（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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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）

（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%。

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