平价风电经济性测算对比

你好，关于平价风电经济性测算对比，在《公用事业行业2022年中期投资策略报告：火电盈利拐点已现，新能源发电保持高速发展》中有提及，具体信息可以查找原报告了解。

长久以来，困扰我国新能源发电行业的痼疾除了弃风弃光这一消纳问题，还有可再生能源补贴拖欠问题。 当前我国可再生能源补贴主要来自于从除居民生活和农业生产以外的其他用电量中征收的可再生能源附加，从 2006 年 6 月到 2016 年 1 月，补贴征收标准已从 1 厘/千瓦时提高到 1.9 分/千瓦时，但是随着风电光伏等新能源 装机的快速发展，补贴缺口问题日益严重，已成为限制新能源发展的重要因素之一。依据我们的测算显示，当 前我国每年新能源补贴缺口约在 900 亿元以上。新能源补贴的发放通常采用目录制，即新能源发电企业在机组 并网发电后，电网与其实时结算的电价按当地火电标杆上网电价计算，差额的补贴部分被企业计入到应收账款。 待机组被纳入到相应批次的可再生能源补贴目录后，企业将一次性收到拖欠的补贴，之后的补贴将按照相应的 周期（不同区域差异极大）滚动发放。

2018 年 6 月，财政部财政部、发改委及能源局联合下发文件，公布第七批可再生能源电价附加资金补助目 录。第七批目录共纳入可再生能源装机 5584 万千瓦，其中风电 3386 万千瓦、集中式光伏 1729 万千瓦、分布式光伏 324 万千瓦、生物质发电 145 万千瓦。此后，第八批补贴目录一直难以出台，导致 2016 年 3 月之后投 产的新能源机组（尤其是光伏电站）至今未能获得补贴，现金流压力相对较大。

2019 年 5 月份国家发改委发布通知，为落实风电 2020 年实现与煤电平价上网的目标、优化风电资源的高 效利用，陆上风电及海上风电的标杆电价均改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争 方式确定，不得高于项目所在资源区指导价（指导价低于当地燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘）的地区， 以燃煤标杆电价作为指导价）；自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再 补贴。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； 2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。

2021 年以来，风电上游设备受风机大型化带来技术降本、产业链内价格战等因素影响，价格持续下降， 推动陆上风电单位千瓦总投资明显下降，使得平价风电项目也能维持较好的投资回报率。

通过计算我们可以发现，风电装机成本的快速下降基本上对冲了补贴退坡对于项目收益率的影响。对于一 个电价为 0.4 元的平价风电项目而言，当装机成本为 6000 元/千瓦时，其项目全投资 IRR 为 8.58%，与有补贴 时（四类资源区电价为 0.47 元）、装机成本为 7000 元/千瓦的项目 IRR 基本持平。而且考虑到平价风电项目没 有补贴拖欠的问题，其实际盈利质量有可能会优于此前的有补贴项目。