风电投资收益率分析
风电投资收益率分析
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
探险之旅作文五年级500字回顾风电行业20年发展史，大致可分为几个时期。
怎么查询自己的开户行跑马圈地阶段（2010年及以前）：中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。
羌族小煞洗牌调整阶段（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。
祝老师节日快乐的句子内需拉动阶段（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，中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，中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。
张也简历及个人资料（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（BalanceofSystem，除组件以外的成本）呈现明显的下降趋势。
悬疑片排行榜二、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/T31011-2019）、陆上风电场工程概算定额（NB/T31010-2019）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。

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