世界要闻：收益率！收益率！绿电投资不可忽视的要素

■福建海风竞价引发收益率担忧，收益率确为不可忽视的要素：近期，福建省海上风电项目竞争性配置出现远低于燃煤基础电价的报价引发市场对新能源项目收益率的担忧。当前绿电收益率既受平价、强制配储、产业配套等负面因素影响，也受绿电交易、全国统一电力市场推进、海风地方补贴等正向因素刺激，不可一概而论。绿电项目收益率受投资时间点的电价、单位投资成本影响，决定了项目全生命周期的业绩。我们认为绿电投资应从只重视装机增长，转变为装机增长和高收益率并重，在合适的时间点选择合适的绿电项目，方可支撑绿电企业的发展既有质又有量。

(相关资料图)

■复盘2021：海风>陆风>光伏：1）海风：2021年为海上风电国补最后一年，受益于电价补贴以及高利用小时数，在高单位投资下仍能实现较高收益率水平。据CWEA数据，全国主要沿海省份海风利用小时数基本可达到3000小时以上，风资源较好的福建以及粤东地区可达到4000小时以上。经我们测算，在0.85元/kWh的电价下福建、广东、江苏三个海风重点发展省份项目全投资IRR可达10%以上。2）陆风：由于抢装潮过后风机价格降幅较大，平价背景下陆上风电盈利能力仍然可观，据西勘院规划研究中心，2021年国内典型陆上风电项目初始投资成本约为5100-7100元/kW，假设按初始投资成本6000元/kW、各省平均标杆电价0.37元/kWh以及利用小时数2200小时进行计算，全国平均陆上风电项目全投资IRR约为10.59%。3）光伏：受制于上游供给偏紧，组件价格偏高，盈利能力相对较差。因此，我们认为2021年绿电投资的优先级应为海风>陆风>光伏。以2021年部分海风和陆风投产较多的上市公司2022H1的业绩预告情况作为验证，三峡能源、浙江新能、节能风电均因投资高收益率的海风和陆风而实现业绩高速增长。

■展望2022：陆风>海风(部分地区)>光伏：1）陆风：风机价格下降趋势延续，新投产项目仍维持高收益率。2）海风：抢装潮过后单位投资虽实现大幅下降，但收益率仍较大程度受到补贴取消影响。当前时点，落实省补的海上风电省份将更具收益率优势。截至目前，广东、山东、浙江三省已陆续出台海风地补政策，其中广东省海风地补最高，叠加广东省风资源相对优渥且燃煤基础上网电价较高，新建项目收益率有保障。3）光伏：成本居高背景下光伏项目收益率未见明显改善，仍需等待上游产能释放，待组件价格下降，光伏项目收益率才具备较大提升空间。

■风险提示：政策推动不及预期风险、新能源装机投产进度不及预期、电力需求不及预期导致电价下行风险、行业竞争加剧、收益率测算偏差等风险。

1.福建海风竞价引发收益率担忧，收益率确为不可忽视的要素

1.1.从福建海风竞价说起，收益率成为市场隐忧

福建海风低报价引发市场担忧。7月13日，福建发改委发布2022年首批海上风电竞争配置结果，华能集团与福建省投资开发集团联合体中标连江外海0.7 GW海风项目，国家能源集团与万华化学集团联合体中标马祖岛外0.3 GW海风项目。据风芒能源披露，此次申报电价均较低，约0.2元/kWh，远低于福建省0.3932元/kWh的燃煤标杆电价，引起了市场对于新能源项目收益率的担忧。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在近期发表的《海上风电发展不能大跃进》一文中强调，在最低造价12000元/kW左右的条件下，连江外海海风项目的投资收益率仅为1.4%，远低于央企通常要求的6%。市场担忧各大新能源运营企业盲目追求装机规模而忽视收益率，担忧未来出现增收不增利的情况。

1.2.当前影响绿电收益率正反两方面因素兼具，不可一概而论

我国电力行业存在着明显的地域差异，电力运行逻辑一省一策，差异较大。就我们观察来看，当前影响绿电收益率正反两方面因素兼具，不可以福建一省的个别项目而推测全国的情况。

1.2.1.收益率负面影响因素

除了福建海风向下竞价以外，近期新能源项目收益率还受到国补取消、强制配储、产业配套等其他负面因素影响。

从电价端看，国补取消与向下竞价对绿电项目收益率造成一定负面影响：

1）绿电国补全面取消，上网电价下行

陆上风电方面，2009年国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国陆上风电分为I-IV四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为0.51、0.54、0.58、0.61元/kWh。2014-2016年，国家发改委根据风电行业发展情况，对陆风标杆电价进行了3次降价调整。2021年6月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，提出国家对2021年以后新核准陆上风电项目不再进行补贴，全面实行平价上网。

海上风电方面，2014年发布的《关于海上风电上网电价政策的通知》规定了2017年以前投运的近海风电项目上网电价为0.85元/kWh，潮间带风电项目上网电价为0.75元/kWh。根据发改委2019年发布的《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》，2022年及以后并网的项目执行并网年份的指导价。2021年6月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确对新核准的海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定。

光伏发电方面，2011年光伏标杆上网电价出台，除西藏仍执行1.15元/kWh的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按1元/kWh执行。2013年8月发改委发布通知，将全国分为三类太阳能资源区，规定I-III类资源区光伏电站标杆上网电价分别为0.90、0.95、1.00元/kWh。2015-2020年，根据国家发改委每年出台的相关政策文件，普通光伏电站上网电价和常规分布式发电补贴标准逐年降低。2021年出台的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》提出对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目不再补贴，全面实现平价上网。

2）部分省份实行绿电项目向下竞价机制

除福建外，其他部分省份也在其出台的有关风电、光伏项目竞争性配置文件中，将申报上网电价纳入了投资主体的评分标准，开启向下竞价模式。2021年5月，甘肃发改委出台《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》，提出项目申报电价项占总得分比重20%，申报电价不得高于国家规定的同类资源区指导价，同时不设竞争最低限价。2022年1月，上海市发布的《金山海上风电场一期项目竞争配置工作方案》中，申报电价得分占比高达40%。今年3月23日上海市发改委公布三峡集团、上海绿能、中海油融风能源联合体为金山海风一期项目第一中标人，申报电价低至0.302元/kWh，远低于0.4155元/kWh的上海市燃煤基准价。部分地区绿电电价受向下竞价影响，降幅较大。

从成本端看，大部分省份对新建绿电项目提出配置储能要求，导致建设成本上升。自2021年起，全国超过23个省份对于新建的光伏和风电项目都提出了相关配储能要求，其中部分省份在竞争性配置细则中将配储能列为明确得分点。例如，根据天津市《2021年保障性并网项目竞争配置评分细则》，规模超过50MW的项目要求承诺配套建设储能设施，光伏为10%，风电为15%，且储能设施须在发电项目并网后两年内建成投运。承诺配套建设储能的绿电项目也更受鼓励与优先支持，例如，《辽宁省新增风电项目建设方案》（征求意见稿）提出优先支持承诺配套储能设施10%以上的项目。绿电配套建设储能的要求提高了整体绿电项目建设成本。

除配套建设储能以外，部分地区提出“产业配套”要求，成为绿电项目隐性投资成本。例如，2022年1月，宁夏发改委在发布的《2022年光伏项目竞争性配置方案》中，将清洁产业高质量发展贡献度作为重要评分项，占比30%，其中产业贡献与投资总额分别占比10%，要求企业与各地签订产业合作协议以及进行清洁能源产业链投资。青海海西州发改委发布的《新能源项目入库排序评分标准》中也将签订上下游购销合同、承诺开展相关产业项目、助力乡村振兴、进行社会事业帮扶等设置为重要评分点。“产业配套”要求增加了绿电项目的隐性投资成本，一定程度上影响项目收益率。

1.2.2.收益率正面影响因素

尽管新能源项目收益率受到一些负面因素影响，但也存在竞配政策规范化、绿电交易、全国统一电力市场推进、海风地方补贴等正向刺激因素，不可一概而论。

随着各地区竞配政策更加规范，隐性投资成本有望降低。2021年5月，甘肃省发改委下发《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》，明确提出市、县级政府不得以企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，增加项目投资经营成本。2022年7月，云南省能源局发布的《关于印发云南省2022年新能源建设方案的通知》，同样要求不得附加不合理费用和捆绑额外条件增加投资企业非工程建设成本。各地愈加重视竞配的规范度，有望降低绿电项目额外隐性投资成本。

绿电交易市场为新能源电力带来溢价。绿色电力交易是在现有电力中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，并提供相应的绿色电力消费认证，目的是引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易。2021年9月7日，绿色电力交易试点启动会在北京召开，这是继国家发改委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，启动的首次绿色电力交易，共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时，成交均价较中长期协议溢价0.03-0.05元/kWh。2022年1月，国家发改委在《促进绿色消费实施方案》中提出进一步激发全社会绿电消费潜力，统筹推动绿色电力交易、绿证交易，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿电消费比例。根据北京电力交易中心披露的数据，截至2022年4月1日在国家电网公司经营范围内累计组织开展绿电交易94.83亿千瓦时。随着绿电交易逐渐进入常态化，新能源上网电价有望得到一定的溢价，从而提高项目收益率。

南方区域电力市场启动试运行，推进跨地区电力交易。在今年1月国家发改委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场的指导意见》后，7月23日南方区域电力市场启动试运行。南方区域电力市场包括中长期、现货和辅助服务三大板块，中长期交易周期将全面覆盖年、月、周，现货交易覆盖广东、云南、贵州、广西、海南五省。7月23日试运行启动当天，云南、广东、贵州三省超过157家电厂和用户达成南方区域首次跨省现货交易，全天市场化交易电量达27亿千瓦时。本次南方区域建设统一电力市场有助于电力跨区域现货交易、实现电力资源优化配置、促进新能源电力消纳，有效提升能源资源禀赋强的省份与经济负荷中心的电力交易效率，从而提升市场化电价。

此外，在海上风电方面，广东、山东、浙江三省已陆续出台地方性补贴政策，以接替国家层面的补贴，未来随着更多省份出台补贴办法，海风项目收益率也有望得到提示。

1.3.绿电投资收益率动态变化，投资时间点电价、成本决定长期运营业绩

绿电项目投资时点尤为重要，决定未来全生命周期的运营业绩。根据电力企业收入、成本及利润端拆分，新能源运营项目收益率受多方因素影响，不考虑各公司自身在运营效率方面的区别，风电、光伏项目盈利能力主要取决于上网电价、利用小时数、初始投资成本三大因素。而上网电价与初始投资成本往往在项目申报、投资与建造时点得以确定，因此投资时点的电价与单位成本情况决定了未来装机容量增长对公司业绩的贡献能力。

海风、陆风、光伏三大新能源电源类型的收益率呈现动态变化趋势。从利用小时方面看，各电源类型年均利用小时数基本稳定，但彼此之间差异较大，根据北极星电力网，2021年全国平均光伏利用小时数为1281小时、风电利用小时数为2246小时，其中海上风电利用小时数领先。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CWEA中发表的文章《海上风电发展不能大跃进》，我国海上风电利用小时数基本可达到3000小时以上，在海风资源优渥的福建省利用小时数可达到4500小时。因此从全国平均利用小时情况看，各电源类型中海上风电>陆上风电>光伏。除此之外，各项目利用小时数也受到项目所在地风光资源禀赋以及当地消纳能力影响。

从上网电价方面看，不同投资时点下，三大新能源电源类型的上网电价情况各有不同，以海风为例，2021年为海风补贴最后一年，并网项目上网电价较高，而2022年后并网的海风项目全面实行平价上网，电价降幅较大。

从初始投资成本方面看，海风、陆风、光伏的成本差异较大，且与技术发展程度以及上游设备端价格挂钩，随时间而不断变化。

综合上述三方面因素，各电源类型在当下时点的投资成本与电价情况决定了未来长期业绩。

1.4.绿电投资应从只重视装机增长，转变为装机增长和高收益率并重

复盘2021年绿电板块投资行情，装机增长更受市场关注。2021年作为绿电行业投资元年，在“双碳”政策推动下，国家层面、各上市公司层面纷纷制定新能源“十四五”装机规划。从个股表现情况看，短期装机规模提升较多或发布“十四五”装机规划的上市公司在2021下半年表现亮眼。我们统计分析了电力行业上市公司中含有新能源装机的上市公司在2021下半年的股价表现，在行业中股价上涨幅前20位的上市公司中，8家电力企业在上市公司层面或集团层面发布了“十四五”新能源装机规划，同时部分2021年装机增速较高的电力企业涨幅居前。

我们认为绿电投资的关注点应从单纯的装机增长转变为装机增长与高收益率并重。随着绿电市场竞争不断加剧，除之前市场关注的装机增长以外，项目收益率水平对公司业绩增长的影响逐步显现。装机规划及增速决定了公司未来发展潜力以及业绩增长上限，而项目收益率水平决定了装机容量增长对公司业绩的贡献能力，从而决定了业绩增长的下限。在合适的时间点选择高收益率的绿电项目，方可支撑绿电企业既有质又有量的发展。

2.复盘2021：海风>陆风>光伏

2021年，海风、陆风与光伏在电价与投资成本上存在的较大差异影响这三类新能源的收益率排序。

从上网电价方面看，2021年海上风电作为唯一带补贴的电源类型具备绝对优势。2021起新核准的陆上风电、新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目已取消补贴。2021年为海上风电补贴最后一年，根据国家发改委于2019年发布的《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》，对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价（含税电价0.85元/kWh）；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。平价阶段项目上网电价主要参考各地燃煤基准电价，参考各省份发布的燃煤标杆电价（税前），全国平均燃煤标杆上网电价约为0.37元/kWh。因此从电价情况看，2021年各电源类型中海上风电在电价上具备绝对优势。

从初始投资成本方面看，2021年各电源类型中海上风电>陆上风电>光伏。根据北极星风力发电网，平价前主要海上风电发展省份初始投资成本约为14400-18500元/kW（抢装潮期间投资成本可能更高）；根据西勘院规划研究中心，陆上风电和集中式光伏初始投资建造成本（不含储能）约为5100-7100元/kW以及3957-4267元/kW。

2.1.2021为海上风电大年，高利用小时+补贴优势成就高盈利

海上风电受益于高利用小时与电价补贴，高成本下收益率仍然较强。各沿海省份海上风电建造成本及利用小时数存在较大差异，但在0.85元/kWh的含税电价下均能保证较强的收益率。参考我国主要海上风电发展省份江苏、广东以及福建省在带补贴情况下的海风项目盈利能力：

1）投资成本端：根据北极星风力发电网，平价前江苏省海上风电平均造价为14400-16300元/kW；广东省海上风电平均造价为16200-17600元/kW；福建省海上风平均电造价为17300-18500元/kW。

2）利用小时：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CWEA中发表的文章《海上风电发展不能大跃进》，受益于台湾海峡“狭管效应”，福建省海上风电资源全国最优，利用小时数领跑，达到4000-4400小时（部分资源优质地区可达到4500小时）；广东海域中粤东地区风能资源条件较好，粤西地区风能条件一般，利用小时数约为3100-4200小时。江苏海域海上风电利用小时数相对较低，为3300-3600小时。

3）假设其他条件相同：假设项目折旧年限为20年、项目资本金为25%、按4%的融资利率进行计算。

经我们测算，带补贴背景下各省海上风电项目全投资IRR可达10%以上。其中，福建省受益于极高的利用小时数，在初始投资成本为18000元/kW、利用小时数为4000小时的水平下，海上风电项目全投资IRR达11.99%，建成后单GW年平均净利润达13.72亿元。在初始投资成本为15000元/kW、利用小时数为3400小时的水平下，江苏省海上风电项目全投资IRR为12.18%，建成后单GW年平均净利润为11.68亿元。在初始投资成本为17000元/kW、利用小时数为3600小时的水平下，广东省海上风电项目全投资IRR为11.22%，建成后单GW年平均净利润为11.86亿元。

2.2.降本趋势下陆上风电收益率可观

抢装潮过后风机价格大幅下降，平价背景下陆上风电盈利能力仍较为可观。陆上风电初始投资建设成本中风机成本占比较高，2020年抢装潮过后风机价格实现较大幅度下滑，保障了平价背景下陆上风电投资建设经济性。我们分析2020年以来风机价格下降主要受到两方面因素推动，一方面在技术成熟以及风机大型化趋势下，风电单位投资成本摊薄，根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》（徐燕鹏），当机组单机容量从2MW增加至4.5MW时，项目投资成本将明显降低，静态投资可降低932元/kW，全投资IRR水平有望提升2.4%。根据《风电产业新格局：基地规模化、风机大型化、支撑行业高质量发展》（甄妮），2021年新增并网项目中，3-4MW风机占比超过50%，且4-5MW机型占比正快速提升，参考金风科技2021年销售风机结构占比，2MW机型销售容量同比下滑61.6%，而3S/4S及6S/8S机型销售容量分别同比提升210.3%和305.0%。

另一方面，上游设备端市场竞争激烈，参考陆上风电1年左右的建设周期，项目风机采购时间通常较并网时间提前0.5-1年，2020年受到陆上风电抢装潮影响，全国风电设备公开招标容量出现较大幅度下滑，从2019年的65.2GW降至2020年的31.1GW，需求量大幅下滑背景下设备端竞争激烈，进一步推动风机价格下降。

根据金风科技官网发布的3S/4S级别风电机组月度公开投标均价，到2021年3S/4S级风电机组最低投标均价已低至2100元/kW左右，相比2020年底的3000元/kW已实现较大幅度下降。

根据西勘院规划研究中心的统计，风机成本在陆上风电投资总成本中占比约为40%-55%，按风电机组2800元/kW的价格进行计算，2021年国内典型陆上风电项目初始投资成本约为5100-7100元/kW。

经测算，平价背景下国内陆上风电盈利能力较为可观。假设平价后陆上风电上网电价为各省燃煤标杆上网电价均值0.37元/kWh（税前），参考2021年全国平均陆上风电利用小时数以及西勘院规划研究中心测算的2021年典型陆上风电项目投资成本，经我们测算，在利用小时数为2200小时、初始投资成本为6000元/kW的背景下，全国平均陆上风电项目全投资IRR约为10.59%，建成后单GW年平均净利润约为2.07亿元。

2.3.高组件价格下光伏项目收益率承压

光伏投资成本降幅较小，平价后盈利水平相对较低。根据西勘院规划研究中心，不考虑储能成本背景下光伏组件及安装成本在光伏发电项目投资总成本中占比约为50%-54%。而根据索比光伏网数据，在光伏组件构成中，电池片成本占比超过60%，其中70%的成本来源于硅片，而硅片的最主要成本为硅料。自2021年以来，上游硅料价格不断上涨，主要是由于进口受阻导致供不应求以及中游硅片环节大规模扩产引发抢料现象，硅料价格上浮带动光伏组件价格上涨。根据wind数据，2020年以前光伏组件、电池片与硅片价格呈下行趋势，而从2021年光伏实行平价上网后，组件成本呈现回升趋势，平价后光伏项目降本未达预期。根据西勘院规划研究中心，在不考虑储能成本背景下我们假设目前光伏发电项目的初始投资成本区间约为3900-4300元/kW。

假设平价后光伏发电上网电价为2021年各省燃煤标杆上网电价均值0.37元/kWh（税前），参考北极星电力网披露的2021年光伏全国平均利用小时，以及西勘院规划研究中心测算的2021年典型光伏项目投资成本，经我们测算，在利用小时数为1200小时、初始投资成本为4100元/kW的背景下，全国平均光伏发电项目全投资IRR约为7.78%，建成后单GW年平均净利润约为0.62亿元，盈利水平低于陆风与海风。

2.4.逻辑验证：高收益率保障业绩高增长

从去年中报在建工程情况看2021年新投产项目对2022年业绩的贡献能力：由于风电光伏建设周期相对较短，光伏、陆上风电、海上风电的建设周期分别为半年、1年以及1.5-2年，2021年中报披露的在建工程基本有望在2021年底投产，海上风电项目建设周期虽然相对较长，但由于2021年为海上风电补贴最后一年，在建的海上风电项目基本也于2021年底前投产，有望对2022年业绩贡献较大增量。我们以三峡能源、节能风电、浙江新能三家2021年在建工程中以风电为主的纯绿电运营商为例，参考今年中报各家公司业绩预告情况，验证上述海风>陆风>光伏的收益率排序，海风或陆风新增装机容量较高的公司带动业绩高速增长。

从三峡能源2021年中报在建工程情况看，公司海上风电项目占比较高。作为国内海上风电龙头，根据公司2021年中报披露的在建工程明细，截至2021H1公司在建工程合计期末余额为343.9亿元，其中海上风电在建工程256.74亿元、陆上风电在建工程22.71亿元、光伏在建工程37.63亿元；从在建装机规模情况看，截至2021H1公司在建装机容量合计约7.19GW，其中海上风电约3.78GW、陆上风电约1.9GW、光伏约1.5GW。受益于大规模海上风电项目于2021年底投产并网，2022H1公司业绩实现大幅增长，根据公司上半年发电量完成情况公告及半年度业绩预告，今年1-6月公司累计发电量同比增长46.71%，其中陆上风电、海上风电以及光伏发电量分别同比增长18.22%、198.03%和45.65%，发电量大幅增长背景下利润端实现大幅增长，据公司公告，公司预计2022年半年度归母净利润同比增长46.42%-55.58%。

浙江新能作为省属绿电运营平台，受益于浙江省海上风电资源优势，2021年在建工程同样以海上风电项目为主。根据公司2021年中报披露的在建工程明细，浙江新能2021H1在建工程期末余额为70.2亿元，其中海上风电69.7亿元；从在建装机容量看，公司主要在建工程为江苏竹根沙海上风电场项目（0.3GW）以及浙能嘉兴1号海上风电项目（0.3GW），合计0.6GW。随着两个海上风电项目陆续投产，2022年上半年公司业绩迎来高速增长，据公司业绩预告，预计2022年半年度归母净利润将同比增长195.45%-249.17%。

节能风电作为国内老牌纯风电运营商，2021年较高在建工程下利润端同样实现较高增速。根据公司公告，公司2021H1在建工程期末余额为100.3亿元，全部为风电项目；从在建装机容量情况看，公司在建的约2.27GW风电项目中包含海上风电0.3GW以及陆上风电约1.97GW，新增项目投产带动公司2022H1归母净利润约同比增长18.62%-42.34%。

3.展望2022：陆风>海风(部分地区)>光伏

2022年新能源发电行业发生较大转变，新增海上风电项目受补贴取消影响盈利能力出现大幅度下滑，同时随着部分省份陆续开始实行竞价机制，项目收益率不确定性较高，陆上风电可能成为短期盈利能力更强的电源类型。

3.1.降本趋势下陆上风电盈利能力稳定

相比2021年，2022年陆上风电盈利能力变化受三方面因素影响：

1）今年上半年风电机组采购价格延续下降趋势：根据风芒能源于2022年7月21日披露的华电内蒙古土默特公司300MW与包头公司270MW风机项目采购中标价格情况，投标单价范围为1520-1760元/kW，平均报价为1600元/kW，较2021年西勘院规划研究中心统计的2800左右的风机价格有大幅下降。

2）各省于2021年起陆续发布陆上风电和光伏项目强制配储能政策：参考各省风电光伏配储能相关要求，储能配置比例约在10%-20%之间，连续储能时长要求约为2h，经我们测算在储能配置比例为10%、储电量为2h背景下单位kW储能成本约为250元。

3）由于风电成本端降幅较大，部分地区可能启动竞价上网，在一定程度上影响陆上风电项目盈利能力。

我们假设风电机组采购成本降至1700元/kW、储能成本为250元/kW，其他成本均不变，2022年陆上风电总投资范围约为4250-6250元/kW，相比于2021年初始投资成本仍有较大幅度下滑。据我们测算，在平价上网（按0.37元/kWh（税前）上网电价计算）、利用小时数为2200小时的背景下陆上风电项目全投资IRR仍可达到12.5%、单GW平均净利润达到2.45亿元/年。

竞价背景下，风电项目申报电价低于标准燃煤上网电价，假设利用小时数为2200小时、初始投资成本为5250元/kW，在0.3元/kWh（税前）电价下陆上风电仍有望保持9%左右的项目全投资IRR水平。因此未来配置储能以及竞价对于陆风项目的盈利能力影响有限，陆上风电盈利能力较为稳定。

3.2.省补落地或资源优质地区海上风电仍有优势

海上风电与此前陆上风电发展趋势类似，抢装潮后成本端下降显著。从成本占比最高的风电机组价格下降趋势看，通过统计2020年以来部分海上风电项目风机中标价格情况，我国海上风电风机价格已从2020年7000元/kW左右降至4000元/kW左右。同时，根据《“平价时代”的海上风电降本增效技术研究》（余文博）分析，抢装潮过后塔筒约有50-100元/kW的下降空间；风机基础环节在“十四五”期间约有10%-20%的下降空间；海缆环节主要分为场内汇集 35 kV的海缆和用于电能送出的 220 kV的海缆，预计在“十四五”期间有30%的下降空间。

假设其他成本保持不变，降本趋势下预计在平价后江苏、广东、福建三省海上风电单位千瓦初始投资成本分别有望降至11272元/kW、12518元/kW和12918元/kW，较平价前分别下降26.6%、25.9%和27.8%。成本端的大幅下降有望对冲部分补贴取消所带来的影响。

2022年部分省份启动海上风电竞价上网，导致海风收益率成为隐忧。2022年上海、福建两省市启动竞价上网，其中，在上海市发改委发布的《关于公布金山海上风电场一期项目竞争配置工作方案的通知》中明确提出四大竞争要素，包括企业能力（20分）、设备先进性（15分）、实施方案（25分）、电价水平（40分），其中电价水平权重占比最高，最终三峡集团牵头的联合体以0.302元/kWh的电价中标，低于上海市燃煤标杆上网电价0.4155元/kWh。6月12日，福建省发改委发布《2022年海上风电首批竞争配置试点工作公告》，竞配连江外海海上风电（70万kW）和马祖岛外海海上风电场（30万kW），根据风芒能源以及每日经济新闻，此次中标的两个海上风电项目上网电价约为0.2元/kWh。

竞价上网背景下海上风电收益率仍有较大压力。以福建省为例，经我们测算，在0.2元/kWh的上网电价下，若需要满足6%项目全投资IRR水平，在利用小时数为4500小时的情况下（根据风芒能源，福建连江外海海上风电项目年利用小时数为4400小时，马祖岛外附近水域已建项目平均利用小时数为4000小时），初始投资成本需降至6500元/kW，与目前可实现初始投资成本相比差距极大，因此目前海上风电项目并不具备竞价上网条件，低电价下海风盈利能力将出现较大程度下滑。

海上风电降本仍需时日，平价仍有压力，当前时点下落实省补的海上风电省份将更具优势。截至目前，广东、山东、浙江三省已陆续出台海上风电补贴政策，广东对2022、2023、2024年全容量并网的海上风电项目分别实行1500元/千瓦、1000元/千瓦和500元/千瓦的补贴；山东对2022、2023、2024年全容量并网的海上风电项目分别按照800元/千瓦、500元/千瓦、300元/千瓦进行补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦和160万千瓦；浙江省2022及2023年全省享受海上风电省级补贴规模分别按60万千瓦和150万千瓦控制，补贴标准分别为0.03元/千瓦时和0.015元/千瓦时，项目补贴期限为10年，从项目全容量并网第二年开始，按等效年利用小时数2600小时进行补贴。

三省份中广东省海上风电省内补贴最高，叠加广东省风资源相对优越且燃煤基础上网电价较高，短期新投产项目收益率将具备优势。假设广东省海上风电项目后续以0.45元/kW的燃煤标杆电价上网，通过上述平价后广东省海上风电初始投资成本测算，假设广东省海上风电初始投资成本为12500元/kW，以广东省海上风电补贴均值1000元/kW进行计算，在利用小时数为3000-4200小时的背景下，广东省海上风电项目全投资IRR将达到5.32%-9.61%。

在国补取消、部分省份开启竞价上网的背景下，从短期看海上风电收益率不确定性较高，建议重点关注已落地省补地区的海上风电项目。同时由于目前海上风电处于平价初期，在部分资源优质省份市场竞争激烈，从而大幅压低上网电价，并不利于行业健康发展，因此我们认为福建省极低的海上风电中标电价不具备代表性，未来仍有望回归合理电价区间。合理电价下福建省受益于优质风资源海上风电项目收益率仍然可期。

3.3.光伏成本居高，项目收益率仍待改善

上游组件价格居高叠加配储要求，光伏项目收益率仍待改善。一方面，光伏上游设备端价格基本与2021年持平，甚至出现小幅增长，成本仍然维持高位；另一方面，各省陆续出台光伏项目配置储能政策，导致建设成本出现进一步增加。据我们测算，在其他成本与2021年持平的情况下，假设电化学储能成本为250元/kW，光伏单位投资成本增加至4207-4517元/kW。参考上述光伏项目盈利能力敏感性分析测算，在单位投资成本为4400元/kW、利用小时数为1200小时的背景下，光伏项目全投资IRR降至6.94%、单GW净利润仅为0.48亿元/年，收益率进一步下滑。光伏项目收益率增长仍需等待上游产能释放，未来在组件价格下降背景下光伏项目收益率有望提升。

3.4.当前时点绿电投资优先级：陆上风电>海上风电>光伏

通过上述分析，我们提出当前时点绿电投资优先级：陆上风电>海上风电>光伏。从未来项目收益率角度分析，我们认为在建项目收益率较高的上市公司未来有望实现更高的盈利能力，因此在当前时点下我们提出绿电行业两条投资主线：

1）通过对比2022年新增绿电项目盈利能力水平，我们认为陆上风电盈利能力具备优势，且稳定性更强，因此建议重点关注以目前在建工程中布局陆上风电为主的上市公司；

2）在国补取消、部分省份开启竞价背景下海上风电收益率不确定性较强，因此带有省补且资源相对较优省份有望获得较高收益率，建议重点关注扎根于省补落地且海上风电利用小时数较高省份的省属绿电平台。

我们对于A股纯新能源标的以及火电转型新能源标的截至2021年底的在建工程情况做了拆分统计：若公司2021年年报中明确拆分了各类新能源项目在建装机容量，则按照公司年报披露口径统计；若公司年报中未明确披露各类新能源项目在建装机容量，我们通过年报中在建工程明细进行拆分（由于2021年年报受到海上风电抢装影响部分海上风电已投产未转固，在在建工程明细中仍有体现，在统计过程中我们剔除了在2021年底已投产未转固的海上风电项目）。