风力发电多少钱(风电投资收益率分析)

(报告出品方/作者:广发证券,孙柏阳、代川、曹瑞元)

一、以史为鉴,风电与光伏产业发展综述

(一)历史回顾:从发展阶段复盘产业链的驱动因素

回顾风电行业20年发展史,大致可分为几个时期。

跑马圈地阶段(2010年及以前):我国风电行业起步始于上世纪七八十年代,此后 经历了十多年的产业化探索阶段,到2004年以后快速发展,国家不断出台相关鼓励 政策。2008-2010年中国经历了跑马圈地的高速发展阶段,期间风电装机量跃居世 界第一。

洗牌调整阶段(2011-2013年):由于发展过快,风电产业随之出现了电网建设滞 后、国产风电机组质量难以保证、风电设备产能严重过剩等问题。行业进行调整洗 牌,国家政策也相应有所收紧,期间装机量增速疲软。

稳步增长阶段(2014-2019年):调整洗牌后,中国风电产业基本遏制了过热,发展模式基本实现了从重规模、重速度、重装机到重效益、重质量、重电量的转变, 步入稳步增长。期间三北地区弃风限电问题限制了装机增速,但在国家一系列出台 政策引导下装机量又很快回升。

退补抢装阶段(2020-2021年):2019年“双碳”目标的提出再次将新能源发电推向风 口,同期国家补贴政策逐渐退坡使得陆上和海上风电在2020、2021年分别迎来了抢 装热潮,在煤炭能源紧缺、火电成本走高背景下,风电平价已成大势所趋。

从产业链利润来看,2010~2015年风机招标价格整体稳中有升,钢材价格下行推高 零部件厂商毛利率,产业链的总体毛利率走势较为趋同;2016-2017年受三北地区 弃风限电的影响,装机同比有所下滑,风机下游需求承压导致招标价格走低,风机 企业在成本端控制下毛利率尚能维持相对稳定,而钢材涨价压低了零部件厂商毛利 率,运营商毛利率高位波动,利润走势开始分化;2018-2021年,随着风机大型化 带来的降本趋势,产业链各环节竞争格局与盈利能力出现分化,下游运营商话语权 增强,毛利率显著高于产业链其他环节。

相比风电,光伏起步较晚,在过去十年间经历了高速发展。

快速崛起阶段(2010年及以前):2009年政府部门先后开展了特许权招标、太阳能 光伏建筑示范项目、金太阳工程等,实施50%的初始投资补贴,扩大国内光伏终端 市场,开启进阶通道。

内需拉动阶段(2011-2013年):经过09-11年的快速增长后,起步阶段的内需市场 无法一时消纳彼时巨大的产能,而2011年下半年美国对中国光伏行业发起“双反”的 贸易制裁,出口,光伏行业迎来内忧外患的双面夹击。为了拉动内需,2012年底国务院下发五条措施多方面扶植光伏业发展,装机增速回升。

稳步增长阶段(2014-2017年):在此期间国家发改委出台多项政策支持行业发展, 行业基本面开始好转,随即进入快速发展阶段,光伏新增装机和累计装机迅速飙升。

平价破局阶段(2018-2021年):2018年国家下发《关于2018年光伏发电有关事项 的通知》“531新政”,暂停普通光伏电站建设、降低补贴标准、降低上网电价,这对 光伏行业又一次提出了挑战。直到2020年,我国光伏产业才实现了反弹。

纵观整个风光发展史,在可持续发展的长期底盘逻辑支撑下,行业由政策驱动转向市场驱动,优质的零部件玩家不断涌现。下游运营商属于资本密集型行业,玩家多 为国有企业,对价格的高敏感度和风场/电站资源的分配制使其在产业链中的话语权 不断拔高。平价时代下,无论是风电还是光伏,运营商的成本压力都逐步向产业链 上游和中游分摊转移,这些环节的性价比是影响行业装机的重中之重。

(二)未来展望:双头并进,迈入平价时代

为了促进风光行业内生发展,我国相关部门一直在按节奏推动补贴退坡。2021年6 月国家发改委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》,规定2021 年起新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目,中央财政 不再补贴,实行平价上网。而2022年起,海上风电、户用分布式光伏不再享受国家 补贴,国家退补后鼓励省级政府给予一定补贴。

风电投资收益率分析:平价时代,何以为报?


部分地区为鼓励当地可再生能源电力产业发展,推出了地方性补贴政策。其中,除 广东、浙江、陕西以外,多数地区的光伏补贴仅限2021年底前并网项目;海上风电 方面,上海的补贴仅限2021年底前并网的项目,广东、浙江已接力出台未来四到五年新建项目的补贴方案,广东补贴力度较小,浙江补贴政策有助于实现平价。

短期来看,各省十四五规划装机目标将是未来五年的内在装机动力。未来风光建设 主要集中在华北及西北地区,河北省2025年风光累计装机目标合计97GW,山东、 青海、新疆的新能源累计装机规划也达60GW以上。从增量上看,各省规划的光伏 装机量总体高于风电。

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(三)降本动力:风机大型化 vs 组件大尺寸化

平价倒逼产业链上游降本,风机大型化和组件大尺寸化是核心驱动力。风光产业的 发展是不断追求最低度电成本(LCOE)的过程,而风机和组件的降本增效成为降低 LCOE的重要途径。

风机方面,根据CWEA发布的《中国风电产业地图》,2008-2018年每年新增装机中,单机容量2MW以上的风电机组占比正在持续提升;2019年,中国新增装机的风 电机组平均单机容量为2454kW,同比增长12.4%。主流机型的单机容量已从2MW 级升至3-4MW级。大容量机组在施工安装过程中,虽需要较高的投资,但是由于机组数量少,可以有效地降低风电场的建设成本,并在后期运营维护过程中减少故障 点,降低运维成本和风电度电成本。

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光伏方面,根据晶澳科技官网数据,自2019年起在大尺寸硅片技术的推动下出现了 各类超高功率组件,直接将最领先的组件功率从2019年的410W提升到2020年上半 年的445W,且继续提升到下半年的500W+,甚至更高。随着组件大尺寸大功率趋势加强,光伏电站建造的BOS成本(Balance of System,除组件以外的成本)呈现 明显的下降趋势。(报告来源:未来智库)

二、立足当下,风电光伏的 IRR 测算分析

(一)陆上风电:基本实现平价,华南地区经济性高

IRR是运营商判断装机项目性价比的重要因素。我们参考《建设项目经济评价方法 与参数》、《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》(NB/T 31011-2019)、 《陆上风电场工程概算定额》(NB/T 31010-2019)等文件建立了仿真模型,对全 国范围内的陆上风电平价项目进行了经济性测算。

模型中设定全国平均陆上风电利用小时数为2000小时,全国平均燃煤上网电价为 0.3765元/kwh,陆上风机价格为2300元/kw;根据我们的测算结果,若以7%的全投 资IRR作为判断项目投资可行性的临界点,则在选用当前主流4MW机型的条件下, 100MW以上的陆上装机项目具备投资价值;在选用5MW机型的条件下,80MW以 上的陆上装机项目具备投资价值。

以最常见的4MW陆上风机为例,我们分别从风机价格变化、等效利用小时数变化、 上网电价变化的角度,对不同容量的陆上风电项目的全投资IRR进行了敏感性分析。 在变化其中一个条件时,其他条件与上述模型初始设定保持一致。 根据我们的测算结果,风机价格下降到1900元/kw以下,或等效利用小时数增加到 2400小时以上,或上网电价提升到0.4267元/kwh(上浮20%)时,大多数容量的陆 风项目都具有投资价值。

我们进一步测算了100MW容量、选用4MW机型情境下全国各省的陆上风电全投资 IRR,在模型中增加了以下设定:1. 等效利用小时数:按风电财经统计的各省2020年全年风电利用小时数; 2. 上网电价:按各省发改委披露的燃煤上网基准价(含税)。

由以上测算结果可知,在风机大型化和招标价格持续走低的推动下陆上风电已基本 能够实现平价,部分地区如广西、福建、云南等IRR保持在较高水平,全国共计13 个省份的IRR超过7%(西藏电价高、风资源丰富,但由于海拔较高,建造安装难度 较大);而三北地区受到弃风限电影响,等效利用小时数较低,目前陆上风电项目 经济性较差,但随着近年弃风率持续降低,配合风光大基地配套建设特高压输送线 路增强三北地区消纳能力,可通过建设大规模大机型项目改善IRR。

(二)海上风电:大型化、规模化两大推手

根据国家能源局的数据,2021年我国新增风电装机量47.57GW,其中陆上风电 30.67GW、海上风电16.90GW。截止2021年末上海风电累计装机量在25.9GW左右, 其中累计装机第一大省为江苏省(11.8GW),其次为广东省(6.5GW)。我们梳 理了各个主要省市的海上风电投资项目以及规划目标,预计全国在2025年底的总装机可达到66.6GW。预计接下来四年海上风电发展速度最快的将是广东省,其十四 五规划为2025年底力争达到18GW的并网容量,目前在建项目有6.6GW,已核准待 建的项目容量有19.8GW;而根据江苏省的规划,预计其2025年底累计装机容量在 15.2GW左右。

风电投资收益率分析:平价时代,何以为报?


我们同样建立了海上风电的IRR仿真模型,立足于2022年平价预期的具体假设如下:

1. 时间周期:海上风电建设周期2年,运营周期25年;

2. 装机成本:参考海力风电招股书、每日风电以及CNKI上的相关论文,模型中的 4MW风机单价依据近期的平价项目招标价格定为4300元/kw,塔筒价格300万元 /台套,基础价格950万元/台套,安装费用450万元/台。大型化影响下,风机型 号每增加1MW,塔筒单台价格上涨20%,安装费用增加20%,基础单价增加250 万元/台套。其余海缆等零部件成本参考各大公司的公告和文献作出经验假设;

3. 运维成本:风电机组运维费用包括运维船租金、外包费、人员费、管理费和大部 件运维费用,风场配套设施运维成本包括升压站、消耗品,根据金风科技模拟数 据测算;

4. 融资成本与税率:与陆上风电模型假设保持一致。

在我们建立的模型中,水深30米、离岸40千米,平均等效利用小时数为3000小时, 全国平均燃煤上网电价为0.4元/kwh测算平价海上风电项目的IRR。若运营商以6%的 资本金IRR为立项的基准线,根据我们的测算结果,2022年容量在400MW及以上、 10MW以上风机的海上风电项目可达到资本金IRR6%的要求。

内部因素敏感性分析:以400MW、8MW风机的海上风电项目为例,对其资本金IRR 进行建设成本和利用小时数的双维度敏感性分析,可以发现当建设成本降低到 14000元/kw及以下时,等效小时数提高到3500h以上就能实现平价;而当建设成本下降到10000元/kw及以下时,等效小时数在2500h就能实现平价。因此对于海上风 电而言,风机和塔筒、基础等零部件降本仍是势在必行;同时由于漂浮式海上风电 项目的预期风速高于固定式基础项目,有助于提高等效利用小时、更快实现平价, 漂浮式海上风电的重要地位将逐步凸显。

风电投资收益率分析:平价时代,何以为报?


外部因素敏感性分析:仍然以400MW、8MW风机的海上风电项目为例,我们对其 资本金IRR进行贷款利率和上网电价的双维度敏感性分析,可以发现当上网电价位于 0.40元/kwh及以下时,贷款利率需要低于4%才能实现项目经济性;当上网电价高于 0.41元/kwh时,5%以内的贷款利率均可实现海风平价上网。几大主要海风省份的燃 煤标杆电价范围大约在0.36元/kwh到0.46元/kwh之间,对于电价低于0.40元/kwh的 江苏、福建、辽宁、山东、河北、天津等地,政府的贷款优惠利率支持较为重要。

综合来看,内部因素(建设成本、等效小时数、运维成本、运营周期等)和外部因 素(上网电价、贷款利率等)对于海上风电IRR的敏感系数不同,其中建设成本、等 效小时数和上网电价是最主要的三个因素,对IRR的影响较大。

风电投资收益率分析:平价时代,何以为报?


以400MW容量、选用8MW风机的海上平价项目为例,我们参考北极星风力发电网 披露的几个海上风电重点开发省份的等效利用小时和建造成本数据,并根据2020年 各省的燃煤上网基准价对其IRR进行了测算。其中,福建、广东的海上风资源较为丰 富,但海床结构复杂造成建设成本较高。可以看到,在目前较高的建造成本水平下, IRR相对较高的省份主要集中在福建、广东、江浙沪等地区,但距离实现平价尚需 跨越较大的距离。目前,广东、浙江已出台未来四到五年对海上风电的地方补贴政 策,预计后续将会有更多省市推出相应政策支持地方海上风电的发展。

预测未来五年内的降本进程:根据北极星风力发电网,海上风电建设成本从2010年 的单位千瓦造价在23700元/千瓦左右降至目前15700元/千瓦左右,CAGR约4%。我 们假设2022年、2023年各省的建设成本在平价压力下降低20%,之后每年按照4% 的速度下降。

基于以上降本预期,同时考虑广东省和浙江省的地方补贴政策(广东省2022-2024 年分别补贴1500元/kw、1000元/kw、500元/kw;根据浙江省发改委的数据,浙江省 通过竞争性配置确定需要扶持的项目,2022-2025年度装机总容量分别不超过50万、 100万、150万、100万千瓦)。预计2022年上海、浙江、福建、广东可实现平价上网,江 苏IRR水平较高;2023年,江浙沪及福建、广东五个重点省份IRR预计超过10%, 山东、海南实现平价;到2024年,除广西外基本各大海风省份均可实现平价。

风电投资收益率分析:平价时代,何以为报?


若以各省实现6%的资本金IRR反向推算,江浙沪及福建、广东在目前的建设成本基 础上还需下降15%-20%,有望在今年或明年加大力度实现;而辽宁、天津、河北、 广西等地由于海风资源较差、电价较低,建设成本还需下降40%左右才能达到6%的 资本金IRR,平价节奏较慢。

为了快速实现平价,需产业链各环节协同降本。在建设项目的静态投资构成当中, 风电机组(35%)、基础(22%)、海缆(12%)为占比最高的几个部分,也是未 来降本的主要着力点。(报告来源:未来智库)

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(三)光伏:硅料组件涨价潮下的平价挑战

组件大尺寸化能够降低单瓦价格和BOS成本。组件成本在总投资成本中占比约45%, BOS成本约占55%。2021年在产业链上游产能错配和长建设周期压力之下硅料大幅 涨价,组件价格相应走高,均价达到1.9元/w,近期有轻微回落趋势,但预计在硅料 新扩产能完全释放之前,组件价格短期仍将维持高位。我们基于2021年的价格水平 搭建模型对光伏运营商的IRR进行了测算,主要假设如下:

1. 融资成本:自有资金占比20%,贷款利率4.9%,折现率5%,还款周期15年;

2. 时间周期:建设周期1年,运营周期25年;

3. 投资成本:假设166组件(445W)、182组件(535W)、210组件(545W)、 210组件(585W)、210组件(600W)的单价分别为1.90/1.83/1.79/1.75/1.74 元/W,对应的集中式光伏投资成本分别为4.10/4.00/3.92/3.86/3.83元/W,对应 的分布式光伏投资成本3.77/3.67/3.59/3.53/3.50元/W(参考广发电新组报告);

4. 运维成本:根据CPIA《2020年中国光伏产业发展路线图》,集中式光伏运维成 本0.0454元/W,分布式光伏运维成本0.0512元/W;

5. 电价:燃煤标杆电价0.3765元/kwh,民用电价0.5150元/kwh,一般工商业电价 0.6111元/kwh,分布式光伏自发比例70%,自发自用电价折扣85%;

6. 税率:与风电的模型保持一致,增值税率13%,销售税金附加10%。以增值税税 额为基础计征;所得税率25%,三免三减半;

7. 其他假设:组件首年衰减率2%,之后的年衰减率为0.7%;双面增益5%。

根据2020年各省市光伏发电利用小时数,设定集中式光伏的全国平均发电利用小时 为1250小时,分布式光伏的全国平均发电利用小时为1100小时。在2021年硅料涨价 潮下,集中式光伏(地面电站)和户用分布式光伏的全投资IRR在5%-7%之间;工 商业分布式光伏全投资IRR大于7%,资本金IRR在20%左右,能够实现平价。

预计未来随着各产业链环节产能的逐步释放,组件价格将回归正常水平。根据CPIA 《2020年中国光伏产业发展路线图》中对未来十年光伏投资成本和运维成本的预测, 结合各省市2020年光伏发电小时数和最新居民用电电价及一般工商业电价,我们测 算出各省市在2021年及未来十年光伏电站的IRR变化情况如下。2021年,仅四川、 黑龙江、西藏、吉林四省的集中式光伏IRR超过7%,到2025年基本半数省份可平价 上网;到2030年,18个省份可实现地面电站平价上网。

分布式光伏的平价进程相对较快。在CPIA预测的投资成本条件下,2021年四川、吉 林、黑龙江等9个省份户用分布式可平价,到2023年已有超过77%的省份户用分布 式光伏全投资IRR超过7%,2030年除重庆外,基本所有省份都可实现平价;工商业 分布式光伏2021年就已有超过半数省份可平价上网,2023年绝大部分省份IRR超7%。

三、平价之路,谁能抢占先机?

根据我们搭建的模型,在国家补贴退坡之后,陆上风电和分布式光伏由于平价进程 较快、平价地域较广,将体现出较高的投资性价比优势;由于2021年硅料大幅度涨 价压缩了光伏装机的利润空间,在硅料价格仍居高位的情况下陆上风电更具竞争力, 大容量、大风机的陆上风电项目IRR可达到9%以上,高于分布式光伏的全投资IRR。 该结果体现在了招标量上,根据金风科技的季报,21Q1-3 风电招标量同比去年高 增115.1%,预计2022年装机将延续高景气;而光伏招标需求则相对承压,根据盖锡 咨询数据,2021年前11月份的光伏项目招标量同比下降约11.30%。

风电投资收益率分析:平价时代,何以为报?


对于海上风电,推动风机、塔筒、基础和海缆等产业链各环节降本势在必行,地方 支持的重要性凸显,预计2025年全部重点省市可实现平价。对于集中式光伏,平价 趋势在于未来硅料价格回落的预期,组件大尺寸化将进一步加速平价进程。


(本文仅供参考,不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息,请参阅报告原文。)

精选报告来源:【未来智库】。未来智库 - 官方网站

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