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：

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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%。