绿电运营行业报告：风电，光伏，装机电价预期差（25页）

行业报告下载 2022年09月03日 06:33 管理员

预计 2022-2025 年风电、光伏年均中枢分别抬升至 65GW、96GW。截止 2022 年 6 月末，国内风电/光伏装机容量达到 342/337GW，较 2021 年末分别增加 14/30GW。假设 2022-2025 年全社会用电和发电量 CAGR 均为 6%（略高于 Wind 一致预期 GDP 增速）、考虑到双碳目标下火电受挤压、而水电与核电增量有限，新增用电需求主要由风光电满足，我们测算 2022-2025 年风电/光伏年均新增装机中枢抬升至 65/96GW，较 2018-2021 年的 41/44GW 大幅提高，2025 年风光合计装机占比将达到 39%（2021 年为 26%），发电量占比将达到 19%（2021 年为 12%）。各省“十四五”规划隐含风光装机增量 670GW，内蒙古/云南/甘肃引领 TOP3。梳理国内各个省/自治区/直辖市“十四五”能源规划，我们统计规划中对应的 2022-2025 年风光新增装机合计 670GW，和前文预测基本一致。其中，内蒙古/云南/甘肃规划增量引领全国， 2022-2025 年风光装机分别新增 80/73/53GW。借助于优良的风光资源禀赋，新能源发电已成为内陆省份重要的投资方向。主流风电运营商装机规模集中度下降，央企领先优势明显。2020 年抢装效应下，全国风电装机同比大幅增加；2021 年风电新增装机同比回落，但依然处于较高水平。从 2016-2021 年装机变化趋势来看，国内风电运营市场 CR3 由 23.4%降至 18.6%，CR5 由 31.6%降至 27.3%。2021 年末国内风电装机前 10 位中，除金风科技以外，均为央企运营商。

风电项目开发周期长、投资金额大、运维要求高，央企运营商在风电领域具备更强的竞争优势。风机价格下行推升新项目收益率，但资源储备是主要制约因素。在风机价格大幅走低的背景下，新投产的风电项目全投资收益率有望持续向好，部分项目因发电效率提升，实际收益率或超过原补贴项目。对于陆上风电而言，资源稀缺性是最大的制约因素，看好在陆上风电传统的头部运营商，存量风电项目规模大，储备项目充足。对于海上风电而言，2022 年为平价首年、当年新投产项目不多，但各省陆续启动“十四五”海上风电招标，从已公开的招标结果来看，海上风电格局趋于分散。“以大代小”有望带动风电装机的超预期，头部运营商更加受益。2021 年 12 月国家能源局组织编制《风电场改造升级和退役管理办法》征求意见稿，鼓励并网运行 15 年以上的风电场开展改造升级和退役，且不影响应享受的补贴额度。征求意见稿将风电场改造升级分为增容改造和等容改造。早期风电场单机容量均在 1.5MW 以下，目前陆上风机单机容量主流为 4MW、改造后增幅超 1.7 倍，先进机型容量达到 7MW、增幅超 3.7 倍。7-8 米/秒风速下，早期风电场平均利用小时数普遍在 2,000 小时/年左右，而目前主流陆上风机在 7 米/ 秒的风资源下即可实现 3,500 小时以上，小时数提升约为 75%。假设 22 年开始启动增容改造，我们预计 22-24 年可带来额外的风电容量不低于 6.7/8.2/12.0GW（4MW 场景）或 14.8/18.0/26.4GW（7MW 场景），风电全行业额外电量增幅（较 2020 年）不低于 6%/8%/11% （4MW 场景）或 12%/15%/22%（7MW 场景）。