2.2、成本端：降本驱动项目收益率提高，新阶段下成本仍具向下边际

　　度电成本降低为推动新能源发电渗透率提升的重要因素之一，度电成本的下降 主要由装机成本降低与利用效率提升(也即利用小时数提高摊薄度电成本)两 方面因素带来。陆上风电与光伏发电项目在 2010-2020 年间度电成本均大幅降 低，其中以国内当年新建电站为例，2010 年与 2020 年国内新建陆上风电平准化 度电成本(简称“LCOE”)分别 0.4806、0.2276 元/千瓦时，新建光伏电站 LCOE 分别为 2.0647、0.3035 元/千瓦时，二者同期内 LCOE 分别累计-52.6%、- 85.3%，10 年间度电成本降本 CAGR 分别为-7.2%、-17.4%。

　　2010-2020 年间，风电主要由利用效率提升与其他成本管控驱动降本，光伏则主 要依赖制造端驱动降本。复盘装机成本走势，陆风平均装机成本 2010-2020 年间 因产业链供需关系变化而出现波动，每千瓦投资额由 10154 元振荡下降至 8719 元，变化幅度为-14.1%，风电 10 年间 CAGR 为-1.5%;光伏每千瓦投资额则稳定 下降，每千瓦投资额由 27037 元降低至 4490 元，变化幅度为-83.4%，光伏 10 年 间 CAGR 为-16.4%。因此，过往 10 年中，风电度电成本降低的主要原因来自对于风能的利用效率提升与运营期其他成本管控，光伏降本原因则主要来自光伏组 件降价以及其他装机成本降低。

　　风电：平价时代，风电已出现超预期降本，带动新建项目收益率迅速提升陆风风机价格大幅下降为平价时代最显著的变化之一：陆上风电产业链供需关 系转向宽松，风机降价与建安费用双降推动单位千瓦造价快速降低。自 2020 年 陆上风电“抢装潮”过后，风电风机价格与建安费用因 2019 年招标量大增与 2020 年装机量爆发式增长带来产业链各环节紧张的供需关系得到缓解，此外， 风电已进入风机大型化变革时期，大兆瓦风机所带来的发电量提升幅度预计高于 其初始成本投入的增加幅度，进而借此可降低特定环境下风力发电的度电成本。

　　基于此，我们对于国内新建陆上风电进行项目全生命周期模拟。总体而言，陆 上风电成本的迅速降低已为运营项目让渡出大量盈利空间。具体假设如下：

　　资金结构与融资成本：资金结构为 30%权益资金与 70%债务融资，贷款利 率为 4.50%，还款年限 15 年;

　　利用小时数：项目全年利用小时数假设中枢为 2200 小时;

　　装机成本构成：除风机以外的其他成本为 3500 元/千瓦，风机为可变成本， 风机成本假设中枢为 2500 元/千瓦;

　　上网电价：采用全国平均燃煤基准电价(0.367 元/千瓦时，含增值税);

　　税率：增值税税率 13%，所得税率 15%，所得税享受“三免三减半”政 策;

　　税金及附加：每年营业收入的 5%

　　折旧年限以及项目残值：折旧年限假设 20 年、项目残值率假设为 10%;

　　陆上风电已进入项目收益率足以支撑运营商进行稳定开发拓展的新阶段。就单 体情况而言，装机成本降低与利用效率企稳上升一定程度上抵消电价退坡带来的 不利影响，提振项目收益率。此外，伴随项目运营阶段的推进，对于初期资本开 支带来的债务融资陆续进行还本付息，项目 ROE 总体呈现逐期爬坡的态势。因 运营期付现成本较低，运营商现金流相对充裕，且在平价项目中体现得愈发明 显，进而可支撑其进行新项目拓展，加速资源变现能力，保持合理的内生增长。

　　海上风电方面：因施工难度等原因，相较于陆上风电，海上风电项目总体投资成本与单千瓦投资成本均更高。2021 年海上风电“抢装潮”退去后，风机大型化 趋势在海上风电方面体现的更为显著，伴随着整机厂商加码布局大兆瓦海风风 机，我们认为海风综合降本与增发效果有望在大兆瓦风机技术逐步成熟的过程中 逐步凸显，在 2021 年底国补退坡的情况下，加速沿海各省海上风电平价化进 程。此外，从海风装机结构层面来看，因沿海海上、海床施工条件以及产业链配 套装配能力的差异，我国沿海各省海上风电装机成本降低速度或存在不同，叠加 各省风速条件的不同，各省实现海上风电平价上网的节奏或将存在一定差异。

　　光伏：组件价格大幅反弹扰动项目收益率，中长期视角下预计降本增效延续

　　硅料涨价推高组件价格，影响电站收益率，中长期维度内降本增效势头延续。 国内光伏地面电站初始投资成本若不考虑配置储能系统，其成本主要由组件(占 比约 54%)、逆变器、支架、电缆、建安以及管理费用等构成。其中，建安费用 等非技术费用下降空间相对较低，整体投资成本降低空间主要由组件、逆变器等 技术成本贡献。中长期视角下，伴随光伏电池技术迭代进步和规模效应提高预计 带来组件整体利用效率提高与生产成本降低，光伏电站收益率有望出现提升。