机械设备行业碳中和系列1：风电设备~平价时代来临风正扬帆正当时-211010（48页）.pdf

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1、 通常用LCOE(Levelized Cost of Electricity)来衡量光伏电站整个生命周期的单位发电量成本，并可用来与其他电源发电成本对比。在全投资模型下，LCOE 与初始投资、运维费用、发电小时数有关。2020年全投资模型下地面光伏电站在1800小时、1500小时、 1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.2、0.24、0.29、0.35 元/kWh。 随着组件、逆变器等关键设备的效率提升，双面组件、跟踪支架等的使用，运维能力提高，2021年后在大部分地区可实现与煤电基准价同价。 2020年，全投资模型下分布式光伏发电系统在1800小时、1500小时、120

2、0小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.17、 0.2、0.26、0.31 元/kWh。目前国内分布式光伏主要分布在山东、河北、河南、浙江等省份，等效利用小时数通常在1000-1100小时左右。 我们认为绿电交易本身形成了对于发电侧储能的一种类补贴(企业对企业，而非政府对企业)。 2020年以来，针对储能项目的补贴逐步提升。我们看到现阶段，光储一体在IRR上相较于单纯光伏项目仍有一定提升空间，主要系储能单位投资较高。我们测算，在每度电0.1、0.5、1.0元补贴之下，光储一体项目IRR相较于无补贴状态分别提升0.33、1.64、 3.19个百分点。 绿电由于相较于一般煤电具备0.

3、03-0.05元/度电的溢价，因而这就形成了购买企业对出售企业的一种类补贴。抢装潮叠加技术进步，我国陆上风电项目单位建造成本逐渐下降。以50MW设备为例，我们测算除不同建造成本下陆上风电IRR区间为4.34%19.99%，初始投资成本对陆上风电IRR影响显著。随着未来风电投资成本下降，项目回报率有望保持高额增长。海上风电相较于陆上风电发展滞后，应用环境恶劣，其单位建造成本和年营运费用是陆上风电的2.8倍左右。同时，海上风电运营期和年发电利用时长更长，加之目前国家补贴还未退坡，产生的电费收入远高于陆上风电。以50MW容量的海上风电为例，在上网电价为0.85元/kWh和0.75元/kWh下，项目IRR可以达到13%以上。随着未来相关补贴消失，海上风电IRR会大幅下降，为保持既有收益率，项目总成本下降空间仍然很大。