202103 风光实现真正意义平价依然任重道远：碳中和视角下的现代能源体系构建与推演-solarbe文库

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证券研究报告·行业研究· 公用事业公用事业行业深度报告 1 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分 [Table_Main] 碳中和视角下的现代能源体系构建与推演风光实现真正意义平价依然任重道远增持（维持）投资要点  目标碳中和上升至空前高度，风光平价是无法绕过的底层基础。习近平主席在多个场合强调“努力争取 2060年前实现碳中和”，中央经济工作会议首次将碳中和作为明年重点任务，根据碳中和目标，保守估计到 2030 年风光装机 CAGR 为 8.41、到 2050 年 CAGR 为 6.82，无论短期还是长期，风光仍将维持高速发展。与之相对应的，可再生能源的补贴缺口空前巨大， 2020年底缺口已经突破 3000亿元，预计 2031 年之前现有风光项目只能拿到补贴总额的 15-20。在补贴缺口空前巨大的形势下，风光的平价上网成为实现碳中和目标过程中无法绕开的底层基础，现有风光项目是否可以摆脱补贴，实现真正意义的平价上网平价到底平的是什么价格这将是我们后文中力求解决的问题。  现状行百里者半九十，风光距离真正意义平价仍存在显著差距。 1）我国风电和光伏价格低于一般工商业、大工业和居民生活用电价格，因此风光在终端用户侧基本可以实现平价，但是考虑到风光资源禀赋和用电负荷之间的空间差异，仅考虑终端的用户侧平价不具备现实意义，还需要考虑发电端是否能够实现平价上网。 2）根据我们的测算，无论是风电还是光伏，目前在发电侧均难以实现平价上网，如果以平准化发电成本（ LCOE）衡量，风电高于煤电 36.79、光伏高于煤电 33.27，未来走向 LCOE平价的路径风电主要依靠提高利用小时数和消纳水平，光伏主要依靠产业链的持续降本增效。 3）除了风光自身的场站成本以外，为了消纳新能源所付出的系统成本和消纳成本也是阻碍现有风光项目走向真正意义平价的重要原因。  路径大电网更为现实可行，储能技术有望成为重要辅助和补充。实现碳中和的路径主要有 2 条 1）短期看大电网，特高压建设缓解三北地区的新能源消纳问题、加大调峰备用电源的建设力度以应对大量风光上网之后带来的设备和系统故障、针对电力辅助服务建立合理的补偿机制，这三项措施都要求国家电网在“十四五”期间维持相当规模的投资力度，考虑到电网本身盈利能力提升空间有限，我们预计“十四五” 期间伴随着电网改革进程持续推进，引入更多社会资本、帮助国家电网缓解投资压力是大势所趋。 2）中长期看储能，期待技术突破带来储能制造和运营成本的持续下降，未来清洁能源储能将是能源产业发展的必然趋势。大电网和储能之外，分布式光伏作为综合能源服务的重要一环，从 2020年开始也获得央 /国企和外资的显著青睐，新增装机增速触底回升，未来有望发挥更积极作用。  标的电网改革利好【三峡水利】，终端运营资产亦值得关注。【南网能源】、【龙源电力】、【三峡新能源】、【福能股份】、【涪陵电力】。  风险提示终端工业用电需求减弱、风电光伏发电小时数不达预期等。 [Table_PicQuote] 行业走势 [Table_Report] 相关研究 1、长江电力（ 600900）重剑无锋、大巧不工，成就全球价值典范 2020-02-23 2、公用事业、煤炭行业 2020 年度策略功守道找寻周期行业中的变化 2019-11-24 3、国投电力（ 600886）水火并济、攻守兼具的稀缺核心资产 2019-07-17 4、山煤国际（ 600546）传统主业高增长，携手“钧石”能源转型，打造异质结电池行业龙头可期 2019-09-03 5、三峡水利（ 600116）长电入渝降成本、四网融合迎扩张，电网改革龙头腾飞可期 2020-03-07 [Table_Author] 2021年 02月 21日证券分析师刘博执业证号 S0600518070002 18811311450 证券分析师唐亚辉执业证号 S0600520070005 18806288427 tangyhdwzq.com.cn 表 1 建议关注的公司估值（ 2月 18日收盘价）代码公司总市值亿元收盘价（元） EPS PE 投资评级 2020E 2021E 2022E 2020E 2021E 2022E 600116 三峡水利 169 8.82 0.36 0.47 0.60 25 19 15 买入 0916 龙源电力 1162 12.01 0.60 0.70 20 17 - 003035 南网能源 278 7.33 0.10 0.15 0.20 73 48 37 - 600483 福能股份 137 7.78 0.84 0.99 1.12 9 8 7 - 资料来源 Wind、东吴证券研究所（备注三峡水利来自东吴研究所、其他来自 Wind 一致预期） -11 -6 0 6 11 17 2019-02 2019-06 2019-10 公用事业沪深 300 2 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告内容目录 1. 目标碳中和上升至空前高度，风光平价是无法绕过的底层基础 4 1.1. 中央经济工作会议首次将碳中和作为 2021年的重点任务 . 4 1.2. 碳中和目标下，无论短期还是长期风光装机将持续高速发展 . 5 1.3. 补贴缺口空前巨大，平价是碳中和目标无法绕过的底层基础 . 6 2. 现状行百里者半九十，风光距离真正意义平价仍存在显著差距 7 2.1. 平价是什么从用户侧平价到发电侧平价，再到 LCOE平价 8 2.2. 风电成本下降空间有限，提高利用小时和消纳水平是关键 . 11 2.3. 光伏利用小时提升空间有限，降本增效是实现平价的核心 . 13 2.4. 风光自身成本以外，消纳和系统性成本也是阻碍平价的原因 . 15 3. 路径大电网更为现实可行，储能技术有望成为重要辅助和补充 17 3.1. 短期看大电网特高压灵活电源补偿机制，引入社会资本 17 3.2. 中长期看储能期待技术突破，风光储能是产业发展趋势 21 3.3. 分布式为补充新增装机触底回升，国企和外资均加大布局 . 24 4. 标的电网改革利好【三峡水利】，终端运营资产亦值得关注 26 4.1. 电网改革有望加速，重点推荐充分获益的龙头【三峡水利】 . 26 4.2. 【南网能源】、【龙源电力】、【三峡新能源】等值得关注 . 28 5. 风险提示 29 3 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告图表目录图 1 2011-2020年风电的光伏的装机容量（万千瓦） 5 图 2风光装机在短期和长期均持续高速发展（万千瓦） . 5 图 3部分运营公司 2015-2019年应收账款 /营收的情况 6 图 4部分运营公司 2015-2019年现金流 /营收的情况 6 图 5我国目前的电力价格分类 . 8 图 6平准化发电成本（ LCOE）的计算公式 10 图 7 2016-2019年金风科技的毛利率和净利率情况 11 图 8 2020年 2.5MW和 3.0MW 风机的价格（元 /kW） 11 图 9 2019年各省份的风电利用小时数 13 图 10 2011-2019年光伏年均利用小时数情况 14 图 11 2012年至今单晶和多晶组件价格下降情况（元 /瓦） . 14 图 12 2012-2019年阳光电源的逆变器价格（元 /瓦） . 14 图 13 2020-2025年国内电池片量产转换效率发展展望 14 图 14除了场站成本，风光等新能源还要考虑消纳成本 . 15 图 15没有储能配合的话电网负荷难以平滑 . 19 图 16风电机组故障电压穿越曲线图 . 19 图 17从能源类型来看电力辅助服务补偿费用的补偿与分摊费用对比 . 19 图 18 2011-2019年国家电网的收入和利润情况（亿元） 20 图 19 2017年以后国网投资规模的增速显著下行（亿元） 20 图 20 广义储能包括电储能、热储能和氢储能三种 . 21 图 21全球已投运储能项目累计装机规模（ GW） 23 图 22全球新增投运锂电池储能项目装机占比 . 23 图 23中国电力系统电化学储能装机规模 . 23 图 24截至 2018年储能装机规模排名前列的国家 . 23 图 25 2020年分布式光伏新增装机触底回升（ GW） . 25 图 26工商业分布式光伏补贴持续下降（元 /千瓦时） . 25 表 1建议关注的公司估值（ 2月 18日收盘价） 1 表 2 2020年底以来，习近平总书记频繁对外表态宣示碳中和目标 4 表 3风电和光伏在终端用户侧基本可以实现平价（单位元 /千瓦时） . 9 表 4现阶段风电和光伏在发电侧均难以实现平价上网（单位元 /千瓦时） . 9 表 5一个典型 600MW 燃煤发电机组的 LCOE测算 . 10 表 6一个典型 100MW 风电项目的 LCOE 测算 . 11 表 7中国陆地风能资源技术可开发量（亿千瓦） . 12 表 8一个典型 10MW光伏项目的 LCOE测算 . 13 表 9 2020年 12月份以来，多省份出现 “限电 ”状况 16 表 10缓解西北地区新能源消纳问题的部分特高压工程 . 18 表 11电化学储能和机械储能技术的对比 . 22 表 12 2020年以来，央企 /国企均纷纷加大对于分布式的布局（ MW） . 25 4 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告 1. 目标碳中和上升至空前高度，风光平价是无法绕过的底层基础 2020 年四季度以来，习近平主席在多个场合强调，“努力争取 2060 年前实现碳中和”，中央经济工作会议也首次将碳中和作为 2021年重点任务，根据碳中和的实施目标，到 2030 年风光装机 CAGR 为 8.41、到 2050 年 CAGR 为 6.82，无论是短期还是长期，风电和光伏均有望维持高速发展。与之相对应的，可再生能源的补贴缺口空前巨大， 2020年底缺口已经突破 3000亿元，预计 2031年之前，现有风光项目将只能拿到补贴总额的 15-20。在补贴缺口空前巨大的形势下，风光的平价上网成为实现碳中和目标过程中无法绕开的底层基础，现有风电光伏项目是否可以摆脱补贴，实现真正意义的平价上网平价到底平的是什么价格这将是我们后文中力求解决的问题。 1.1. 中央经济工作会议首次将碳中和作为 2021年的重点任务 2020年 9月 22日，国家主席习近平在联合国大会一般性辩论上表示，“应对气候变化巴黎协定代表了全球绿色低碳转型的大方向，是保护地球家园需要采取的最低限度行动。中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030年前达到峰值，努力争取 2060年前实现碳中和。” 12 月 12日，习近平在气候雄心峰会上发表题为继往开来，开启全球应对气候变化新征程的重要讲话，提出 “到 2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005年下降 65以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到 25左右，森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。” 12 月 16 日 -12 月 18 日召开的中央经济工作会议也首次将“做好碳达峰、碳中和工作”作为 2021 年重点任务，可见，碳中和已经上升至空前的国家战略高度。表 2 2020年底以来，习近平总书记频繁对外表态宣示碳中和目标时间场合人物内容 2020.9.22 第七十五届联合国大会一般性辩论国家主席习近平应对气候变化巴黎协定代表了全球绿色低碳转型的大方向，是保护地球家园需要采取的最低限度行动。中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030年前达到峰值，努力争取 2060年前实现碳中和。 2020.9.30 联合国生物多样性峰会国家主席习近平我们愿承担与中国发展水平相称的国际责任，将秉持人类命运共同体理念，继续作出艰苦卓绝努力，为实现应对气候变化巴黎协定确定的目标作出更大努力和贡献。 2020.11.12 第三届巴黎和平论坛国家主席习近平不久前，我提出中国将提高国家自主贡献力度，力争 2030年前二氧化碳排放达到峰值， 2060年前实现碳中和，中方将为此制 5 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告定实施规划。 2020.11.17 金砖国家领导人第十二次会晤国家主席习近平全球变暖不会因疫情停下脚步，应对气候变化一刻也不能松懈。中国愿承担与自身发展水平相称的国际责任，继续为应对气候变化付出艰苦努力。 2020.11.21 二十国集团领导人第十五次峰会第一阶段会议国家主席习近平以明年联合国第二十六次气候变化缔约方大会和第十五次生物多样性公约缔约方大会为契机，凝聚更多共识，形成更大合力，共同建设清洁美丽的世界，实现人与自然和谐共存。 2020.11.22 二十国集团领导人利雅得峰会 “守护地球”主题边会国家主席习近平要秉持人类命运共同体理念，携手应对气候环境领域挑战，守护好这颗蓝色星球。 2020.12.12 气候雄心峰会国家主席习近平继往开来，开启全球应对气候变化新征程的重要讲话，就全球气候治理提出 3点倡议，呼吁从绿色发展中寻找发展的机遇和动力。数据来源电网头条网、东吴证券研究所 1.2. 碳中和目标下，无论短期还是长期风光装机将持续高速发展碳达峰和碳中和目前尚无明确定义，一般而言，碳达峰指特定区域（或组织）年二氧化碳排放在一段时间内达到峰值，之后在一定范围内波动，然后进入平稳下降阶段。碳中和是指企业、团体或个人测算在一定时间内直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，以抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放” 。 1）长期来看根据国网能源研究院发布的中国能源电力发展展望 2019 ，到 2050 年我国电源装机容量总额将达到 50 亿千瓦，其中风电和光伏的装机容量占比超过 50；电力需求达到 12.4-13.9万亿千瓦时，其中风电和光伏发电量占比接近 40。 2020 年我国电源装机容量总额约为 22 亿千瓦，其中风电为 2.81 亿千瓦、光伏为 2.52 亿千瓦，假设到 2050年风电光伏装机容量合计占比达到 50 ，则未来 30年装机容量 CAGR 为 5.27 ；假设到 2050 年风电光伏发电量合计占比达到 40 ，则未来 30 年发电量 CAGR为 6.82 。 2）短期来看根据国家主席习近平在气候雄心峰会上的表述，到 2030 年风电、光伏总装机容量将达到 12 亿千瓦以上，对应未来 10 年风电光伏装机容量 CAGR为 8.41，保守估计每年新增风电光伏装机合计为 70GW 以上。图 1 2011-2020年风电的光伏的装机容量（万千瓦）图 2 风光装机在短期和长期均持续高速发展（万千瓦） 6 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告数据来源中电联、东吴证券研究所数据来源中电联、东吴证券研究所 1.3. 补贴缺口空前巨大，平价是碳中和目标无法绕过的底层基础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 2020 年 7 月发表的发行债券彻底解决可再生能源补贴支付滞后问题，可再生能源补贴缺口问题由来已久 1）资金来源不能满足补贴需求。根据现行政策，可再生能源标杆电价与各地煤电标杆电价之差，由从全国销售电量中收取的“可再生能源电价附加”补足。可再生能源法实施以来，“可再生能源电价附加标准”历经五次调整， 2006年最初征收标准 0.001 元 /千瓦时， 2016 年提高至 0.019 元 /千瓦时，这一标准维持至今，使得“十三五”以来 “可再生能源电价附加”征收额远低于实际需求，导致补贴缺口持续加大。 2）可再生能源未能足额征收， 2015-2019年征收率不到 85，每年约有 200亿元应收未收资金。各种原因叠加，导致补贴在 2019年底缺口累计超过 2600亿元， 2020年底缺口将突破 3000亿元。根据财政部数据， 2020 年可安排的“可再生能源电价附加”资金预算为 923.55 亿元，按现行支付政策，优先拨付光伏扶贫项目、 50kW 及以下自然人分布式项目、公共可再生能源独立系统、 2019年采取竞价方式确定的光伏项目及领跑者项目所需补贴，其他发电项目，不分年份和批次，统一按照等比例进行拨付。在上述前提下， 2031年之前，风电、光伏项目，将只能拿到补贴总额的 15 -20 。根据我们产业调研跟踪的情况，拖欠补贴超过 10 亿元的民企不在少数，其中最多的民企被拖欠金额超过百亿元，累计拖欠民企补贴资金超过千亿元。即便是央企也不堪重负，如龙源电力、华能新能源、大唐新能源、中广核新能源等被拖欠补贴都超过 200亿元。图 3 部分运营公司 2015-2019年应收账款 /营收的情况图 4 部分运营公司 2015-2019年现金流 /营收的情况 0 5 0 0 0 1 0 0 0 0 1 5 0 0 0 2 0 0 0 0 2 5 0 0 0 3 0 0 0 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 风电光伏 0 5 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1 5 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 2 5 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 2 0 2 0 2 0 3 0 E 2 0 5 0 E 风电光伏 7 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告数据来源 Wind、东吴证券研究所数据来源 Wind、东吴证券研究所在补贴缺口空前巨大的形势下，风电光伏的平价上网成为实现碳中和目标过程中无法绕开的底层基础。 1）根据国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知，自 2021年 1月 1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴； 2022 年开始，新核准海上风电项目，国家不再补贴。同时，根据国家规划，光伏 2021年也将不再有新增补贴项目，因此，意味着风电光伏补贴需求的总盘子基本可以收口。 2）根据关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见（财建〔 2020〕 4 号），依法依规纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按国家发改委制定电价政策时依据的“合理利用小时数”核定中央财政补贴额度，同时明确了总补贴资金额度是“合理利用小时数” 乘以年限 20 年。意味着单个风光项目每年需要的补贴资金和未来项目寿命周期内所需要的全部补贴资金量基本明确，单个项目的补贴资金也提供了收口办法。那么在这种情况下，风电光伏项目是否可以摆脱补贴，实现真正意义的平价上网平价到底平的是什么价格这正是我们在本篇报告中力求回答和解决的问题，第二章主要介绍平价的意义、以及目前风光项目距离真正意义上的平价仍存在显著差距；第三章主要介绍风光项目走向真正意义上的平价，所依赖的两条路径分别是大电网和储能技术；第四章介绍在大电网改革和储能技术发展过程中，有望获益的标的。 2. 现状行百里者半九十，风光距离真正意义平价仍存在显著差距 1）我国风电和光伏价格低于一般工商业、大工业和居民生活用电价格，因此风光在终端用户侧基本可以实现平价，但是考虑到风光资源禀赋和用电负荷之间的空间差异，仅考虑终端的用户侧平价不具备现实意义，还需要考虑发电端是否能够实现平价上网。 0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 龙源电力协鑫新能源大唐新能源 0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 龙源电力协鑫新能源大唐新能源 8 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告 2）根据我们的测算，无论是风电还是光伏，目前在发电侧均难以实现平价上网，如果以平准化发电成本（ LCOE）衡量，风电高于煤电 36.79、光伏高于煤电 33.27，未来走向 LCOE平价的路径风电主要依靠提高利用小时数和消纳水平，光伏主要依靠产业链的持续降本增效。 3）除了风光自身的场站成本以外，为了消纳新能源所付出的系统成本和消纳成本也是阻碍现有风光项目走向真正意义上的平价的重要原因。 2.1. 平价是什么从用户侧平价到发电侧平价，再到 LCOE平价风电和光伏在终端用户侧基本可以实现平价。目前我国居民生活用电均价为 0.5133 元 /千瓦时，一般工商业用电均价为 0.6334-0.6684元 /千瓦时之间（ 35、 10、不满 1千伏分别为 0.6334、 0.6516、 0.6684元 /千瓦时），大工业用电均价为 0.5288-0.5790元 /千瓦时之间（ 220、 110、 35、 10千伏分别为 0.5288、 0.5410、 0.5598、 0.5790元 /千瓦时）。而根据发改委的政策， 2020 年陆上风电一类、二类、三类、四类地区的指导价分别为 0.29、 0.34、 0.38、 0.47元 /千瓦时，光伏一类、二类、三类地区的价格分别为 0.35、 0.40、 0.49 元 /千瓦时，无论是风电还是光伏的价格，已经低于终端居民、一般工商业、大工业销售电价，所以已满足终端用户侧平价上网的条件。但是需要注意的是，我国风电资源集中于三北地区（东北、西北、华北）、集中式光伏电站主要在西北地区，而电力消纳的负荷中心在长三角、珠三角等经济发达地区，因此除了分布式光伏以外，仅仅考虑终端的用户侧平价不具备现实意义，还需要考虑发电端是否能够实现平价上网。图 5 我国目前的电力价格分类数据来源发改委、国家能源局、东吴证券研究所 9 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告表 3 风电和光伏在终端用户侧基本可以实现平价（单位元 /千瓦时）电价类型一类地区二类地区三类地区四类地区风电 0.29 0.34 0.38 0.47 光伏 0.35 0.4 0.49 居民 0.5133 一般工商业 0.6334-0.6684 大工业 0.5288-0.5790 数据来源各地发改委网站、东吴证券研究所目前无论是风电还是光伏，在发电侧均难以实现平价上网。发电侧的平价上网，指的是风电和光伏的价格能够与火电的燃煤标杆电价竞争，我们梳理了全国各地区的燃煤标杆电价数据，并于风电和光伏的价格做了比较，结论如下光伏 1）一类地区的上网电价为 0.35 元 /千瓦时，而对应地区的燃煤标杆电价为 0.2595-0.3247元 /千瓦时之间； 2）二类地区的上网电价为 0.40元 /千瓦时，而对应地区的燃煤标杆电价为 0.2620-0.3749元 /千瓦时之间（只有四川省例外，是 0.4012元 /千瓦时）； 3）三类地区的上网电价为 0.49元 /千瓦时，而对应地区的燃煤标杆电价为 0.3078-0.4500 元 /千瓦时之间（只有西藏例外，是 0.4993元 /千瓦时），因此，除了四川和西藏，现阶段光伏在发电侧不具备平价的条件。风电 1）一类地区的指导价是 0.29元 /千瓦时，而对应地区的燃煤标杆电价为 0.2620- 0.2829元 /千瓦时之间； 2）二类地区的指导价是 0.34元 /千瓦时，而对应地区的燃煤标杆电价为 0.3035-0.3078元 /千瓦时之间（只有河北例外，是 0.3720元 /千瓦时）； 3）三类地区的指导价是 0.38元 /千瓦时，而对应地区的燃煤标杆电价为 0.2595-0.3740元 /千瓦时之间； 4）四类地区的指导价是 0.47元 /千瓦时，而对应地区的燃煤标杆电价为 0.3247-0.4530 元 /千瓦时之间（只有西藏例外，是 0.4993元 /千瓦时），因此，除了河北和西藏，现阶段风电在发电侧不具备平价的条件。表 4 现阶段风电和光伏在发电侧均难以实现平价上网（单位元 /千瓦时）电价类型一类地区二类地区三类地区四类地区风电 0.29 0.34 0.38 0.47 燃煤标杆电价 0.2620-0.2829 0.3035-0.3078（河北例外） 0.2595-0.3740 0.3247-0.4530（西藏例外）光伏 0.35 0.4 0.49 燃煤标杆电价 0.2595-0.3247 0.2620-0.3749（四川例外） 0.3078-0.4500（西藏例外）数据来源各地发改委网站、东吴证券研究所 10 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告平准化发电成本（ LCOE）是决定风光能否实现平价的最终指标。前文中介绍的终端用户侧平价和发电侧平价主要是从价格的角度，对比风光和燃煤电厂的竞争力。而 LCOE作为被广泛认可且透明度高的发电项目成本计算方法，主要是从成本的角度，对比风光和燃煤电厂的竞争力。 LCOE指的是发电机组在建设运营周期内（即全生命周期）每千瓦时的发电成本，是使净现值（ NPV）为零时的发电成本，其经济含义是在平准化发电成本下，项目恰好能达到最低期望收益率，该项目不存在经济利润。我们选取一个典型的 600MW燃煤发电机组，按照项目全生命周期为 20 年，其中建设期 2年，第 2年达产 80、第 3年开始满产，年发电量为 30亿千瓦时、供电量为 28.20亿千瓦时、上网电价（含税）为 0.30元 /千瓦时、总投资为 27.03亿元（其中固定资产投资为 25.80亿元）计算，该项目的 LCOE为 0.3256元 /千瓦时，全投资财务内部收益率（税后）为 9.15 、投资回收期为 11.20年。在后文中，我们分别对典型的风电和光伏项目做 LCOE的测算，并将结果与燃煤发电机组作比较。图 6 平准化发电成本（ LCOE）的计算公式数据来源中国燃煤发电成本如何联动影响上网电价、东吴证券研究所表 5 一个典型 600MW 燃煤发电机组的 LCOE测算装机容量（ MW） 600 总投资（万元） 270256 发电量（万千瓦时） 300000 固定资产投资（万元） 258000 供电量（万千瓦时） 282000 自有资金（万元） 86000 运营期限（年） 20 贷款（万元） 172000 上网电价（含税，元 /千瓦时） 0.3 建设期贷款利息（万元） 10774 销售税金及附加 6 流动资金（万元） 4446 11 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告所得税率 15 发电综合成本（元 /千瓦时） 0.183 折现率 8 年销售收入（万元） 84600 年均利润总额（万元） 18147 LCOE（元 /千瓦时） 0.3256 数据来源 Wind、东吴证券研究所 2.2. 风电成本下降空间有限，提高利用小时和消纳水平是关键我们选取一个典型的 100MW 风电项目，按照项目全生命周期为 20 年、年利用小时数为 2000小时、年发电量为 2亿千瓦时、上网电价（含税）为 0.45元 /千瓦时、总投资为 6.00 亿元计算，该项目的 LCOE 为 0.4454 元 /千瓦时，全投资财务内部收益率为 12.33、投资回收期为 12年。与前文的火电项目相比，风电项目的 LCOE高出 36.79，结合图 6中给出的 LCOE的计算公式，我们可以发现，风电 LCOE下降的路径主要包括 2种表 6 一个典型 100MW 风电项目的 LCOE测算装机容量（ MW） 100 折现率 8 年利用小时数 2000 总投资（万元） 60000 发电量（万千瓦时） 20000 发电综合成本（元 /千瓦时） 0.08 运营期限（年） 20 年销售收入（万元） 9000 上网电价（含税，元 /千瓦时） 0.45 所得税率 15 销售税金及附加 6 LCOE（元 /千瓦时） 0.4454 数据来源 Wind、东吴证券研究所 1）降低风电装机系统成本风电的装机成本包括风机、塔筒、建安成本、项目建设用地费，项目工程管理费等，其中风机成本占比为 60-70。由于风机以外的其他成本变动幅度不大，所以我们主要考虑风机成本。 2016-2019 年，国内风机龙头金风科技风机业务的毛利率从 26.07一路下降至 12.30，净利率从 11.77下降至 5.83；同时，根据国际能源网和风电头条的统计， 2020年 2.5MW级别风机价格含塔筒下降至 3741元 /kW、不含塔筒下降至 3150 元 /kW， 3.0MW 级别风机价格含塔筒下降至 3101 元 /kW、不含塔筒下降至 2400元 /kW，明显低于海外价格，因此，我们判断风机成本及风电装机的系统成本进一步下降的空间均较小。图 7 2016-2019年金风科技的毛利率和净利率情况图 8 2020年 2.5MW 和 3.0MW 风机的价格（元 /kW ） 12 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告数据来源 Wind、东吴证券研究所数据来源 Wind、东吴证券研究所 2）提高机组利用小时数和消纳水平资源禀赋方面，中国的风力资源较为丰富，根据中国风电发展路线图 2050的数据，离地面高度 50、 70、 100米 2级及以上（风功率密度大于等于 200瓦 /平方米）陆地风能资源技术可开发量分别达到 29、 36、 40亿千瓦，足以支撑风电大规模发展的需求。根据财政部、发展改革委、国家能源局联合印发的关于关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见有关事项的补充通知，风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为 48000小时、 44000 小时、 40000 小时和 36000 小时，按照陆上风电 20 年生命周期计算，对应一类、二类、三类、四类资源区年利用小时数分别为 2400、 2200、 2000、 1800小时。 2019年我国风电平均利用小时数为 2083，其中利用小时数超过 2200 的省份有 8 个，分别是云南（ 2808）、福建（ 2639）、四川（ 2553）、广西（ 2385）、黑龙江（ 2323）、内蒙古（ 2305）、辽宁（ 2300）、吉林（ 2216）。考虑到我国风能资源较为丰富，现有利用小时数仍远未达到可用上限；同时相比欧美发达国家（美国风电利用小时数接近 3000、英国超过 2500）仍存在显著差距，因此提高风电机组利用小时数和消纳水平是实现风电 LCOE 平价的重要途径。假设我们在前文中测算的典型风电项目，年利用小时数从 2000提升至 2600，则 LCOE下降 15、达到 0.3801元 /千瓦时，与纳入环境负外部性考虑的火电 LCOE相比，已具备竞争优势。表 7 中国陆地风能资源技术可开发量（亿千瓦）离地面高度（米） 4级及以上（风功率密度大于等于 400瓦 /平方米） 3级及以上（风功率密度大于等于 300瓦 /平方米） 2级及以上（风功率密度大于等于 200瓦 /平方米） 50 8 20 29 70 10 26 36 100 15 34 40 数据来源中国风电发展路线图 2050 、东吴证券研究所 0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 毛利率净利率 3 0 0 0 3 5 0 0 4 0 0 0 4 5 0 0 5 0 0 0 5 5 0 0 6 0 0 0 6 5 0 0 7 0 0 0 2 . 5 M W （含塔筒） 3 . 0 M W （含塔筒） 13 / 30 东吴证券研究所请务必阅读正文之后的免责声明部分分分 [Table_Yemei] 行业深度报告图 9 2019年各省份的风电利用小时数数据来源国际能源网、东吴证券研究所 2.3. 光伏利用小时提升空间有限，降本增效是实现平价的核心我们选取一个典型的 10MW光伏项目，按照项目全生命周期为 20年、年利用小时数为 1600小时、年发电量为 0.16亿千瓦时、上网电价（含税）为 0.49元 /千瓦时、总投资为 0.40 亿元计算，该项目的 LCOE 为 0.4340 元 /千瓦时，全投资财务内部收益率为 17.60、投资回收期为 8年。与前文的火电项目相比，光伏项目的 LCOE高出 33.27，结合图 6中给出的 LCOE的计算公式，我们可以发现，光伏 LCOE下降的路径主要包括 2种表 8 一个典型 10MW 光伏项目的 LCOE测算装机容量（ MW） 10 折现率 8 年利用小时数 1600 总投资（万元） 4000 发电量（万千瓦时） 1600 发电综合成本（元 /千瓦时） 0.05 运营期限（年） 20 年销售收入（万元） 784 上网电价（含税，元 /千瓦时） 0.49 所得税率 15 销售税金及附加 6 LCOE（元 /千瓦时） 0.4340 数据来源 Wind、东吴证券研究所 1）提高光伏电站利用小时数光伏项目由于天然受到自然条件的限制，一般利用小时数上限为 1700-1800小时，根据关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意 0 5 0 0 1 0 0 0 1 5 0 0 2 0 0 0 2 5 0 0 3 0 0 0 云南福