风光成本趋降或提升运营盈利中国电建具一体化优势

1、“十四五”旺季电力供需偏紧，国家要求加大风光等新能源装机我国人均用电量提升空间仍大，十四五”用电旺季电力供需形势持续偏紧近十年我国全社会用电持续增长，但人均用电量美国约为我国3倍，我国人均用电量仍有较大提升空间。2013 年至 2021 年，我国全社会用电量呈不断向上趋势。2021 年全社会用电 83128 亿千瓦时，同比增长 10.3%。根据 mundi 数据统计，2020 年中国人均用电量为 3991 千瓦时，远低于 世界发达国家。美国 2020 年人均用电量 11730 千瓦时，约我国的 3 倍。 亚洲的发达国家如韩国、日本、新加坡人均用电量约中国两倍，我国人 均用电存在较大提升空间。图

2、 1：1-7 月全社会用电 49303 亿千瓦同增 3%图 2：2020 年中国人均用电量 3991 千瓦时/人100000800006000040000200000全社会用电量(亿千瓦时)同比增长(%)12%10%8%6%4%2%0%2013201520172019202114,00012,00010,0008,0006,0004,0002,0000人均用电量(千瓦时/人)国家能源局，mundi，“十三五”全社会用电量年均增速为 5.5%，超过“十三五”规划预期（3.6%-4.8%）。受益于经济运行整体平稳提升，服务业和高新技术产业较快发展，电能替代快速推广等，全社会用电量“十三五”年均增速

3、为 5.5%，超过“十三五”规划预期（3.6%-4.8%）。经济新形势下保障能源电力供应是首要任务。根据全球能源互联网发展合作组织发布的十四五电力规划预计“十四五”经济增速在 5%-6%，保障国民经济发展，满足全社会用电需求是电力发展的基本任务。根据我国当前发展阶段和“十四五”经济社会发展目标，预计未来三年全社会用电量年均增速约为 5%左右。根据电规总院 8 月 19 日发布的未来三年电力供需形势分析，结合当前电源、电网工程投产进度，预计 2022 年安徽、湖南、江西、重庆、贵州等 5 个地区负责高峰时段电力供需紧张；2023、2024 年电力供需紧张地区将分别增加至 6 个和 7 个。文章预

4、测，未来三年根据我国当前发展阶段和“十四五”经济社会发展目标，适当考虑极端天气，预计我国全社会用电量年均增速 5%左右。根据我们能源运营组观点，预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。根据中电联 中国电力行业年度发展报告 2022预测，到 2025 年全国全社会用电 最大负荷为 16.3 亿千瓦，较 2021 年新增4.4 亿千瓦。以增量角度判断，我们预计 2022-2025 年新增实际累计可控电源供应能力在夏季/冬季分别 为 2.4/2.3 亿千瓦，低于同期最大用电负荷增速。从电力平衡视角，我们 预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。国家落实碳达峰碳中和目标，建设全

5、链条绿色发展体系，突出风电光伏清洁能源地位。2021 年 3 月，中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要发布，为实现碳达峰、碳中和承诺作出战略安排，以“清洁”为核心，结合现有能源产业，开发以风电、太阳能发电、水电等清洁电源为主的综合能源基地，加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提升清洁能源消纳和存储能力，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。确立源网荷储一体化发展，保障可再生能源消纳，推进新能源建设持续健康发展。2021 年 2 月，国家发展改革委、国家能源局发布关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见，源网荷储一体化实施路径将通

6、过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，合理配置储能，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升。2021年 7 月，国家发展改革委、国家能源局印发关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知，鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。自建调峰资源指发电企业按全资比例建设抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。我国商业用电价格仅为英国的三分之一，中长期电价仍有上涨潜力海外受天然气供应紧张及持续 40的高温天气等因素影响，电价暴涨。根据欧洲电力交易所（EPEX）数据，2020 年初法国电力交易现货价格

7、中值约为 44.86 欧元/MWh，而 2022 年 7 月 23 日则达到 268 欧元/MWh，上涨幅度达 500%。2）2022 年 7 月 20 日，英国伦敦东部地区的电网因电力需求激增而发生了短暂中断。为了维持电力系统的稳定性，英国的电力公共事业公司（电力中间商）被迫从电力交易市场，以超出正常情况下 50 倍的的价格（约人民币 80 元/度），购买了一部分电力以满足供电需求。（数据来源：华尔街见闻）中国用电价格远低于发达国家：家庭用电约为美国的一半，商业用电约为英国电价的三分之一。根据 Global Petrol Prices 的数据显示，以 2021年 12 月电价为例，中国家庭电

8、价为 0.081 美元/kWh，而美国为 0.162 美元/kWh 约中国两倍，丹麦 0.391 美元/kWh 约中国 5 倍。中国商业用电价格为 0.094 美元/kWh，略低于美国的 0.115 美元/kWh，约英国和丹麦电价的三分之一。图 3：21 年 12 月中国家庭电价 0.081 美元/kWh图 4：21 年 12 月中国商业电价 0.094 美元/kWh0.50.40.30.20.10家庭电价(美元/千瓦时)中国美国日本 意大利 西班牙 英国丹麦0.30.250.20.150.10.050商业电价(美元/千瓦时)中国美国日本 意大利 西班牙 英国丹麦GlobalPetrolPri

9、ces，GlobalPetrolPrices，新能源上网电价中央财政不再补贴，进入平价时代。21 年6月发改委发布关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知，2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。2021 年 10 月，国家发改委发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，一方面推动燃煤发电量全部进入电力市场，并扩大市场交易电价上下浮动范围至 20%；另一方面全面取消目录电价，推动工商业用户全部进入电力市场，暂未进入市场的用户由电网企业代理购电。2022 年 1 月，国家发改委印发关于加快建设全国统一电

10、力市场体系的指导意见。我国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成，市场在资源优化配置中作用明显增强，市场化交易电量比重大幅提升。同时，电力市场还存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面

11、参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。电网公司设立可再生能源发展结算公司，有望扩大融资规模，解决可再生能源补贴缺口。南方电网 8 月 11 日发布关于成立广州可再生能源发展结算服务有限公司的通知，按照国家发展改革委、财政部、国务院国资委关于授权设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司统筹解决可再生能源发电补贴问题的复函要求，研究成立广州可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。公司将开展可再生能源补贴资金的统计和管理，以及缺口部分的专项融资和还本付息等工作。我国电价浮动范围扩大但幅度远低于煤价上涨增幅，中长期电价上涨仍具潜力

12、 。1）2020 年以前，我国火电上网电价主要以标杆电价机制+煤电联动为主。2020 年起，我国标杆上网电价机制是“基准价+上下浮动”的市场化机制。浮动范围为上浮不超过 10%、 下浮不超过 15%。2021年 10 月 11 日，发改委发布国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改 革的通知该范围扩大为“上下浮动原则上均不超过 20%” ，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。 2）以秦皇岛港动力煤市场价为例，由 2021 年 3 月约 550 元/吨上涨至最高点 2021 年10 月约 2345 元/吨，涨幅 326%，目前约 850 元/吨依然处于高位。五大发电集团上市公

13、司 2021 年净利润实现大幅亏损。近期山东、广东出台分时电价政策。2022 年 3 月，山东发改委发布关于居民峰谷分时电价政策有关事项的通知，规定居民家庭分时电价在峰段 8：00 至 22:00，电价每千瓦时提高 0.03 元；谷段 22：00 至次日 8：00，电价降低 0.17 元。即第一档峰段电价为 0.5769 元、谷段电价为 0.3469元，第二、三档峰、谷电价加价标准不变。7 月，广东电力交易中心发布关于明确市场购电用户尖峰电价机制等有关事项的通知，规定尖峰电能量电费方面，按照市场月度加权平均价峰段系数 f1 0. 25 收取尖峰加价电费；尖峰输配电价电费方面，尖峰输配电价按照

14、f1 1. 25 执行。表 1 21 年-22 年至今电价政策梳理时间政策单位政策内容22 年 6 月财政部下发财政部关于下达 2022 年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知，本次下达山西、内蒙古、吉林、浙江、湖南、广西、重庆、四川、贵州、云南、甘肃、青海和新疆 11 个省区可再生能源电价附加补助，共计资金 27.5496 亿元，其中风电补贴 14.7 亿元，光伏补贴 12.5 亿元，生物质能补贴2890 万元。21 年 11 月国家电网印发省间电力现货交易规则（试行）提出，省间电力现货的交易品种为卖方发电企业与买方电网企业、售电公司、电力用户之间进行的电能量交易。输电价格是顺序链接形成

15、交易路径的各跨省区交直流输电通道和各省内相关输电通道的输电价格之和。上述输电价格按政府主管部门核定价格执行，原则上按照实际输送量收取输电费。省间电力现货交易涉及跨省跨区专项工程的按照实际物理计量电量进行结算，省间电力现货交易涉及区域共用电网无法按物理电量准确计量的，可按实际交易电量收取输配电费，输配电价执行国家相关政策，并报国家发改委、国家能源局备案。21 年 10 月中央深改委习近平主持召开中央全面深化改革委员会第二十二次会议，会议指出，近年来，我国电力市场建设稳步有序推进，市场化交易电量比重大幅提升。要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力

16、市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局。要改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，有效平衡电力供需。要加强电力统筹规划、政策法规、科学监测等工作，做好基本公共服务供给的兜底，确保居民、农业、公用事业等用电价格相对稳定。要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。21 年 10 月国家发改委关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知，取消工商业目录销售电价后，10 千伏及以上用户原则上要直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代

17、理购电。鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。2022 年 1 月起，电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格继续按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。21 年 10 月广东、广西、11 月起将实现煤电电量全部进入电力市场交易，实行上下浮动的市场化电价。据介绍，即日起到 10云南、贵州、月底前，为市场化交易过渡期，南方五省区的燃煤发电企业原来按基准电价卖给电网企业的电量，可海南五省区以自行与电力用户直接市场化交易，11 月起，燃煤发电企业所有电量进入电力市场，通过

18、市场交易形成上网电价。与此同时，南方电网正在有序推动工商业用户全部进入电力市场交易，对还没有直接从电力市场购电的用户，由电网公司代理从电力市场购电，12 月 1 日起，执行代理购电价格。21 年 10 月发改委组织召开工业重点企业合理用能座谈会，强调要利用绿色电价引导节能降耗，充分发挥电价杠杆作用，完善差别电价、阶梯电价等绿色电价机制，高耗能企业市场交易电价上浮不受 20%限制，推动用能企业主动提升能源利用效率，加速落后产能淘汰出清。21 年 10 月国家发改委发布关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知。通知提出，1）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场

19、，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。2）各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10 千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招

20、标方式形成，首次向代理用户售电时，至少提前 1 个月通知用户。已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的 1.5 倍执行。21 年 9 月广东省发改广东省发展改革委关于印发广东省坚决遏制“两高”项目盲目发展的实施方案的通知。提出，完善委绿色价格机制。对能源消耗超过单位产品能耗限额标准的用能单位严格执行惩罚性价格，对主要耗能行业的用能单位按照淘汰类、限制类、鼓励类和实施超低排放改造的重点行业实行差别电价政策。加强差别电价与强制性节能标准的衔接，推动节能降耗、淘汰落后产能、促进产业结构和能耗结构优化升级。21 年 8 月国家发改委国家发展改革委发布完善电解铝

21、行业阶梯电价政策，1）按铝液综合交流电耗对电解铝行业阶梯电价进行分档，分档标准为每吨 13650 千瓦时。2）各地要严格执行国家电价政策，严禁对电解铝行业实施优惠电价、组织电解铝企业电力市场专场交易等，已经实施和组织的应立即取消。严禁出台优惠电价政策情况纳入省级人民政府能耗双控目标责任评价考核。21 年 7 月国家发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知。通知要求，各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1。各地要结合实际情况在峰谷

22、电价的基础上推行尖峰电价机制。尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷 95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。21 年 6 月国家发改委发改委发布关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知，2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。2021 年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。2021 年起，新核准（备案）海上风电项目、

23、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。本通知自 2021 年 8 月 1 日起执行。21 年 5 月国家发改委出台“十四五”时期深化价格机制改革行动方案。行动方案明确，继续推进输配电价改革，持续深化上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制；针对高耗能、高排放行业，完善差别电价、阶梯电价等绿色电价政策，促进节能减碳。数据来源：财政部，国家发改委，国家电网，财联社，高温叠加经济恢复预期下半年用电量提速，能源局要求加快发展风光等新能源全球近 10

24、年来，极端天气等自然灾害造成的停电事件占比最高，造成大规模的经济损失。根据中国电力刊登的近 30 年全球大停电事故发生的深层次原因分析及启示，从停电原因来看，全球已明确发生原因的 138 件大停电事故中，自然灾害原因直接引起 77 件，占比 56%；电力投资不足导致设备老化、市场设计缺陷等电力管理体制机制原因，引起或使停电事故恶化的共有 43 件，占比 31%；意外或人为事故原因，引起 14 件，占比 10%。可以看出近年来，极端天气等自然灾害造成的停电事件占比最高，造成大规模的经济损失。今年入夏以来全国各省市电网负荷持续创新高，电力供应形势严峻。8月 17 日，中国气象局国家气候中心发布数据

25、显示当前我国高温热浪事件的综合强度，已达 1961 年有完整气象记录以来最强。全国气象观测站监测到 35以上的站点已经达到了 1680 个，37以上的站点是 1426 个，仅次于 2017 年。高温 40以上的覆盖范围历史最大，达 136.5 万平方公里，远超 2013 年的 77.6 万平方公里和 2017 年的 99.3 万平方公里。由于高温，四川、河北、山东、浙江等省市电网用电负荷均创历史新高，电力供应紧张。四川、重庆实施限电，通过暂停工业用电企业生产或错峰用电来应对高温挑战。表 1：入夏以来全国各省市电网负荷创新高地区详情来源 8 月 20 日，四川全省用电需求最高负荷已跃升至 650

26、0 万千瓦，同比增长 25%。而四川水电来水四川 较常年减少 5 成以上，保障成都等负荷中心用电的主力水库已达死水位，水电发电能力锐减。入夏已来，河南电网已经历了两轮大负荷。第一轮在 6 月中下旬，从 6 月 16 日至 6 月 26 日，持河南续 11 天全网日最大负荷超过 6500 万千瓦。全网用电负荷 6 月 22 日达到 7471 万千瓦，增幅 9.6%。第二轮在 7 月 8 到 9 日，连续 2 天全网日最大负荷超过 6500 万千瓦。近 30 天全省平均气温 30.5，较常年同期偏高 1.7，居 1961 年以来历史同期第三高位。8 月 15湖南 日下午 2:30，湖南全省电力负荷

27、达到 3950 万千瓦，再创历史新高。7 月 11 日，浙江省全社会最高用电负荷超过 1 亿千瓦，达到 10190 万千瓦，创下历史新高，同比浙江 去年最高负荷增加 168 万千瓦。月以来，江苏全省用电负荷持续大幅攀升，7 月 12 日 13 时，全省最大用电负荷达到 1.26 亿千江苏 瓦， 创历史新高。月 5 日河北电网负荷持续高位运行，用电负荷连续四天超 4000 千瓦。石家庄电网负荷首次突破河北 1000 万整数关口。四川观察郑州晚报财联社澎湃新闻澎湃新闻河北广播电视台数据来源：财联社等，进入四季度用暖等供电需求提升，预期下半年用电量增速7%左右显著高于上半年。根据中电联发布的数据，全

28、社会用电需求增长：2022 年上半年全社会用电量完成 4.10 万亿千瓦时，同比增长 2.9%。中电联预计下半年全社会用电量同比增长 7.0%左右，增速比上半年明显回升，预计 2022 年全年的全社会用电量增速处在 5%-6%之间。国家能源局提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，按照“适度超前”原则做好“十四五”电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全 国及重点地区电力供需平衡。其具体措施包括，逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运，加快发展风电光伏等新能源，推动金沙江上中游、澜沧江上游、黄河上游等河段水电项目开工，推动前期工作较为充分的核电项目及跨省区输电通道项目等尽快

29、核准开工建设。新能源政策频出，加速落实风电光伏大基地建设。1）2022 年 3 月，发改委、能源局印发“十四五”现代能源体系规划提出到 2025 年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右。2025 年核电/水电/抽水蓄能装机容量达到 7000 万千瓦/3.8 亿千瓦/6200万千瓦以上，加快推进以沙漠/戈壁/荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，鼓励建设海上风电基地。2）6 月 1 日国家印发扎实稳住经济的一揽子政策措施加快推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地和经济指标相对优越的抽水蓄能电站建设。3）6 月 6 日国家发改委、国家能源局等九部

30、门联合印发“十四五”可再生能源发展规划。推进风电光伏基地化/分布式开发,推动新能源在工业建筑领域应用。促进存储消纳，推进储能及特高压建设。2021 年我国光伏发电新增装机约 53GW，预期 2022 年新增装机 75-90GW（同比增速 42%-70%）。1）过去十年全球范围内的光伏度电成本降幅超过 90%，与风电、天然气、煤电及核电相比降幅最大。2021 年我国风电和光伏发电新增装机规模达到 1.01 亿千瓦，其中风电新增约 48GW，光伏发电新增约 53GW。2）据中国光伏行业协会（CPIA）预测，2022 年我国光伏新增装机 75-90GW，2022-2025 年我国年均新增光伏装机 8

31、3-99GW；2022 年全球光伏新增装机 195-240GW，2022-2025 年全球年均新增光伏装机 232-286GW。2021 年我国风电新增装机约 47.6GW ，预期 2022 年新增装机50GW(+5%)。1）长期以来国内风电行业对补贴的依赖程度较高，成本下降相对较慢。根据 IRENA 的统计，过去十年间中国陆上/海上风电的平均度电成本分别由 2010 年的 0.071/0.178 美元降至 2020 年的 0.033/0.084 美元，下降幅度为 54%/53%， 明显低于同期国内光伏度电成本的下降幅度 86%。2）到 2021 年底，全国风电累计装机 3.28 亿千瓦，其中

32、陆上风电累计装机 3.02 亿千瓦、海上风电累计装机 2639 万千瓦。风电未来发展趋势是大兆瓦、大型化，有利于实现进一步降本。3）根据中电联预测，2022 年我国风电新增装机规模约为 50GW。图 5：预计 2022-25 年我国光伏新增装机显著提升图 6：2021 年我国风电装机新增约 47.6GW120100806040200乐观情况（GW）保守情况（GW）350300250200150100500累计风电装机容量（GW）新增风电装机容量（GW）累计容量增速（%）504540353025201510502011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 201

33、9 2020 20212025E2024E2023E2022E20212020201920182017201620152014201320122011数据来源：中国光伏行业协会，Wind，1-7 月太阳能发电装机增 27%，风电装机增 17%。截至 7 月底，全国发电装机容量约 24.6 亿千瓦，同比增长 8.0%。其中，风电装机容量约 3.4亿千瓦，同比增长 17.2%；太阳能发电装机容量约 3.4 亿千瓦，同比增长 26.7%。1-7 月份，全国主要发电企业电源工程完成投资 2600 亿元，同比增长 16.8%。其中，太阳能发电 773 亿元，同比增长 304.0%。电网工程完成投资 22

34、39 亿元，同比增长 10.4%。光伏硅料产能扩张/组件价格趋降或提升运营回报率，风电大型化及钢材价格下降驱动降本光伏：上游成本筑顶未来或趋向下降，下游投资回报率或趋向上行成本端：硅料产能加速投放价格筑顶未来或趋向下降，组件竞争加剧价格或下行2022 年上半年硅料价格走高。据中国有色金属工业协会硅业分会8月17日公布的多晶硅最新价格，单晶复投料、单晶致密料、单晶菜花料的主流成交均价周环比涨幅分别为 0.36%、0.33%、0.33%。截至目前，硅料价格最高已触及 31 万元/吨，相较于 2021 年初的约 8 万元/吨，累计上涨近三倍。受供需关系影响，光伏产业链上游的硅料定价一路暴涨，带来中下

35、游电池和组件等其他原材料毛利削减，价格上浮。图 7：硅料现货价走势近期上涨图 8：组件现货价走势近期上涨光伏级多晶硅现货价(周平均价：美元/KG)4540353025201510500.40.40.30.30.20.20.10.10.0晶硅光伏组件现货价(周平均价：美元/W)2017-012018-012019-012020-012021-012022-01 wind，wind，2022Q4 硅料产能预期扩张，硅料价格将筑顶未来或趋向下降。以通威股份、协鑫科技、隆基绿能为代表的多家硅料龙头企业受利润驱动，均在下半年有产能扩张计划。目前，主流公司扩产规模就逾 100 万吨，硅料新增产能充裕，硅料

36、价格将筑顶未来或趋向下降。表 2：2022 年光伏产业链硅料相关公司产能扩张代码公司产能情况03800.HK协鑫科技1、7 月 21 日公告称，间接附属公司乐山协鑫已于 2022 年 7 月 21 日正式投产，乐山协鑫颗粒硅项目设计产能 10 万吨。2、年内，协鑫科技徐州、乐山、包头（30 万吨一期）三地年内均有硅料项目投产，该公司至今年底所有硅料产能将达 36 万吨。600438.SH通威股份1、目前高纯晶硅产能规模已达到 23 万吨，太阳能电池产能规模已超过 50GW。2、8 月 17 日公告称，拟在内蒙古包头市新增投资约 140 亿元，建设年产 20 万吨高纯晶硅及配套项目，预计 202

37、4 年竣工投产，投产后预计实现营业收入约 537 亿元/年（不含税，以目前价格行情测算）；拟在云南保山市投资约 140 亿元，建设年产 20 万吨高纯晶硅绿色能源项目，预计于 2024年竣工投产。300118.SZ东方日升1、8 月 12 日公告称，拟在内蒙古包头市固阳县投资 20 万吨金属硅项目，预计总投资 30.34 亿元。2、8 月 12 日在投资者互动平台表示,公司旗下的硅料厂产能处于满产状态。601012.SH隆基绿能8 月 14 日公告称，与鄂尔多斯市人民政府、伊金霍洛旗人民政府签署投资合作协议补充协议，将原协议中约定的年产 20GW 单晶硅棒和切片项目变更为年产 46GW 单晶硅

38、棒和切片项目，30GW高效单晶电池项目及 5GW 高效光伏组件项目产能维持不变。公司公告，8 月 17 日，通威股份以 1.942 元/瓦的最低报价预计中标华润 3GW组件集采项目，低价扩张或带动产业链价格下行。通威进军组件环节，标志着组件市场竞争将进一步升级。代码公司产能情况601012.SH隆基绿能截至 2021 年底，隆基绿能光伏产业链组件产能为 65GW。在 2021 年年度报告中提出，至 2022 年底，单晶组件产能达到 85GW，2022 年度组件出货量目标 50GW-60GW（含自用）。600537.SH亿晶光电公司 5GW 高效太阳能组件项目预计将于 2022 年 9 月正式投

39、产，项目全部达产后，公司将形成表 3：2022 年光伏产业链组件相关公司产能扩张5GW 电池+10GW 组件的产能规模-阿特斯8 月 18 日，阿特斯太阳能发布二季度财报，组件发货量 5.06GW。公司公告，我国工商业分布式光伏初投资组件占比 49%，光伏电站初始投资组件占比 37%，光伏电站全投资主要由光伏组件、建安工程、一次性土地成本、电气设备、前期开发及管理费用、电网介入费用、支架、电缆、逆变器、通信设备组成。从数据看，组件投资和建安工程投资占比较高，组件价格的下降会带动成本整体下降。图 9： 工商业分布式光伏初投资组件占比 49%图 10： 光伏电站初始投资组件占比 37%组件价格二次

40、设备管理费用一次设备屋顶加固电缆价格建安费用支架价格组串式逆变器屋顶租赁电网接入前期开发及管理费用一次性土地成本建安工程通信等其他设备电网接入费用电气设备电缆支架光伏组件逆变器CPIA，CPIA，央行 MLF 再降息，1 年期/5 年期 LPR 降 5bp/15bp，绿电运营高负债，降息会降低财务费用，提升运营回报率。(1)8 月15 日央行中期借贷便利（MLF）操作和公开市场逆回购操作的中标利率均下降 10 个基点。(2)8月 22 日，中国人民银行授权全国银行间同业拆借中心公布，8 月 22 日贷款市场报价利率（LPR）为：1 年期 LPR 为 3.65%（上次为 3.70%）， 5 年期

41、以上 LPR 为 4.3%（上次为 4.45%）。收益端：成本下降/技术进步效率提升，光伏项目收益率或将上升N型高效单晶硅和薄膜两类太阳能电池优势逐渐显现,效率高于当前主流的 PERC 电池。异质结电池和钙钛矿电池在同类型太阳能电池中均取得最高的实验室效率。在新兴的结合技术中，异质结+钙钛矿电池更是达到了高达 31.25的实验室效率。根据 CPIA 数据，光电转化效率每提升1%，相应产能及收益提升，对应度电成本可下降 5%-7%。根据科技日报2022 年 5 月文章，电池转换效率每提升 1%，成本可下降 7%。图 11 ：光伏电池理论、实验室和量产效率对比50%45%40%35%30%25%2

42、0%15%10%5%0%量产平均转换效率实验室最高效率理论效率极限22.0%24.5%24.5%28.7%24.2%26.5 28.5%25.2% 28.5%31.0%24.1%24.826.6%27.2%25.8%31.321.0%23.1%24.1%24.0%25.7%44.0% 中国光伏产业发展路线图（2021 年版），普乐科技，ISFH，CAIP，Energy Trend，隆基绿能，全球光伏，IBC 太阳电池技术的研究进展 ，21 年 PERC 占比 91.2，预期 N 型电池占比将逐年提高，具有高转化效率的。2021 年，新建量产产线仍以 PERC 电池产线为主。随着 PERC电池片

43、新产能持续释放，PERC 电池片市场占比进一步提升至 91.2。随着产品需求开始转向高效，BSF 电池市场占比下降，随着 N 型电池投入量产，成本降低。根据 CPIA 预测 2025 年 TOPCon+HJT 产能将达到 35的比重，预计 2030 年异质结电池市场占比约 33。图 12：2020-2030 年电池技术市场占比变化趋势100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%其他IBCMWTHJTTOPConPERCBSF202020212023E2025E2027E2030ECPIA，2022 年 4 月 8 日国家发改委价格司发布关于 2022 年新建风电、光伏发电

44、项目延续平价上网政策的函的通知。通知提出：2021 年，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网，行业保持较快发展态势。为促进风电、光伏发电产业持续健康发展，2022 年，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。假设上网电价 0.4 元/千瓦时，所得税率 25%，项目存续期 25 年，对光伏项目进行内部收益率测算，可得到如下结果。光伏项目装机成本每降低 200 元/kw，项目总投资 IRR 可以提高 0.5 个 pct 至 1.1 个 pct；年有效光照每增加 100 小时，光伏项目总投资 IRR 可以提高 0.8

45、 个 pct 至 1.2 个 pct。表 4 光伏项目总投资内部收益率测算年有效发电时间（小时）：100011001200130014001500 160030008.78%9.98%11.15%12.28%13.40%14.49%15.57%32008.01%9.16%10.27%11.36%12.42%13.46%14.49%34007.31%8.42%9.49%10.53%11.55%12.55%13.53%造价成本：（元/kw）360038006.68%6.10%7.75%7.13%8.78%8.13%9.78%9.10%10.76%10.04%11.72%10.96%12.66%11

46、.87%40005.56%6.57%7.54%8.47%9.39%10.27%11.15%42005.07%6.05%6.99%7.90%8.78%9.64%10.48%44004.61%5.56%6.48%7.36%8.22%9.06%9.87%数据来源：2022 年 8 月 18 日，国家发改委、财政部、国资委发文明确，设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，统筹解决可再生能源发电补贴问题。两家新公司将在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，专项融资本息在可再生能源发展基金预算中列支。解决补贴发放问题可改善绿电运营公司现金流，减少资产减值，提升项目投资回报率。风

47、电：原材料下降和风机大型化降本，投资回报率未来或向上成本端：风机大型化及原材料降价带动成本降低根据国际可再生能源机构（IRENA）的数据，2021 年陆上风电的平均发电成本（LCOE）为 0.033 美元/千瓦时，较 2020 年下降 15%，较 2010 年下降 68%；2021 年海上风电 LCOE 为 0.075 美元/千瓦时，较 2020 年下降 13%，较 2010 年下降 60%。相比之下，2021 年太阳能光伏发电 LCOE0.048 美元/千瓦时、聚光太阳能发电 LCOE0.114 美元/千瓦时、水电 LCOE0.048 美元/千瓦时。图 13：2010 年至 2021 年陆上

48、风电 LOCE图 14： 2010 年至 2021 年海上风电 LOCE0.120.10.080.060.040.020LCOE变化率2%0%-2%-4%-6%-8%-10%-12%-14%-16%201020112012201320142015201620172018201920202021-18%0.250.20.150.10.050LCOE变化率25%20%15%10%5%0%-5%-10%-15%-20%201020112012201320142015201620172018201920202021-25% 数据来源：IRENA_Power_Generation_Costs_2021，

49、数据来源：IRENA_Power_Generation_Costs_2021，根据GWEC统计，陆上风电装机成本中风电涡轮机组成本占比达70.4%，分别包括叶片（21.4%）、舱室（35%）、塔筒（14%），此外还包括 9%的组装安装费用、5.2%的基建成本及 7.5%的金融费用等；海上风电装机成本中，风电涡轮机组占 34.7%，此外还包括海上桩基成本（17.6%）、电力基础设施成本（17.6%）、组装和安装成本（10.4%）等。从结构上看，海上风电装机成本中机组成本占比较小，建设施工投入和电力基建投入占比较高。图 15： 陆上风电装机成本结构图 16：海上风电装机成本结构电力基础设施组装和安

50、装选址和预备费用建造融资费用叶片建造融资费用建设期保险费用退役预备费用工厂调试风电涡轮分期基建工程和管理费用开发费用塔筒租赁费用舱室组装和安装电力基础设施机组海上桩基开发费用 GWECGLOBAL WIND REPORT 2022 ，国泰君安证券研究GWECGLOBAL WIND REPORT 2022，国泰君安证券研究风电机组单机容量大型化，带来风电装机成本显著下降。风电单机容量加大使得相同规模下项目所需风电机组台数减少，进而节约风电场道路、线路、基建、塔台等多项投资成本。同时，在风能资源及土地资源紧缺的情况下，采用大容量机组还可解决风电机组点位不足等问题，提高风电项目效率。根据金风科技测算

51、，相同项目容量下，采用 2MW 风机的项目静态投资额为 6449 元/千瓦，LCOE 为 0.3451 元/千瓦时，而采用 4MW 风机的项目静态投资为 5767 元/千瓦，LCOE 为 0.3108/千瓦时，分别降低了 10.5%和 10%，全投资 IRR 提高了 1.7 个pct。表 5 采用不同单机容量机组的项目经济指标单机容量项目容量静态投资（元/全投资资本金LCOE（元/千瓦台数变化率（ MW）（MW）千瓦）IRRIRR时）2.0501006449-9.28%18.24%0.34512.245996375-1.15%9.45%18.85%0.34142.343996279-1.51%

52、9.67%19.66%0.33662.5401006221-0.92%9.82%20.19%0.33663.033996073-2.38%10.18%21.54%0.32624.0251005767-5.04%10.97%24.63%0.31084.522995517-4.34%11.68%27.49%0.2983数据来源：金风科技，风电机组投标均价平稳持续下降。根据金风科技公司统计，2022 年6月份全市场风电整机商风电机组投标均价为 1,939 元/千瓦，相比 2021 年1 月份的 3081 元/千瓦下降 37，降幅明显。图 17 2021 年至 2022 年 6 月风电机组投标均价（元

53、/kW）320030002800260024002200200018001600金风科技业绩报告，钢材等原材料成本降低，助推风电项目降本加速。根据 GWEC 发布的GLOBAL WIND REPORT 2022数据，海上风电项目的原材料成本中钢材占比达 90%，电子元件和玻璃纤维分别占 5%和 4%；陆上风电项目原材料成本中混凝土占比达 72%，钢材占比达 24%。今年以来，钢材成本出现明显下降，带动风电项目成本下降。图 18： 废钢及炼钢生铁价格走势（元/吨）图 19： 螺纹钢及兰格钢铁价格走势（元/吨） 市场价(不含税):废钢:6-8mm:唐山价格:炼钢生铁:L8-10:唐山价格:螺纹钢:

54、HRB400 20mm:全国兰格钢铁:价格:中厚板6000800050004000300020001000700060005000400030002000100002017-012018-012019-012020-012021-012022-0102017-01 2018-01 2019-01 2020-01 2021-01 2022-01 Wind，Wind，钢材价格趋势向下，预判未来装机成本将继续下降。海上风电项目的原材料成本中钢材占比达 90%，陆上风电项目钢材占比 24%，中长期钢价的价格中枢将会台阶下行，带动风电的装机成本下降。央行 MLF 再降息，1 年期/5 年期 LPR 降

55、5bp/15bp，绿电运营高负债，降息会降低财务费用，提升运营回报率。(1)8 月15 日央行中期借贷便利（MLF）操作和公开市场逆回购操作的中标利率均下降 10 个基点。(2)8月 22 日，中国人民银行授权全国银行间同业拆借中心公布，8 月 22 日贷款市场报价利率（LPR）为：1 年期 LPR 为 3.65%（上次为 3.70%）， 5 年期以上 LPR 为 4.3%（上次为 4.45%）。收益端：未来成本或趋于下降，风电投运回报率或趋于上行根据华银电力、电投能源等企业风电项目的相关公告，2022 年新建陆上风电项目内部收益率在 6.23%至 12.05%，海上风电项目内部收益率在 6.

56、04%至 7.44%。企业名称项目名称项目 IRR醴陵明月风电场项目8.22%（税前）华银电力湘潭县白石镇分散式风电场项目8.07%（税前）伍家湾分散式风电场项目9.37%（税前）伊吾白石湖 15MW 分散式风力发电项目9.59%（税后）立新能源小红山 8MW 分散式风电项目8%（税后）伊吾淖毛湖 49.5MW 风电项目8.55%（税后）电投能源通辽市 100 万千瓦外送风电基地项目6.34%（税后）阿右旗 200MW 风储一体化项目6.74%（税后）表 62022 年风电项目内部收益率情况上海庙至山东特高压外送通道阿拉善基地 400MW 风电项目6.23%（税后）嘉泽新能苏尼特左旗巽嘉新能源

57、科技有限公司苏尼特左旗 11MW 分8%散式风电项目乌拉特中旗嘉能新能源有限公司 50MW 分散式风电项目8%节能风电中节能肃北马鬃山 50MW 风电项目-天顺风能乌兰察布市兴和县 500MW 风电场建设项目8.66%（税后）运达股份昔阳县皋落风电场二期 50MW 工程项目12.05%（税后）江苏如东 H2#海上风电场项目6.04%（税后）江苏如东 H7#海上风电场项目6.94%（税后）江苏如东 H4#海上风电场项目6.84%（税后）海力风电公司公告，三峡新能源如东 H10#海上风电项目7.03%（税后）三峡新能源江苏如东 H6#海上风电项目7.22%（税后）江苏如东 H8#海上风电场项目7.

58、44%（税后）假设上网电价为 0.4 元/千瓦时，所得税率为 25%，陆上风电项目造价成本位于 4400 元/千瓦至 6000 元/千瓦，项目存续期限 20 年，对风电项目进行内部收益率测算，可得到如下结果。装机成本每降低 200 元/kw，陆上风电项目总投资 IRR 可以提高 0.4 个 pct 至 0.9 个 pct；发电时间每提升 200 小时，陆上项目总投资 IRR 可以提高 1.2 个pct 至 1.7 个pct。表 7 陆上风电项目总投资IRR 测算年有效发电时间（小时）：16001800200022002400 260044008.94%10.65%12.30%13.89%15.

59、44%16.95%46008.33%9.99%11.59%13.13%14.63%16.10%48007.75%9.38%10.93%12.43%13.89%15.31%造价成本：（元/kw）5000520054007.22%8.80%10.32%11.78%13.19%14.57%6.71%8.26%9.74%11.16%12.54%13.89%6.24%7.75%9.20%10.59%11.93%13.24%56005.79%7.28%8.69%10.05%11.36%12.64%58005.37%6.82%8.21%9.54%10.82%12.07%60004.96%6.39%7.75%

60、9.06%10.32%11.54%公司公告，海上风电项目造价成本位于 8600 元/千瓦至 13000 元/千瓦，项目存续期限 25 年，对风电项目进行内部收益率测算，可得到如下结果。装机成本每降低 400 元/kw，海上风电项目总投资 IRR 可以提高 0.3 个 pct 至 0.6个 pct；发电时间每提升 200 小时，海上项目总投资 IRR 可以提高 0.7 个 pct 至 0.9 个 pct。表 8 海上风电项目总投资IRR 测算年有效发电时间（小时）：22002400260028003000 3200造价成本：（元86005.80%6.73%7.63%8.50%9.34%10.17