环保公用行业专题研究报告：“双碳”政策驱动新能源运营加速发展正当时-210923（24页）.pdf

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1、 风电投资成本有望进一步下降，有助于推动装机规模增长。由于陆上风电规模化发展和技术进步，发电成本大幅下降，中国“十四五”电力发展规划研究预测到 2022 年，我国陆上风电基本实现平价，到 2025 年成本有望降至 0.30 元/KWh，到 2035、2050 成本进一步降至 0.23、0.20元/KWh。海上风电方面，随着提高风轮直径、单机容量以及工程水平等海上风电技术发展，海上风电投资成本和度电成本有望进一步下降，中国“十四五”电力发展规划研究预测海上风电投资成本将由 2019 年的1.68 万元/KWh 降至 2025 年的 1.37 万元/KWh，平均度电成本则由 2019年的 0.91

2、 元/KWh 降至 2025 年的 0.74 元/KWh。此外，未来海上风电持续推进规模化开发，有望促进投资成本和维护成本进一步降低，推动海上风电资源的开发利用。 风电风机价格不断下降，利好风电运营商收益提升。金风科技数据显示， 2021 年 6月，3MW机组的全市场整机商参与的投标均价为 2616 元/kW， 4MW 级别机组的全市场整机商参与的投标均价为 2473 元/kW，较 2020年的价格均出现显著下降。随着风机价格不断下行，风电新能源运营商的投资成本有望进一步下降，其盈利水平将有所提升，利好风电运营商经营效益提升。光伏发电成本快速下降，促进光伏装机容量增长。随着技术进步、新增装机规

3、模持续增加、行业竞争继续升级，光伏发电成本显著下降。中国光伏行业协会数据显示，在等效利用小时数在 1000-1800h 范围内，2020年国内地面光伏系统平准发电成本在 0.35-0.2 元/KWh 之间，分布式光伏系统平准发电成本在 0.31-0.17 元/KWh。展望未来，随着光伏产业链各环节新建产能投产，组件价格下降，光伏初始全投资成本有望持续下行。中国光伏行业协会预测，到 2030 年，地面光伏和分布式光伏初始全投资成本分别为 3.15、2.69 元/W，较 2020 年分别下降 21.05%、 20.41%。同时，随着光伏组件、逆变器等设备效率提升，双面组件、跟踪支架等器件应用，运维

4、能力增强，光伏发电成本有望进一步下降。随着光伏初始投资成本和发电成本持续下行，未来有望进一步推动光伏装机容量增长。中国光伏行业协会预测，为完成气候雄心峰会提出的国家自主贡献目标，在“十四五”期间年均新增光伏装机容量或在 70-90GW。短期硅料价格上涨抑制光伏新增装机增长，但光伏新增装机的中长期趋势依然向好。硅业分会数据显示，硅料价格呈持续上涨态势，截至 2021年 9 月 15 日，单晶复投料周成交均价小幅上涨至 21.38 万元/吨，周环比涨幅为 0.71%;单晶致密料周成交均价上涨至 21.15 万元/吨，周环比涨幅为 0.62%。随着硅料价格上行，光伏组件价格或有所提升，短期内这可能会

5、在一定程度上影响光伏装机容量增长。中长期来看，随着硅料生产企业产能扩张推进，市场供求逐渐趋于平衡，或将使得硅料价格回落，光伏运营商投资成本下降，效益有望迎来提升。电价是风光新能源发电企业收入的重要影响因素，对于风光新能源运营企业的经营绩效具有至关重要的影响。回顾国内风光新能源电价变化过程，可以看到2014 年是一个关键的转折时间点。2014 年 6 月，国务院出台能源发展战略行动计划(2014-2020 年)，提出到 2020 年，风电与煤电上网电价相当，光伏发电与电网销售电价相当。此后，风电、光伏标杆电价不断下调，截至 2020 年，国内陆上风电 I、II、III、IV 类资源区标杆电价分别

6、为 0.29、0.34、0.38、0.47 元/千瓦时(含税)，近海风电标杆电价为 0.75 元/千瓦时(含税)，I、II、III 类资源区新增集中式光伏电站指导价分别为 0.35、0.40、0.49 元/千瓦时(含税)。整体而言，风光新能源电价不断走低，平价上网成为发展趋势。 “地补”推出助力海上风电发展。2021 年 6 月，广东省能源局率先出台促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案，提出自2022 年起，广东省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，推动项目开发由补贴向平价平稳过渡，补贴