如何看待大宗商品产生的影响？

大宗商品对风电装机影响仍存。

2020 年以来由于全球需求修复回暖、流动性宽松，叠加国内“双控双限”等环保 政策持续加力，市场供需失衡，驱动大宗商品持续冲高上涨。2021 年四季度， 需求端疲软致使大宗商品价格回落。2022 年整体大宗商品价格呈现“冲高回落， 触底反弹”的趋势，疫情反复叠加俄乌冲突导致的大宗商品价格高位也对风电上 半年装机形成了影响。 我们通过对 2021 年至今（截至 2023 年 5 月 26 日）大宗与风电指数进行相关 性分析，结果是螺纹钢、阴极铜期货价与风电指数显著负向相关，相关系数为 -0.3570、-0.1255，大宗商品对风电行业的影响依旧显著。在原材料成本高企的 冲击下，2021 年下半年起风电产业链整体盈利持续承压，风电产业链板块盈利 分化，利润向整机环节集中，例如风电零部件板块毛利率逐季下降，直到 2022Q3 才触底企稳；而风电整机板块毛利率在 2022Q3 才转头向下。

以风电行业的核心原材料中厚板价格为例，从 2021 年 2 月开始步入上涨通道， 当年最高达到 6475 元/吨，较年初上涨 40.6%，持续涨价压制了行业利润的释 放。2022 年随着各国货币政策开始掉头，全球流动性收紧，以及海外市场复苏 乏力，供需矛盾有所缓解，5 月大宗商品开始高位回落。截至 2022 年 12 月底， 中厚板价格为 4391 元/吨，较年初下降 15.5%。钢材等原材料价格的回落，一 方面使得风电产业链的盈利情况改善；另一方面，叠加平价时代下市场竞争加剧， 裸机中标价大幅，刺激下游运营商装机需求的释放，风电装机步伐加快。

风电运营商装机需求往往受项目盈利性的驱动，而影响风电运营商盈利水平的因 素有多方面。影响收入端的主要是装机容量、利用小时数和上网电价三个因素， 其中，装机规模代表电力生产能力，利用小时数代表发电设备利用率；而上网电 价主要依靠政策调控，属于外生影响因素。影响运营商的成本端的主要是运维费 用、利息支出及折旧费用，其中运营及维修成本相对固定，故成本主要受折旧（即 初始的投资成本）影响。根据《陆上风电平价上网经济性研究》（张原等，2020 年），平价上网后风电机组成本占比为 44.6%，随着风机中标价的大幅降价，可 显著降低风电项目单位投资的成本，提高内部收益率。

大宗商品与风机零部件息息相关。风机零部件成本占比较大的分别为：塔筒（架）、 叶片、齿轮箱、变桨距系统，变频器、发电机、轴承等，这些零部件对应的原材 料为钢材、铜、锌、碳纤维/玻璃纤维等。在众多原材料之中，钢材是风电塔筒、 发电机铸锻件等部件的重要原材料，如中厚板在风电设备的总耗钢量中占比约为 69%、钢材占风电上游塔筒、铸锻件环节成本的 44%-80%，钢价一旦大幅波动，将致使上游风电企业销售价格升高，或在一定程度上压缩风电运营商的利润空间。 为检验大宗商品对风电装机的影响程度，我们针对大宗商品价格变化对风电项目 的平准化度电成本（LCOE）和项目资金 IRR 进行弹性测算。LCOE 和 IRR 是 运营商判断装机项目性价比的重要因素。具体模型假设包括：

1. 风电项目情况：以陆风为例，初始投资额 6 亿元，项目建设周期 1 年，运营 周期 20 年；项目装机容量 100MW，安装 20 台单机容量 5MW 的风力发电机组， 风场等效满负荷小时数按 2300 小时计算，年上网电量为 23000 万 kW·h。（此 处考虑 5MW 机组的原因是未来风机大型化趋势明显。近年来风场机组资源利用 率要求显著提高，陆上风电风机功率已经从“2.0MW”迈入“5.0MW”时代。 而海上风电领域大兆瓦机型发展更加迅速。2021 年我国陆风平均新增单机容量 达到 3.1MW，海上风电平均新增单机容量已经达到 5.6MW。随着国内海风进入 快速发展期，4.0 MW 以上的风机占比从 2020 年的 11%快速提升至 40%，而 3MW 以下的风机占比从 2020 年的 62%快速下降至 2021 年的 20%。）

2. 融资成本：自有资金占比 30%，贷款利率 4.5%，折现率 7%，还款周期 15 年； 3. 装机成本：风机成本按照 2022 年平均招标价格 1906.1 元/kW，其余零部件 成本及安装建设费用参考九洲集团 2022 年公告作出经验假设； 4. 运维成本：包括修理费、职工工资及福利费、保险费、材料费、其他费用等， 参考九洲集团 2022 年公告披露数据； 5. 相关税率：①增值税率 13%，即征即退 50%；②销售税金附加（税率合计 10%），以增值税税额为基础计征；所得税率 25%，三免三减半。 6. 毛利率：风电整机毛利率假设按照行业平均计算，取值 20%；此外本模型假 定原材料价格变化均 100%传导至下游运营商。7. 上网电价：按照全国平均上网电价 0.3742 元/kWh 计算，并额外假设 1500 万元的配储调峰费用，加权平均后的上网电价为 0.3090 元/kWh（含税）。

参考 JRC（2020）的报告和中国巨石 2020 年报，我们对模型假设的风力发电 机组设备（含塔筒）的成本进行拆分。我们假设该项目需耗钢约 13000 吨，玻 纤 1100 吨、铜 350 吨、锌 550 吨，价格以 2022 年各原材料年均价为准，可以 得到各原材料的成本构成，风电设备成本中钢材、铜、锌、玻纤成本占比分别为 54%/11%/6%/3%。由于钢材、铜、锌、玻纤等大宗商品在整体风电设备成本中 所占的比重相对较大，我们对其进行价格敏感性分析。

大宗对风电的成本传导将主要通过钢材和铜进行。测算结果显示钢材价格每上 涨 10%，LCOE 上涨 2.1%；因铜在风电总成本中占比较小，铜价波动对 LCOE 的影响较小，即铜价每上涨 10%，风电 LCOE 上涨 0.23%。根据我们的测算结 果，当其它大宗商品价格保持不变时，若整体钢材价格相对 2022 年钢材均价上 涨超 80.6%时，此时度电成本低于含税上网电价，即运营风电场将面临收入亏 损。而由于铜整体成本所占权重较小，当其它原材料价格保持一定的情况下铜价 上涨超 4.0 倍时（较极端情况，商品价格波动幅度超出市场合理波动范围）才会 导致风电场运营亏损。此外，当其它条件不变的情况下，铜价下跌 50%时的LCOE （此时 LCOE 等于 0.2599）等于钢价指数下跌 10%的 LCOE，说明钢材价格变 动对风电成本的影响是铜的 5 倍。 锌和玻纤在风机成本中分别仅占 3%、6%，占比较小，其价格波动对平准化度 电成本的影响较小，风电产业下游对锌/玻纤价格波动风险具有较高的承受力。当锌/玻纤价格上涨 10%，LCOE 分别上涨 0.25%/0.11%。此时当其它原材料价 格不变，玻纤价格翻 16.9 倍或者锌翻 7.8 倍时（极端情况, 商品价格波动幅度 超出市场合理波动范围），风电场才会出现运营亏损的情况。

风电场收入为正并不意味着风电项目本身具有投资价值，当大宗商品涨价超过某 种程度时将会抑制风电运营商投资热情，进而降低装机需求。为进一步研究大宗 商品价格波动对风电项目经济效益的影响，我们对本项目模型 IRR 进行敏感性 分析。由于玻纤和锌价格波动对风电场运营的影响较小，本文仅对钢材和铜价波 动进行分析。根据本模型的假设，我们测算出总投资为 6 亿元的 100MW 风电项 目的内部收益率为 7.27%，假设若以 6%的全投资 IRR 作为判断项目投资可行性 的临界点，项目投资具备可行性。 根据我们的测算结果，当项目条件设定、其它原材料价格不变时，当整体钢材相 对 22 年均价涨价 36.9%以上时，风电项目并不具备有投资价值。而铜价变动对 于风电项目收益的影响较小。截至 2023 年 5 月 26 日，风电钢材指数为 7687.2 元/吨，铜价为 64210.0 元/吨，对应本模型中的项目财务 IRR 区间为【7.65%， 8.10%】，具有良好的项目收益率。

综上，随着大型化的持续推进以及大宗商品价格（主要是钢价、铜价）的回落， 目前风电项目建设经济性已较为突出。钢材作为风电机组设备中用量最大的基础 耗材，其价格波动对风电装机存有一定的影响。随着海上风电迎来快速发展时期， 铜在风电领域的重要性也将逐步体现。 本文通过构建（陆上）风电项目模型，在建设装机容量 100MW、平均利用小时 数为 2300 小时的风电场时，若上网电价为 0.3742 元/kWh（并考虑调峰费用）， 当钢材价格整体上涨超 36.9%时，此时项目 IRR 低于 6%，不再具有投资价值。 而其它大宗商品价格波动对风电装机的影响弱于钢材，但仍会在一定程度上影响 风电项目的投资收益，影响下游运营商的装机热情。

平价时代整机厂竞争剧烈，大宗商品涨价并不会百分百传导至下游运营商。例 如 2022 年 1-3 月螺纹钢、阴极铜大宗商品均价分别上涨 6.8%/8.8%，风机中标 均价反而下降 12.9%。此外，风电机组价格还与整机商对下游的议价能力相关。

全国平均煤电基准价有望调整至 0.4335 元/kWh。2022 年 11 月 8 日，中 国电力企业联合会专职副理事长安洪光在中电联 2022 年年会上发布的《适应新 型电力系统的电价机制研究报告》（以下简称《报告》）提出建立完善煤电基准价 联动机制，将秦皇岛港 5500 大卡下水煤基准价 535 元/吨对应全国平均煤电基 准价 0.3742 元/kWh 设置为基点，标煤价格浮动 100 元/吨对应煤电基准价浮动 0.03 元/kWh 的标准进行联动。按当前政府指定的 5500 大卡电煤中长期交易均 价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/kWh的水平， 涨幅可达 15.8%。 若是全国平均煤电基准价提价至 0.4335 元/kWh，风电项目收益率预期将进一步 提升。本文设定的模型 IRR 也将提升至 10.25%，此时钢价需较 2022 年均价涨 127.7%才能使项目财务内部收益率低于 6%，即钢材等大宗商品涨价对风电装 机的影响程度将减弱。 此外《报告》还提出建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，通过落实对售电公 司、电力用户等市场主体的绿色责任，扩大绿证、绿电交易规模；实行政府授权 合约等手段，保障新能源入市能够获得合理收益；建立全国统一的绿证制度，构 建与国际接轨的绿证交易体系。未来风电等绿色电力的环境价值，将通过“绿证” 来实现：强制配额将保证绿电的消纳。绿证交易，将给新能源电力带来额外收益， 提高项目收益率。

综上我们认为在平价时代下大宗商品对风电装机需求的影响可能会有所弱化。 一方面主机厂竞争激烈，即便是在大宗商品涨价时，风电招标价格或低位维持， 由此利好风电场单兆瓦成本的下降，推升运营商建设热情。另一方面，若全国平 均煤电基准价调整至 0.4335 元/kWh，上网电价上涨可提高风电场运营收入，拉 高风电场内部收益率。