从各省资源禀赋和电价情况看项目盈利能力差异

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1. 风资源：云南、福建风力资源得天独厚，利用小时极具优势

我国西部、北部及东部沿海地区风资源优渥。根据各地区年平均风速情况看，我国风速 较高的地区主要集中于：1）东南沿海及附近岛屿；2）内蒙和甘肃地区；3）东北地区的黑 龙江、吉林东部以及辽东、山东沿海；4）青藏高原以及我国西北、华北地区。国家依据各 地区有效风能密度以及全年有效累积小时数划定四类风资源区，其中：

Ⅰ类资源区为风能丰富区，年均有效风能密度大于 200W/?2 ; 3-20m/s 风速年累积小时 数大于 5000h； Ⅱ类资源区为风能较丰富区，年均有效风能密度 150-200W/?2 ; 3-20m/s 风速年累积小 时数 3000-5000h； Ⅲ类资源区为风能可利用区，年均有效风能密度 50-150W/?2 ; 3-20m/s 风速年累积小 时数 2000-3000h； Ⅳ类资源区为风能贫乏区，年均有效风能密度 50W/?2以下; 3-20m/s 风速年累积小时 数小于 2000h。 我国Ⅰ-Ⅲ类风资源区主要集中于内蒙古、河北、吉林、新疆、甘肃等北部地区。

从利用小时角度看，云南、福建两省极具优势。通过总结对比各省份 2019-2021 年年均 风电利用小时数水平，云南、福建两省利用小时数较大幅度领先于国内其他省份，过去三年 利用小时均值分别达到 2754 小时和 2741 小时，其中云南省主要受益于其高海拔优势，根 据《云南风电资源开发现状及特点浅谈》，风资源与海拔高度成正比，高空区域风速、平均 风功率密度以及利用小时数均有所提升，由于云南省大部分山间坝子地区海拔在 1000-2000 米之间，高海拔下风资源地形效应显著，带来较高的利用小时数；而福建省主要受益于亚热 带季风气候和“狭管效应”，风能资源丰富，尤其沿海地区与近海海域的平均风速较大，风向 较为稳定。根据《海上风电产业发展思路与对策建议》，福建省 90 米高度海域的年平均风速 为 7.5-10 m/s，带来较高的风电利用小时。除此之外，四川省和广西壮族自治区过去三年风 电利用小时均值也超过 2400 小时，分别达到 2489 小时和 2486 小时。

受制于弃风限电及老旧项目发电效率低等因素影响，三北地区风资源水平与当地风电利 用小时尚不匹配，利用小时数仍有提升空间。各省在其他条件相同下，风资源水平应与利用 小时数成正比，而根据上述统计，国内地处Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ类风资源区的内蒙古、吉林、黑龙江、 新疆、河北、甘肃、宁夏七个省份风电利用小时数并不居前，据我们分析主要受到以下两方 面因素影响：

1）三北地区弃风现象仍有待改善：由于国内陆上风电资源较优的内蒙古、新疆、甘肃、 宁夏等省份省内电力消纳能力不足、外送通道仍有待开发，弃风率仍保持在较高水 平。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的 2021 年全国各省份弃风限电率，蒙 西和新疆弃风率为 8.9%和 7.3%，其他风资源优渥省份河北、甘肃、吉林、宁夏弃 风率分别达到 4.6%、4.1%、2.9%和 2.4%，大幅高于国内南方地区。

2）随着电源调峰能力提升叠加特高压线路投入运营，三北地区弃风问题有望持续改善。 根据国家发改委等九部门发布的《“十四五”现代能源体系规划》，要求在“十四五”期 间稳步推进资源富集区资源外送，重点建设金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游 和“几”字弯、新疆、河西走廊等清洁能源基地输电通道，在“十四五”期间存量通道输 电能力提升 4000 万千瓦以上，新增开工建设跨省跨区输电通道 6000 万千瓦以上。 同时，随着抽水蓄能、火电灵活性改造、新型储能等调峰方式规模提升，新能源项 目利用率有望进一步提升。由于我国风光资源和火力发电厂均集中在山东、内蒙古、 河北等北部地区，因地制宜的开展火电灵活性改造对于我国北部地区来说是更为经 济可行的新能源调峰方式。“十四五”期间我国将大力发展火电灵活性改造，根据国家能源局于 2021 年 11 月发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，要求“十四五” 期间完成煤电机组灵活性改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦。

3）由于三北地区风速较大、风能密度较高，为国内最早开发风电项目的地区。根据 Wind 统计的数据，海南、甘肃、新疆、吉林等省份 2015 年及之前投产的风电装机占比 相对较高，均超过 60%，而早期投产风电机组占比较高的省份大部分地处三北地区。 技术不成熟导致早期安装的风电机组性能不佳，部分机型故障率较高，风能资源利 用率低。特别是有些整机商在过去行业竞争中被淘汰，留下不少“孤儿机组”。这些尚 未达到设计寿命的高故障、低效率机组成为制约风电整体利用小时数和盈利能力的 限制因素。

2. 光资源：北部地区光照充足，资源优势领先

我国北部地区光照资源优渥，主要受益于海拔相对较高、白昼时间较长等方面影响。国 家依据光伏电站年等效利用小时数对各地区光资源进行划分，其中：

Ⅰ类光资源区年等效利用小时数大于 1600 小时，主要集中于内蒙、甘肃、青海、宁夏、 新疆的部分地区； Ⅱ类光资源区年等效利用小时数在 1400-1600 小时之间，主要集中于内蒙古、黑龙江、 吉林、四川、甘肃、青海、辽宁、河北、新疆、云南、陕西、山西、北京、天津的部分地区； Ⅲ类光资源区年等效利用小时数在 1200-1400 小时之间，除上述省份的其他地区被划分 为Ⅲ类光资源区。

光资源与利用小时水平成正比，Ⅰ/Ⅱ类光资源区优势显著。通过总结对比各省份 2019-2021 年年均光伏利用小时数水平，Ⅰ/Ⅱ类光资源区（以北部地区为主）利用小时数领 先，其中内蒙古、黑龙江、吉林、四川四个省份 2019-2020 年光伏年平均利用小时数高于 1500 小时，分别达到 1624 小时、1585 小时、1518 小时和 1510 小时。

部分北部地区省份光伏利用小时数仍有提升空间。受制于省内电力消纳能力及电力外送 通道不足，部分西北部地区弃光率仍维持高位，其中西藏、青海弃光现象最为严重，2021 年两省弃光率分别为 19.8%和 13.8%，同时蒙西、宁夏、陕西等几个省份弃光率仍有下降空 间。

3. 各省平价风光项目电价水平

2022 年以来风电、光伏新投产项目均已平价上网。2021 年之前我国风光上网标杆电价 依据国家划分的四类风资源区和三类光资源区制定，根据国家发改委发布的《关于 2021 年 新能源上网电价政策有关事项的通知》从 2021 年起对于新核准陆上风电项目、新备案集中 式光伏电站、工商业分布式光伏项目不再进行补贴，实行平价上网。海上风电方面，通知提 出对于新核准海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，2021 年为海上风电补 贴最后一年。

平价背景下上网电价主要参考各地燃煤基准电价。东南沿海省份基准上网电价普遍较高， 其中广东、湖南、湖北、上海、浙江、江西、四川几个省市基准电价（税前）超过 0.4 元/kWh， 而风光资源普遍较好的三北地区例如甘肃、内蒙古、宁夏、青海等省份基准电价相对较低， 其中宁夏和青海两省基准电价（税前）仅为 0.25 元/kWh 左右，较大程度地削弱了其新能源 项目的盈利能力。