风电：平价时代，何以为报？风电投资收益率分析.pdf-solarbe文库

资源描述：

识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 1 / 27 [Table_Page] 深度分析 |机械设备证券研究报告 [Table_Title] 机械设备行业平价时代，何以为报风电投资收益率分析 [Table_Summary] 核心观点  复盘风光由政策驱动转向市场驱动转变。（ 1）风电历史上经历了跑马圈地、洗牌调整，以及近两年退补抢装的阶段。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。（ 2）光伏行业同样经历了从快速扩张走到平价破局的分界点。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。  风机大型化和组件大尺寸化是降本核心动力 1.风机方面，根据 CWEA 的数据， 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。大兆瓦风机的推出显著降低了风电场的建造投资成本。 2.光伏方面，根据晶澳科技官网数据，组件功率从 2019 年的 410W 提升到 2020H1 的 445W，且有望继续提升到 500W 以上。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。  风电与光伏的 IRR 测算与分析根据我们搭建的测算模型 1.陆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，当前全国共计 13 个省份的全投资 IRR 超过 7。 2.海上风电风机价格下降大幅降低预期建设成本，大规模的海上风电项目资本金 IRR 可达到 6，广东、福建、江浙沪有望率先平价。合理预测到 2024 年，江苏、福建、广西等 10 个省市可实现平价。 3.光伏领域，在 2021 年硅料涨价潮下，集中式光伏（地面电站）和户用分布式光伏全投资 IRR 在 5-7之间，分布式光伏的平价进程相对较快， 2023 年全国大部分省份全投资 IRR 预计超 7。  投资建议随着风机大型化带来的竞争格局变化，产业链各环节盈利能力出现分化。在风电零部件领域，我们建议从以下几个角度把握投资机会 1.推荐国内塔筒法兰龙头恒润股份，主业市场地位高、盈利能力强，新切入变桨偏航轴承，打开第二成长曲线； 2.推荐风电轴承国产替代先行者新强联，已成功研发出 5.5MW 风电主轴轴承产品，有望受益于大型化与主轴承国产替代； 3.推荐海缆龙头东方电缆 *，高壁垒行业竞争格局稳定，有望显著受益海风放量； 4.关注风电主轴双寡头金雷股份、通裕重工，两家公司全球市占率约 50，竞争格局与盈利能力优异。 5.其他环节推荐中际联合，建议关注大金重工、华伍股份、五洲新春、力星股份等（ *为电新组覆盖）。  风险提示原材料价格波动；风电装机不及预期；政策不及预期；市场竞争加剧的风险、新产品研发进度与下游大型化不配套的风险。 [Table_Grade] 行业评级买入前次评级买入报告日期 2022-02-07 [Table_PicQuote] 相对市场表现 [Table_Author] 分析师孙柏阳 SAC 执证号 S0260520080002 021-38003680 sunboyanggf.com.cn 分析师代川 SAC 执证号 S0260517080007 SFC CE No. BOS186 021-38003678 daichuangf.com.cn 分析师曹瑞元 SAC 执证号 S0260521090002 caoruiyuangf.com.cn 请注意，孙柏阳 ,曹瑞元并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。 [Table_DocReport] 相关研究机械设备行业油气供需平衡进入新周期，资本开支加速 2022-02-06 机械设备行业物理化学类检测的特征探讨 2022-01-10 机械设备行业透过历史看降准对机械行业的积极意义 2021-12-07 [Table_Contacts] 联系人王宁 021-38003627 shwangninggf.com.cn -18 -11 -5 2 8 15 02/21 04/21 06/21 08/21 10/21 12/21 机械设备沪深 300 识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 2 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备 [Table_impcom] 重点公司估值和财务分析表股票简称股票代码货币最新最近评级合理价值 EPS元 PEx EV/EBITDAx ROE 收盘价报告日期（元 /股） 2021E 2022E 2021E 2022E 2021E 2022E 2021E 2022E 恒润股份 603985.SH CNY 45.30 2021/12/06 买入 55.50 1.38 1.85 32.83 24.49 17.16 13.99 23.10 25.10 新强联 300850.SZ CNY 164.50 2022/01/04 买入 211.00 2.90 4.22 56.72 38.98 41.98 27.96 26.00 27.40 中际联合 605305.SH CNY 92.82 2021/10/11 买入 97.80 2.33 3.26 39.84 28.47 33.26 22.94 21.40 23.00 东方电缆 603606.SH CNY 58.26 2022/01/18 买入 68.71 1.98 2.29 29.42 25.44 21.66 20.27 30.10 25.80 数据来源 Wind、广发证券发展研究中心备注表中估值指标按照最新收盘价计算识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 3 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备目录索引一、以史为鉴，风电与光伏产业发展综述 5 （一）历史回顾从发展阶段复盘产业链的驱动因素 5 （二）未来展望双头并进，迈入平价时代 8 （三）降本动力风机大型化 VS 组件大尺寸化 . 9 二、立足当下，风电光伏的 IRR 测算分析 . 11 （一）陆上风电基本实现平价，华南地区经济性高 11 （二）海上风电大型化、规模化两大推手 14 （三）光伏硅料组件涨价潮下的平价挑战 21 三、平价之路，谁能抢占先机 . 24 四、投资建议与风险提示 24 识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 4 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备图表索引图 1风电行业历史回顾与行业驱动逻辑复盘（装机单位 GW） . 6 图 2光伏行业历史回顾与行业驱动逻辑复盘（装机单位 GW） . 7 图 3中国重点省市风电光伏累计装机量及十四五规划目标（万千瓦） . 9 图 4全国不同单机容量风机新增装机占比 . 10 图 5 采用不同单机容量机组的项目投资成本（元 /kw） 10 图 6组件功率尺寸发展趋势及主要提效手段 . 11 图 7全国各省陆上风电全投资 IRR（ 100MW 容量， 4MW 风机） . 14 图 8主要省市海上风电累计装机（ GW） 15 图 9 主要省市海上风电在建及核准拟建规模（ GW） . 15 图 10资本金 IRR 对内部因素敏感性 . 18 图 11 资本金 IRR 对外部因素敏感性 . 18 图 12全国重点省份平价建设成本（元 /kw） . 20 图 13海上风电静态投资成本构成（预测值） . 20 图 14我国风机季度招标量（ GW） 24 图 15我国光伏月度项目招标量（ GW） . 24 表 1 风电和光伏发电标杆上网电价（指导价）和补贴标准（元 /kwh） . 8 表 2 2022 年中国地方性光伏及海上风电补贴政策 9 表 3陆上风电平价项目投资回报敏感性分析（不同装机容量和风机型号） . 12 表 4陆上风电平价项目的全投资 IRR 敏感性分析（ 4MW 机型） . 13 表 5 2022 海上风电平价项目的投资回报敏感性分析（不同装机容量和风机型号） 15 表 6海上风电平价项目的资本金 IRR 敏感性分析（ 400MW 容量， 8MW 机型） 17 表 7海上风电平价项目的资本金 IRR 敏感性分析（ 400MW 容量， 8MW 机型） 17 表 8当前全国重点省份海上风电无补贴经济性测算（ 400MW 容量， 8MW 风机） 18 表 9全国重点省份海上风电建造成本预测（元 /kw） 19 表 10全国重点省份海上风电资本金 IRR 预测（ 400MW 容量， 8MW 风机） 19 表 11 2021 光伏平价项目经济性测算 21 表 12 2021-2030 各省市集中式光伏平价项目全投资 IRR . 22 表 13 2021-2030 各省市分布式光伏平价项目全投资 IRR . 23 识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 5 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备一、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， 20102015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。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 6 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备图 1风电行业历史回顾与行业驱动逻辑复盘（装机单位 GW）数据来源 Wind， CWEA，全国新能源消纳监测预警中心，金风科技官网，王长路等中国风电产业发展分析，广发证券发展研究中心注风机企业样本包括金风科技、明阳智能、运达股份、电气风电；零部件企业样本包括日月股份、吉鑫科技、新强联、金雷股份、通裕重工、恒润股份、大金重工、天顺风能、泰胜风能、天能重工、海力风电；运营商样本包括三峡能源、节能风电、嘉泽新能、江苏新能、中闽能源、大唐新能源、龙源电力。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年底国识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 7 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备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。图 2光伏行业历史回顾与行业驱动逻辑复盘（装机单位 GW）数据来源国家能源局， Wind，北极星太阳能光伏网， CPIA， EnergyTrend，广发证券发展研究中心注组件及硅片等厂商包括通威股份、隆基股份、爱旭股份、晶科能源、晶澳科技、天合光能；其他零部件厂商包括金博股份、福斯特、锦浪科技、阳光电源、固德威、中信博；运营商包括晶科科技、太阳能、林洋能源、阳光电源。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识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 8 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备市场驱动，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。表 1 风电和光伏发电标杆上网电价（指导价）和补贴标准（元 /kwh）年份陆上风电标杆电价（指导价）海上风电标杆电价（指导价）普通光伏电站标杆电价（指导价）分布式光伏电站补贴标准 I 类 II 类 III 类 IV 类近海潮间带 I 类 II 类 III 类户用工商业 2009.8 0.51 0.54 0.58 0.61 2011 0.51 0.54 0.58 0.61 1.15 或 1 1.15 或 1 1.15 或 2 2013 0.51 0.54 0.58 0.61 0.9 0.95 1 0.42 2014 0.51 0.54 0.58 0.61 2015 0.49 0.2 0.56 0.61 0.85 0.75 0.8 0.88 0.98 0.42 2016 0.47 0.5 0.54 0.6 0.85 0.75 0.65 0.75 0.85 0.42 2017 0.47 0.5 0.54 0.6 0.85 0.75 0.55 0.65 0.75 0.37 2018 0.4 0.45 0.49 0.57 0.85 0.75 0.5 0.6 0.7 0.32 2019 0.34 0.39 0.43 0.52 0.8 不得高于陆上指导价 0.4 0.45 0.55 0.18 0.1 2020 0.29 0.34 0.38 0.47 0.75 不得高于陆上指导价 0.35 0.4 0.49 0.08 0.05 2021 平价上网 - - 平价上网，部分省市补贴 0.03 平价上网 2022 国补退坡，地补接力平价上网数据来源北极星电力网，北极星太阳能光伏网，广发证券发展研究中心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。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 9 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备表 2 2022年中国地方性光伏及海上风电补贴政策省份市区有效期补贴标准补贴年限光伏补贴政策广东广州黄埔区、开发区、高新区 2026.5.19 0.15 元 /度 5 年佛山 2025.4.20 0.3 元 /度 3 年东莞 2024.12.31 非自有 0.1 元 /度，自有 0.3 元 /度 5 年浙江乐清 2023.1.1 0.3 元 /度、 0.2 元 /度、 0.1 元 /度（按时间降低） / 陕西西安 2023.12.31 0.1 元 /度 5 年海上风电补贴政策广东 - 2022-2024 1500 元 /kw、 1000 元 /kw、 500 元 /kw（按时间降低） 3 年浙江 - 2022-2025 通过竞争性配置确定需要扶持的项目，分年度装机总容量分别不超过 50 万千瓦、 100 万千瓦、 150 万千瓦、 100 万千瓦 4 年数据来源前瞻产业研究院，广发证券发展研究中心短期来看，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。图 3中国重点省市风电光伏累计装机量及十四五规划目标（万千瓦）数据来源各省发改委，北极星电力网， CWEA，全国新能源消纳监测预警中心，广发证券发展研究中心注山东、青海、广东、云南、西藏、海南的 2025 规划目标为新能源发电的总体装机量。（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 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 2020 2025E 河北山东青海新疆陕西江苏河南甘肃广东浙江湖北辽宁吉林云南黑龙江西藏四川宁夏江西海南风电光伏风电光伏识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 10 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备中，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。图 4全国不同单机容量风机新增装机占比图 5 采用不同单机容量机组的项目投资成本（元 /kw）数据来源 CWEA，广发证券发展研究中心数据来源金风科技平价时代风电项目投资特点与趋势，广发证券发展研究中心光伏方面，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。 0 500 1000 1500 2000 2500 0 20 40 60 80 100 1.0MW 1.0-1.5MW 1.5-2.0MW 2.0-2.5MW 2.5-3.0MW ≥3.0MW 平均单机容量（ kW） 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2MW 2.2MW 2.3MW 2.5MW 3.0MW 4.0MW 4.5MW 塔架基础安装道路线路土地识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 11 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备图 6组件功率尺寸发展趋势及主要提效手段数据来源晶澳科技官网，广发证券发展研究中心二、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。具体假设包括 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. 时间周期陆上风电建设周期 1年，运营周期 20年； 3. 装机成本风机成本按照 2021年平均招标价格，其余零部件成本及安装建设费用参考各大公司的公告和文献作出经验假设； 4. 运维成本包括修理费、职工工资及福利费、保险费、材料费、其他费用等，参考运达股份公告披露数据；识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 12 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备 5. 税率增值税率 13，即征即退 50；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。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。表 3陆上风电平价项目投资回报敏感性分析（不同装机容量和风机型号）对应的建设成本（元 /kw）项目容量（ MW） 50 60 80 100 150 200 风机型号（ MW） 2 6505.78 6296.43 6030.01 5868.11 5656.12 5548.95 2.5 6226.14 6017.16 5751.47 5590.30 5378.66 5271.82 3 6121.64 5818.11 5612.09 5344.94 5158.75 5097.85 4 5809.79 5427.45 5162.92 4983.75 4791.81 4685.51 5 5338.06 5129.88 4865.77 4706.20 4495.29 4389.19 对应的运维成本（元 /kw）项目容量（ MW） 50 60 80 100 150 200 风机型号（ MW） 2 143.57 142.85 140.32 140.06 138.01 136.98 2.5 137.62 135.22 133.74 131.60 130.39 129.78 3 133.98 130.64 128.97 125.93 125.34 124.50 4 124.90 125.44 119.78 117.59 116.85 115.82 5 115.82 115.10 112.58 112.32 110.28 109.25 对应的全投资 IRR 项目容量（ MW） 50 60 80 100 150 200 风机型号（ MW） 2 3.00 3.42 4.03 4.39 4.93 5.22 2.5 3.68 4.18 4.81 5.25 5.81 6.11 3 3.98 4.73 5.25 6.01 6.53 6.73 4 4.88 5.80 6.66 7.24 7.85 8.23 5 6.27 6.87 7.73 8.25 9.04 9.46 对应的资本金 IRR 项目容量（ MW） 50 60 80 100 150 200 风机型号（ MW） 2 8.37 9.64 11.54 12.71 14.51 15.50 2.5 10.43 11.99 14.08 15.58 17.59 18.69 3 11.36 13.79 15.60 18.30 20.26 21.00 4 14.29 17.55 20.72 22.97 25.44 26.98 5 19.25 21.52 24.91 27.06 30.36 32.15 对应的 LCOE（元 /kwh）项目容量（ MW） 50 60 80 100 150 200 风机型号（ MW） 2 0.3993 0.3890 0.3748 0.3664 0.3550 0.3494 2.5 0.3831 0.3716 0.3574 0.3487 0.3382 0.3325 3 0.3763 0.3592 0.3484 0.3342 0.3246 0.3213 识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 13 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备 4 0.3559 0.3379 0.3221 0.3124 0.3028 0.2974 5 0.3289 0.3182 0.3044 0.2968 0.2864 0.2812 数据来源北极星售电网，国际风力发电网，金风科技，广发证券发展研究中心以最常见的 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。表 4陆上风电平价项目的全投资 IRR敏感性分析（ 4MW机型）项目容量（ MW） 50 60 80 100 150 200 风机价格（元 /kw） 2500 4.25 5.13 5.94 6.47 7.04 7.39 2400 4.56 5.46 6.29 6.85 7.44 7.80 2300 4.88 5.80 6.66 7.24 7.85 8.23 2200 5.21 6.16 7.04 7.64 8.29 8.68 2100 5.55 6.52 7.44 8.06 8.73 9.14 2000 5.90 6.90 7.85 8.50 9.20 9.63 1900 6.27 7.29 8.28 8.95 9.69 10.13 项目容量（ MW） 50 60 80 100 150 200 等效小时数（ h） 1600 1.42 2.20 2.96 3.46 3.99 4.31 1800 3.20 4.05 4.86 5.40 5.97 6.32 2000 4.88 5.80 6.66 7.24 7.85 8.23 2200 6.48 7.48 8.39 9.00 9.66 10.07 2400 8.02 9.09 10.05 10.71 11.42 11.85 2600 9.52 10.66 11.67 12.37 13.13 13.59 2800 10.97 12.19 13.26 14.00 14.81 15.30 项目容量（ MW） 50 60 80 100 150 200 上网电价（元 /kwh） 0.3012 1.42 2.20 2.96 3.46 3.99 4.31 0.2259 2.62 3.45 4.24 4.77 5.32 5.66 0.3012 3.77 4.65 5.47 6.02 6.61 6.96 0.3765 4.88 5.80 6.66 7.24 7.85 8.23 0.4016 5.95 6.93 7.82 8.42 9.07 9.46 0.4267 7.00 8.02 8.95 9.58 10.25 10.67 0.4518 8.02 9.09 10.05 10.71 11.42 11.85 数据来源北极星售电网，国际风力发电网，金风科技，广发证券发展研究中心我们进一步测算了 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识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 14 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备 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）。图 7全国各省陆上风电全投资 IRR（ 100MW容量， 4MW风机）数据来源风电财经，北极星售电网，各省发改委，广发证券发展研究中心注各省份的 IRR 计算未考虑各地区的建设成本差异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年底的总装识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 15 / 27 [Table_PageText] 深度分析 |机械设备机可达到 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。图 8 主要省市海上风电累计装机（ GW）图 9 主要省市海上风电在建及核准拟建规模（ GW）数据来源各省市发改委，各省市人民政府网站，北极星风力发电网，广发证券发展研究中心数据来源各省市发改委，各省市人民政府网站，北极星风力发电网，广发证券发展研究中心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。