，投资时间点电价、成本决定长期运营业绩绿电项目投资时点尤为重要，决定未来全生命周期的运营业绩。根据电力企业收入、成本及利润端拆分，新能源运营项目收益率受多方因素影响，不考虑各公司自身在运营效率方面的区别，风电、光伏项目盈利能力主要取决于上网电价、利用小时数、初始投资成本三大因素。而上网电价与初始投资成本往往在项目申

24、报、投资与建造时点得以确定，因此投资时点的电价与单位成本情况决定了未来装机容量增长对公司业绩的贡献能力。图 3：决定新能源项目盈利能力三要素：上网电价、利用小时、初始投资成本资料来源：整理表 5：上网电价、利用小时、初始投资成本影响因素项目盈利能力三要素影响因素上网电价国补背景下影响因素：1）国家补贴市场化交易电价市场化电量占比 平价背景下影响因素：1）各省燃煤标杆电价2）地方补贴绿电交易电价市场化电量占比利用小时数1） 各电源类型（陆上风电、海上风电、光伏）利用小时数差异较大各地区风电、光伏资源禀赋各地区新能源消纳能力初始投资成本1） 各电源类型初始投资成本存在差异设备端及建设各环节降本趋势

25、技术进步导致的单位投资成本下降资料来源：整理海风、陆风、光伏三大新能源电源类型的收益率呈现动态变化趋势。从利用小时方面看，各电源类型年均利用小时数基本稳定，但彼此之间差异较大，根据北极星电力网，2021 年全国平均光伏利用小时数为 1281 小时、风电利用小时数为 2246 小时，其中海上风电利用小时数领先。根据中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在 CWEA 中发表的文章海上风电发展不能大跃进，我国海上风电利用小时数基本可达到 3000 小时以上，在海风资源优渥的福建省利用小时数可达到 4500 小时。因此从全国平均利用小时情况看，各电源类型中海上风电陆上风电光伏。除此之外，各项目利

26、用小时数也受到项目所在地风光资源禀赋以及当地消纳能力影响。图 4：全国风电、光伏平均利用小时数风电平均利用小时光伏平均利用小时2,5002,0001,5001,00050002018201920202021，从上网电价方面看，不同投资时点下，三大新能源电源类型的上网电价情况各有不同，以海风为例，2021 年为海风补贴最后一年，并网项目上网电价较高，而 2022 年后并网的海风项目全面实行平价上网，电价降幅较大。从初始投资成本方面看，海风、陆风、光伏的成本差异较大，且与技术发展程度以及上游设备端价格挂钩，随时间而不断变化。综合上述三方面因素，各电源类型在当下时点的投资成本与电价情况决定了未来长期

27、业绩。绿电投资应从只重视装机增长，转变为装机增长和高收益率并重复盘 2021 年绿电板块投资行情，装机增长更受市场关注。2021 年作为绿电行业投资元年，在“双碳”政策推动下，国家层面、各上市公司层面纷纷制定新能源“十四五”装机规划。从个股表现情况看，短期装机规模提升较多或发布“十四五”装机规划的上市公司在 2021下半年表现亮眼。我们统计分析了电力行业上市公司中含有新能源装机的上市公司在 2021下半年的股价表现，在行业中股价上涨幅前 20 位的上市公司中，8 家电力企业在上市公司层面或集团层面发布了“十四五”新能源装机规划，同时部分 2021 年装机增速较高的电力企业涨幅居前。司股价增幅（

28、 %）否发布“十四五”规划(万千瓦） (万千瓦） 华能国际130.17%1073.671396.6130.08%江苏新能117.92%120.60155.0028.52%上海电力88.25%583.67765.8931.22%太阳能83.31%42.4042.700.70%中闽能源81.95%81.8395.7316.99%节能风电75.95%400.53515.2028.6%内蒙华电70.56%145.10144.62-0.33%粤电力 A66.22%71.32207.44190.86%银星能源65.61%146.68146.680.00%甘肃电投62.86%95.4195.410.00%华

29、电国际55.07%-新天绿能52.98%559.05579.243.61%闽东电力51.06%19.4419.440.00%黔源电力47.52%0.0075.00-嘉泽新能41.37%141.79166.6017.50%浙江新能34.43%189.19266.1940.70%国电电力32.64%654.31743.6513.65%广州发展26.84%96.74178.4184.42%湖南发展26.50%0.000.000.00%大唐发电25.58%624.70698.8911.88%表 6：电力行业 2021 年下半年股价涨幅排名前 20 上市公司公司名称2021 年下半年公上市公司或集团层面

30、是2020年新能源装机2021年新能源装机2021 年装机增速、各公司公告，注：表中为申万指数电力行业公司中 2021 年 7 月 1 日-2021 年 12 月 31 年涨幅最高的前 20 家上市公司（按收盘价计算）华电国际体内新能源装机拆分至华电福新体内我们认为绿电投资的关注点应从单纯的装机增长转变为装机增长与高收益率并重。随着绿电市场竞争不断加剧，除之前市场关注的装机增长以外，项目收益率水平对公司业绩增长的影响逐步显现。装机规划及增速决定了公司未来发展潜力以及业绩增长上限，而项目收益率水平决定了装机容量增长对公司业绩的贡献能力，从而决定了业绩增长的下限。在合适的时间点选择高收益率的绿电项

31、目，方可支撑绿电企业既有质又有量的发展。复盘 2021：海风陆风光伏2021 年，海风、陆风与光伏在电价与投资成本上存在的较大差异影响这三类新能源的收益率排序。从上网电价方面看，2021 年海上风电作为唯一带补贴的电源类型具备绝对优势。2021起新核准的陆上风电、新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目已取消补贴。2021年为海上风电补贴最后一年，根据国家发改委于 2019 年发布的国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知，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（含税电价 0.85 元/kWh）；2022 年及以后全部机组

32、完成并网的，执行并网年份的指导价。平价阶段项目上网电价主要参考各地燃煤基准电价，参考各省份发布的燃煤标杆电价（税前），全国平均燃煤标杆上网电价约为 0.37 元/kWh。因此从电价情况看，2021 年各电源类型中海上风电在电价上具备绝对优势。图 5：各省燃煤基准电价（元/kWh）0.50.450.40.350.30.250.20.150.10.050广东湖南 海南 广西 湖北 上海 浙江 江西 四川 重庆 山东 福建 江苏 安徽 陕西 河南 辽宁 黑龙江吉林 天津 河北 北京 贵州 云南 山西 甘肃 内蒙古新疆 宁夏青海资料来源：各省政府网站，从初始投资成本方面看，2021 年各电源类型中海上

33、风电陆上风电光伏。根据北极星风力发电网，平价前主要海上风电发展省份初始投资成本约为 14400-18500 元/kW（抢装潮期间投资成本可能更高）；根据西勘院规划研究中心，陆上风电和集中式光伏初始投资建造成本（不含储能）约为 5100-7100 元/kW 以及 3957-4267 元/kW。表 7：2021 年新能源各电源类型上网电价、利用小时、投资成本比较单位海上风电陆上风电光伏电价（税前）元/kWh0.850.370.37小时数小时2800-450022461281投资成本元/kW14400-185005100-71003957-4267资料来源：发改委网站、中电联、“十四五”中国海上风电

34、发展关键问题、北极星风力发电网、西勘院规划研究中心，注：2021 年陆上风电、光伏上网电价参考全国平均燃煤标杆电价2021 为海上风电大年，高利用小时 + 补贴优势成就高盈利海上风电受益于高利用小时与电价补贴，高成本下收益率仍然较强。各沿海省份海上风电建造成本及利用小时数存在较大差异，但在 0.85 元/kWh 的含税电价下均能保证较强的收益率。参考我国主要海上风电发展省份江苏、广东以及福建省在带补贴情况下的海风项目盈利能力：投资成本端： 根据北极星风力发电网， 平价前江苏省海上风电平均造价为14400-16300 元/kW；广东省海上风电平均造价为 16200-17600 元/kW；福建省海

35、上风平均电造价为 17300-18500 元/kW。表 8：2020 年海上风电单位千瓦投资成本以及各成本项目占比江苏广东福建占 总 成 本 绝对值测算占 总 成 本 绝对值测算占 总 成 本 绝对值测算比重（%）（元/kW）比重（%）（元/kW）比重（%）（元/kW）风电机组（含安装）48%736843%726745%8055塔筒4%6144%6765%895风机基础及施工19%291724%405625%4475基本预备费/施工辅助工程1%1541%1691%17935kv 列阵电缆3%4613%5073%537220kv 送出电缆5%76810%16905%895海上升压站6%9213%

36、5073%537陆上集控中心1%1542%3382%358用海（地）费用4%6143%5073%537其他9%13827%11838%1432合计153501690017900资料来源：北极星风力发电网，注：各项成本绝对值为总成本按各项成本占比进行测算利用小时：根据中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在 CWEA 中发表的文章海上风电发展不能大跃进，受益于台湾海峡“狭管效应”，福建省海上风电资源全国最优，利用小时数领跑，达到 4000-4400 小时（部分资源优质地区可达到 4500 小时）；广东海域中粤东地区风能资源条件较好，粤西地区风能条件一般，利用小时数约为 3100-4200

37、小时。江苏海域海上风电利用小时数相对较低，为 3300-3600 小时。图 6：主要沿海省份海上风电利用小时数5000450040003500300025002000福建广东江苏浙江山东CWEA，假设其他条件相同：假设项目折旧年限为 20 年、项目资本金为 25%、按 4%的融资利率进行计算。经我们测算，带补贴背景下各省海上风电项目全投资 IRR 可达 10%以上。其中，福建省受益于极高的利用小时数，在初始投资成本为 18000 元/kW、利用小时数为 4000小时的水平下，海上风电项目全投资 IRR 达 11.99%，建成后单 GW 年平均净利润达13.72 亿元。在初始投资成本为 1500

38、0 元/kW、利用小时数为 3400 小时的水平下，江苏省海上风电项目全投资 IRR 为 12.18%，建成后单 GW 年平均净利润为 11.68 亿元。在初始投资成本为 17000 元/kW、利用小时数为 3600 小时的水平下，广东省海上风电项目全投资 IRR 为 11.22%，建成后单 GW 年平均净利润为 11.86 亿元。表 9：2021 年海上风电项目全投资 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%项目全投资 IRR初始投资成本（元/kW）利用小时数资料来源：测算注：红框、蓝框、黄框分别为福建省、广东省以及江苏省海上风电项目全投资 IRR 区间表 10：2021 年海上风电项目建成后单 GW 平均净利润敏感性分析（亿元/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单 GW 年平均净利润初始投资成本（元/kW）利用小时数资料来源：测算注：红框、蓝框、黄框分别为福建省、广东省以及江苏省海上风电项目单 GW 净利润区间降本趋势下陆上风电收益率可观抢装潮过后风机价格大幅下降，平价背景下陆上风电盈利能力仍较为可观。陆上风电初始投资建设成本中风机成本占比较高，2020 年抢装潮过后风机价格实现较大幅度下滑，保障了平价背景下陆上风电投资建设经济性。我们分析 2020 年以来风机价格下降主要受到两方面因素推动，一方面在技术成熟以及风机大型化趋势下，风

43、电单位投资成本摊薄，根据平价时代风电项目投资特点与趋势（徐燕鹏），当机组单机容量从 2MW 增加至 4.5MW 时，项目投资成本将明显降低，静态投资可降低 932 元/kW，全投资 IRR 水平有望提升 2.4%。根据风电产业新格局：基地规模化、风机大型化、支撑行业高质量发展（甄妮），2021年新增并网项目中，3-4MW 风机占比超过 50%，且 4-5MW 机型占比正快速提升，参考金风科技 2021 年销售风机结构占比，2MW 机型销售容量同比下滑 61.6%，而 3S/4S 及 6S/8S机型销售容量分别同比提升 210.3%和 305.0%。图 7：采用不同单机容量机组投资成本趋势图 8

44、：金风科技历年不同单机容量机组销售容量（MW）140001200010000800060004000200001.5MW2S3/4S6/8S20172018201920202021平价时代风电项目投资特点与趋势（徐燕鹏），金风科技官网，另一方面，上游设备端市场竞争激烈，参考陆上风电 1 年左右的建设周期，项目风机采购时间通常较并网时间提前 0.5-1 年，2020 年受到陆上风电抢装潮影响，全国风电设备公开招标容量出现较大幅度下滑，从 2019 年的 65.2GW 降至 2020 年的 31.1GW，需求量大幅下滑背景下设备端竞争激烈，进一步推动风机价格下降。根据金风科技官网发布的 3S/4S

45、 级别风电机组月度公开投标均价，到 2021 年 3S/4S 级风电机组最低投标均价已低至 2100 元/kW 左右，相比 2020 年底的 3000 元/kW 已实现较大幅度下降。图 9：全国风电设备公开招标容量（GW）图 10：3S/4S 级机组月度公开招标均价（元/kW）54.1533.531.17065.260504030201002018201920202021350030002500200015003S4S资料来源：金风科技官网，资料来源：金风科技官网，根据西勘院规划研究中心的统计， 风机成本在陆上风电投资总成本中占比约为 40%-55%，按风电机组 2800 元/kW 的价格进行

46、计算，2021 年国内典型陆上风电项目初始投资成本约为 5100-7100 元/kW。表 11：2021 年国内典型陆上风电项目成本构成成本拆分单位成本范围风电机组元/kW2800塔筒元/kW700-1000风机吊装元/kW100-200箱变设备及安装元/kW100-150锚栓+基础元/kW300-450升压站设备及安装元/kW200-300道路+平台元/kW150-550集电线路设备及安装元/kW150-350其他机电及土建元/kW150-300建设用地费元/kW130-450其他费用元/kW320-550合计元/kW5100-7100NEW 西勘院规划研究中心，经测算，平价背景下国内陆上风

47、电盈利能力较为可观。假设平价后陆上风电上网电价为各省燃煤标杆上网电价均值 0.37 元/kWh（税前），参考 2021 年全国平均陆上风电利用小时数以及西勘院规划研究中心测算的 2021 年典型陆上风电项目投资成本，经我们测算，在利用小时数为 2200 小时、初始投资成本为 6000 元/kW 的背景下，全国平均陆上风电项目全投资 IRR 约为 10.59%，建成后单 GW 年平均净利润约为 2.07 亿元。表 12：2021 年陆上风电项目全投资 IRR 敏感性分析项目全投资IRR45005000初始投资成本（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%时260018.16%16.23%14.62%13.25%12.06%11.01%10.09%数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%资料来源：测算表 13：2021 年陆上风电项目建成后单 GW 平均净利润敏感性分析（亿元/年）单 GW年平均净利润450050005500初始投资成本（元/kW）6000650070007500利用小时数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资料来源：测算高组件价格下光伏项目收益率承压光伏投资成本降幅较小，平价后盈利水平相对较低。根据西勘院规划研究中心，不考虑储能成本背景下光伏组件及安装成本在光伏发电项目投资总成本中占比约为 50%-54%。而根据索比光伏网数据，在光伏组件构成中，电池片成本占比超过 60%，其中 70%的成本来源于硅片，而硅片的最主要成本为硅料。自 2021 年以来，上游硅料价格不断上涨，主要是由于进口受阻导致供

51、不应求以及中游硅片环节大规模扩产引发抢料现象，硅料价格上浮带动光伏组件价格上涨。根据 wind 数据，2020 年以前光伏组件、电池片与硅片价格呈下行趋势，而从 2021 年光伏实行平价上网后，组件成本呈现回升趋势，平价后光伏项目降本未达预期。根据西勘院规划研究中心，在不考虑储能成本背景下我们假设目前光伏发电项目的初始投资成本区间约为 3900-4300 元/kW。图 11：2018-2021 年光伏行业综合价格指数(SPI)组件、电池片与硅片走势（ 2014.5.30=100）SPI：组件SPI：电池片SPI：硅片706050403020100表 14：2021 年国内典型光伏项目成本构成成

52、本拆分单位成本范围组件+安装元/W2140支架+安装+基础元/W500-760逆变器及箱变+安装+基础元/W220集电电缆线路+安装元/W240-250其他电气元/W37其他土建元/W120建设用地元/W140-160升压站元/W200送出线路元/W100其他费用元/W260-280合计元/W3957-4267资料来源：西勘院规划研究中心，假设平价后光伏发电上网电价为 2021 年各省燃煤标杆上网电价均值 0.37 元/kWh（税前），参考北极星电力网披露的 2021 年光伏全国平均利用小时，以及西勘院规划研究中心测算的 2021 年典型光伏项目投资成本，经我们测算，在利用小时数为 1200

53、小时、初始投资成本为 4100 元/kW 的背景下，全国平均光伏发电项目全投资 IRR 约为 7.78%，建成后单 GW 年平均净利润约为 0.62 亿元，盈利水平低于陆风与海风。表 15：2021 年光伏发电项目全投资 IRR 敏感性分析项目全投资IRR38003900初始投资成本（元/kW）40004100420043004400利用小时数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%资料来源：测算表 16：2021 年光伏发电项目建成后单 GW 平均净利润敏感性分析（亿元/年）单 GW年平均净利润380039004000初始投资成本（元/kW）4100420043004400

55、利用小时数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资料来源：测算逻辑验证：高收益率保障业绩高增长从去年中报在建工程

56、情况看 2021 年新投产项目对 2022 年业绩的贡献能力：由于风电光伏建设周期相对较短，光伏、陆上风电、海上风电的建设周期分别为半年、1 年以及 1.5-2年，2021 年中报披露的在建工程基本有望在 2021 年底投产，海上风电项目建设周期虽然相对较长，但由于 2021 年为海上风电补贴最后一年，在建的海上风电项目基本也于 2021 年底前投产，有望对 2022 年业绩贡献较大增量。我们以三峡能源、节能风电、浙江新能三家2021 年在建工程中以风电为主的纯绿电运营商为例，参考今年中报各家公司业绩预告情况，验证上述海风陆风光伏的收益率排序，海风或陆风新增装机容量较高的公司带动业绩高速增长。

57、从三峡能源 2021 年中报在建工程情况看，公司海上风电项目占比较高。作为国内海上风电龙头，根据公司 2021 年中报披露的在建工程明细，截至 2021H1 公司在建工程合计期末余额为 343.9 亿元，其中海上风电在建工程 256.74 亿元、陆上风电在建工程 22.71 亿元、光伏在建工程 37.63 亿元；从在建装机规模情况看，截至 2021H1 公司在建装机容量合计约 7.19GW，其中海上风电约 3.78GW、陆上风电约 1.9GW、光伏约 1.5GW。受益于大规模海上风电项目于 2021 年底投产并网，2022H1 公司业绩实现大幅增长，根据公司上半年发电量完成情况公告及半年度业绩

58、预告，今年 1-6 月公司累计发电量同比增长 46.71%，其中陆上风电、海上风电以及光伏发电量分别同比增长 18.22%、198.03%和 45.65%，发电量大幅增长背景下利润端实现大幅增长，据公司公告，公司预计 2022 年半年度归母净利润同比增长 46.42%-55.58%。图 12：2021H1 三峡能源在建装机项目分类光伏, 1500.00陆上风电,1907.80 海上风电,3782.00公司公告，浙江新能作为省属绿电运营平台，受益于浙江省海上风电资源优势，2021 年在建工程同样以海上风电项目为主。根据公司 2021 年中报披露的在建工程明细，浙江新能 2021H1在建工程期末余

59、额为 70.2 亿元，其中海上风电 69.7 亿元；从在建装机容量看，公司主要在建工程为江苏竹根沙海上风电场项目（0.3GW）以及浙能嘉兴 1 号海上风电项目（0.3GW），合计 0.6GW。随着两个海上风电项目陆续投产，2022 年上半年公司业绩迎来高速增长，据公司业绩预告，预计 2022 年半年度归母净利润将同比增长 195.45%-249.17%。节能风电作为国内老牌纯风电运营商，2021 年较高在建工程下利润端同样实现较高增速。根据公司公告，公司 2021H1 在建工程期末余额为 100.3 亿元，全部为风电项目；从在建装机容量情况看，公司在建的约 2.27GW 风电项目中包含海上风电

60、 0.3GW 以及陆上风电约 1.97GW，新增项目投产带动公司 2022H1 归母净利润约同比增长 18.62%-42.34%。表 17：风电新增装机较高的公司有望实现高业绩增速三峡能源浙江新能节能风电2021H1 在建占比（%）装机（GW）2021H1 在建占比（%）装机（GW）2021H1 在建占比（%）装机（GW）海上风电3.7852.6%0.6100%0.313.2%陆上风电1.9126.5%-1.9786.8%光伏1.5020.9%-2022H1 归母净利润增速46.42%-55.58%195.45%-249.17%18.62%-42.34%资料来源：各公司公告，展望 2022：陆