2023年新能源电力行业信用展望-追风逐日莫停留平芜尽处是春山

2023年新能源电行业信用展望：追风逐日莫停留，平芜尽处是春山惠誉博华预计，至20惠誉博华预计，至20年末世界新能源累计装机将达4,00GW。中国作为全球第一大新能源装机国，规模优势显著。203年，中新增风装将处于160G10GW区间且大概率向上限趋近。中期来看，至225年末中国新装机容量将处于117143千瓦区间，风光装机的结构性征将愈发彰显。发电设备降价将助力223新能源电站收益增厚，但政策配储拉低了投资回报水平并对部分不具优势项目的经济性形成挑战。同时，电力市场化交易的不断深化亦使得新能源电力项目中长期投资回报的不确定性有所加大。新能源电力运营商强劲的盈利表现可缓解因投资高增引发的杠杆压力。以保障性收购小时数为代表的政策支持所带来的合同地位增强与无大宗燃料价格风险敞口是新能源电力企业相较火电主体的独特优势。惠誉博华结合223年中国新能源电期装机增量、新建与存量项目投资回报率及其稳定性等行业基本面与重点关注的运营、财务指标的趋势性变化等多重因素，认定223年中国新能源电力行业信用展望为“高景气稳定”。202年，全球风电、光伏累计装机规模预期各达9GW、1,46G。其中，中国风电光伏累计装机容量分别升至35G、393GW，占全球相应存量新能源装机权重各达0.7%，.6%，规模优势不言而喻。由于中国风光累计装机同比增速于过去十年间长期高于全球水平，其在世界新能源电力市场的容量领先优势得以不断扩大。全球风电累计装机容量增速G，%）中国 美国 德国印度 英国 西班牙其他 增速：全球（右轴） 增速：中国（右轴）10008006004002000注：

40353025201510502013201420152016201720182019202020212022~年与年装机数据信源同，据一性存细微异。相关研究“碳”路者：中国电力生产行业—顶层设计，逐日追风（20203）沪深30指数工商企业2相关研究“碳”路者：中国电力生产行业—顶层设计，逐日追风（20203）沪深30指数工商企业23年信用趋势前瞻（20301）来源：，F，德国联邦网局，国国能源，EeeaeK，Saa，惠誉博华全球光伏累计装机容量增速G，%）中国 美国 日本德国 印度 其增速：全球（右轴） 增速：中国（右轴）1200分析师唐分析师唐大千，qnDrusTngPA,FA+861)56383darus.tan@刘濛洋，MegyangLiuP,RM+861)56385mnan.lu@itchbohua.cm6004002000201320142015201620172018201920202021

100806040200媒体联系人李林+861)55794ac.l@

注：~1年与年装机数据因信不同数据致性在细差异。年日/全球总装机系基历史主要机国披露数的测结果。来源：A，SA，德国邦网局，国国能源，pvaaea，惠誉博华零碳雄心是驱动全球主要经济体加大新能源电力投资、确保风光装机持续高增的关键动因。中国计划至230年风光总装达12亿千瓦以上，这使得其在未来八年将向全球贡献不低于55GW的年均新增容量，而实际贡献则极有可能明显超越这一规划水平。为摆脱源自俄罗斯的能源胁迫，欧盟将大幅扩容新能源电力机组，至225与030年拟分别增30G、60GW太阳能装机，以推动累计光伏装机规模于200年接近760W水平。欧盟同时计划将海上风电容量至2030扩容至不低于60，若叠加陆上风电，至230年欧盟风电累规划装机量将达40G，这对应年均风光新增容量将不低于10，系中国年规划装机规模近2倍展现出更为强劲的增长雄心。综合美国、印度、英国规划目标上述五大经济体于全球新能源电力市场近八成的容量份额，惠博华预计至200年以规划为基础的全球风光装机累计容量将达4,00G，对应年均新增装约30GW或AG=2%。全球主要新能源电力装机国发展规划（）

中的比重提升至14.2%。囿设备平均利用小时数仅为2,21时、1,70时（折算数），分别为同期火电设备利用率的50、新能源电量权重相较传统电源仍处低位。中国新增光伏并网装机容量（20132022）分布式（万千瓦） 光伏电站（万千瓦）增速：光伏电站（，右轴） 增速：分布式（，右轴） 占全电源新增装机比重（，右轴）国家/国家/经济体电源类型存量装机目标装机年均装机目标中国风电与光伏758（2022）1,200（2030）55.3美国海上风电0.04（2022）30（2030）3.7美国光伏114.2（2022）464（2032）35.0欧盟光伏164.9（2021）760（2030）66.1欧盟风电约190（2021）480（2030）32.2英国光伏13.7（2021）50（2030）4.0英国风电27.1（2021）80（2030）5.9印度非化石燃料158（2021）500（2030）38.080006000

200205%359205%359%100来源：中国国家能源局，美国能源部，SEA，WoodMnzie，EPorU，MrinborgDlrtion，pvmgzinendia，公开信息惠誉博华中国新能源装机量展现强势增长动力

400020000注：

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500-50招标数据预示223年中国新增风光装机处于60W1GW区间且大概率向上限趋近中国新能源电力年度增量装机是政策的函数。在经历201年陆风电光伏落实平价、2022海上风电国补取消引发的政策性抢装后，202年中国分别实现电、光伏新增并网装机容量3,73千瓦，8,41万千瓦，同比209%、591%。02，、光占全电源新增并网容量比重分别达1.8%438%，权合计超越火电近40个百分点。其，风电新增并网规模与权重下滑主源于海上风电在经历221抢装后新增容量大幅缩水近6%，新增陆上风电亦仅实现不足1%的微弱增长。新增光伏并网规模与权重明显提升则得益于以整县推进分布式光伏为代表的刺激性政策所引领的分布式装机大幅扩容。2022年，中国分布式光伏新增并网容量同比高增746%，一步拉大其对集中式电站在新增光伏装机中的优势，即近60%的增光伏装机由分布式光伏提供。尽管增量规模存在波动，新能源装机扩容速度显著高于传统电源为其电量增长赋予充动能。202年，中国分别实现风电光伏发电量7,624亿千瓦时、4,82亿千瓦时，同比增长16.3%、314%，增速大幅领其他源，这使风光电量在全电源发电量

年新增分布式光伏同比增速分别达、。来源：W，国家能源局，惠誉博华203年，中国新能源电力量装机与22年风光项目招标规模密切相关。即使因待建电厂容量差异无法一概而论，陆上/海上风电项目平均建设周期多为12个月/30个月，这得到了历招标及新增装机变动关系的佐证：213222年，下图所示年度风电设备公开招标量与次年新增风电装机容量具备良好的拟合关系1。202年，中国陆上风电公招标量预期867，同比劲升69，而22~01年海上风电公招标量合计亦达9.1G。基高增的招标数据与完工比例，23年中国新增风电装机容量预期67G77G。风电公开招标量与新增装机容量（20132022）风电设备公开招标量：海上（GW） 风电设备公开招标量：陆上（GW）GW） GW)公开招标量延后一年（GW）100806040200中国新增风电并网装机容量(20132022)海上（万千瓦） 陆上（万千瓦）增速：陆上（，右轴） 增速：海上（，右轴） 占全电源新增装机比重（，右轴） 452%190140905000中国新增风电并网装机容量(20132022)海上（万千瓦） 陆上（万千瓦）增速：陆上（，右轴） 增速：海上（，右轴） 占全电源新增装机比重（，右轴） 452%190140905000403000-101000-602013201420152016201720182019202020212022注：年新增海上装机受披露限制未绘入上图，但规模远不及陆上。年，中国新增海上风电装机同比增速。来源W，WFO，国家能源局，华经产业研究院，惠誉博华注：年风电设备公开招标量与结构系基于截至年月末实际招标量GW与结构年化折算后结果来源：金风科技，惠誉博华于利用小时数偏低这一先天劣势：202年中国风电、光伏电光伏电站建设周期较风电更短，多不足12个月。02，中非完全统计2光伏EPC招标项目中标容量逾110G。其，集中式电站中标容量86.8，布式光伏中标容量24.6惠誉博华预测，203年中国新增伏装机容量95G15G。然而无论风电抑或光伏项目，在疫情政策发生实质性转向后，因防疫引发的建设扰动已基本消除，加之上游大宗材料价格明显回落带动产业链成本压力缓解，203年中国于利用小时数偏低这一先天劣势：202年中国风电、光伏电1因陆上电装仍占支配权历年电设公开标量置年成的紫虚线当年增风装容量绿实线拟合系良。

2数据自VOX中国要源集团2022年伏EPC标统。至25年末，中国新能源装机容量将处于1.~43亿千瓦区间风光装机结构性特征愈发彰显中期来看，中国政府规划的以沙漠、戈壁、荒漠为重点区域的风光大基地项目将为新能源装机奠定关键增量。“十四五”、“十五五”时期中国分别规划建设大基地项目20GW、55W。截至223年1月，第一批.05GW风光大基地项目已全开工并部分建成投产。除大基地项目外，2021年启动的整县推进分布式光伏行动为新能源电力扩容注入新动能。截至22年6月末，整县试点项目累计备案规模已达6.5GW。在风光大基地建设、整县分布式光伏推进等扩容预期基础上，各省级行政单位陆续发布《“十四五”新能源发展规划》。规划数据显示：截至225末，中国新能源装机容量将近13亿千瓦，较022年末长5.4千瓦，AGR达197%，至提前五年完成风光总装机逾2亿瓦的政策性目标。考虑到规划执行情况，惠誉博华认为至“十四五”末，中国实际新能源总装机可能存在10%的调整空间，即处于117143亿千区间较202年末长4%89%。除增量规模亮眼外，“十四五”期间中国新能源装机结构性特征

多重因素影响中国新能源电站投资预期收益率风机与上游原材料价格走势（20212022）风机月度公开投标市场均价（元/千瓦含税价:中厚板:20（元/吨，右轴）价格:铸造生铁:Z18:上海（元/吨，右轴）亦愈发彰显。一是装机布局在特高压送电体系日臻完善背景下，将向风光禀赋优越、空间资源充足的西北区域聚集。截至225末，新疆、甘肃、陕西、宁夏、青海等西北五省与内蒙古新能源规划装机容量权重达359%较222年三季度末提升63个百分

350031002700

-162%

600055005000点，各省区（除宁夏151%）装机规模AGR处于28%~7%的 4500高增区间，即使其存量规模业已名列前茅。二是相较凭借集中式系统增强其市场聚集力的西北区域，处于消纳中心并具备近30%规划装机权重的中东部（沿海）地区将推动海上风电与分布式光

230019001500

-108%

-247%

400035003000伏装机在其域内高速发展。大容量机组催生的设备成本趋势性下行将使得更多海上风电项目在国补退出后仍可获得满意的投资回报，而高收益的工商业分布式光伏在工业发达地区更具吸引力与市场基础。“集中式集中西北、分布式分布中东”的新能源装结构分化由此更加彰显。

2021-01 2021-05 2021-09 2022-01 2022-05 2022-09来源：金风科技，W，北极星风力发电网，惠誉博华光伏组件与上游主材价格趋势202120233）现货价周平均价:光伏级多晶硅（美元/千克）现货价最低价:单晶硅片166m165μ（元/片）2025速 现货价平均价:单晶PE电池片166mm22.8%+（美元/瓦，右轴现货价2025速 累计装机容量（20223，万千瓦) 规划装机增量（万千瓦)AGR223225)14000120001000080006000400020000内河山新甘山陕青江河宁广贵广云辽安浙湖吉黑湖四江福西海天上重北蒙北东疆肃西西海苏南夏东州西南宁徽江北林龙南川西建藏南津海庆京

100806040200

40-19-197%-92%-178%-149%201002021-0106 2021-0706 2022-0106 2022-0706 来源：W，惠誉博华

古 江来源：各省“十四五”新能源发展规划，惠誉博华落之势将沿设备产业链向风机与组件端传递，继而推动新能源电站发电设备投资成本明显降。然而，新能源电力系统固有的波动性与逆调峰特征致使完全依赖电网侧调峰调频并不现实，特别是在大规模风光装机预期于“十四五”期间集中并网的情境下。中国政府已要求风电/光伏项目配置储能设施，电源侧配储的政策意图明晰。截至202年，中已投运电力储能项目累计装机59.4GW4，其中抽水蓄能装机461G，由新能源电站广泛采用的电化学储能装机12.7。即使新型电化学储能容量高速增长，但相较国家发展与改革委制定的于225年末达到30GW上的装机目标仍存很大差距，电站储已为大势所趋。然而，囿于当前单瓦成本较高与调用效率低，储能设备成为新能源电站建设的重要“沉没成本项”，拉低了风光项目的投资回报水平。陆上风电IRR（纵轴）就初始投资敏感性分析（） ：-储 - 发电小时数：2000h-配储 发电小时数：2000h-未配储353025201550-3%-2%-2%-1%-1%-5%准%%%%%海上风电IRR（纵轴）就初始投资敏感性分析（）发电小时数：3500h 发电小时数发电小时数：3000h1050-5-10-30%-25%-20%-15%-10%-5%基准5%10%15%20%25%30%

惠誉博华基于广泛假设（详见附录2，下同）就陆上集中新能电站实际权益投资内部收益率（以下简称）对初始投资的敏性进行模拟。假设其他条件不变，无论是风电抑或光伏电站，配置储能设施均使项目R产生5个百分点以上的下滑，这可能导部分设备成本高或利用小时数低的电站项目难以获得合理投资回报甚至丧失经济性。若以全国平均风电、光伏发电设备利用小时数与业内设备成本均值计，配置储能的陆上风电与光伏电站分别可获7.7%、.8%的I，风电项目收益水平更胜一筹主要得益于其更高的发电小时数。203年，若初始投资成本在基准水平上降低5%10%，陆上集中式风光电站在其他变量处于行业均值5条件下，配储项目IR可能收获1~3个百分点的提升而若未配储提升空间则约1.55百分点，这体现了新能源电站运营商在获得规模扩张的同时所付出的盈利减少代价。光伏电站IRR（纵轴）就初始投资敏感性分析（） 发电小时数：1300h-配储 发电小时数：1300h-未配储 发电小时数：1100h-配储 发电小时数：1100h-未配储2520151050-5-10-30%-25%-20%-15%-10%-5%基准5%10%15%20%25%30%工商业分布式光伏IR纵轴就初投资感性析%)30销售至电网 20销售至电网 40销售至电网55504540353025201510-30%-25%-20%-15%-10%-5%基准5%10%15%20%25%30%注：以上四图阐明新能源（风电与光伏）项目初始投资变动对未考虑通胀的实际权益投资内部回报率（IR）的影响。横轴初始投资成本变动“基准”为各类新能源项目2022年行业平均初始投资成本。图中绿色区域表示实际权益投资内部回报率不低于75%区域，代表合理投资回报率水平。本报告测算结果受限于附录2所列假设，其并不能代表所有项目的实际权益投资内部回报率。真实项目投资回报水平与项目具体情况密切相关，参数多样化水平高，实际IRR可能与上述测算（结果）存在差异。来源：公开资料，惠誉博华4源自NSA全球能数库的完全统。

5指较022均值平不，如电设备用小数达222年国风电发电时数2200时左。新能源电力装机增量明星海上风电与分布式光伏项目R表现迥异囿于初始投资成本高企，即使仍可享受地方补贴，海上风电项目投资收益依然偏低。惠誉博华基于广泛假设的敏感性模型显示，设备成本、利用小时、上网电价处于行业平均水平的典型海风项目R仅为0.2%。若项目于利用小时数长的高速风带并采用较当前平均成本降幅逾25%的济设备后，项目R方可升至约1水平。与之相对，以工商业分布式为代表的光伏项目，得益于较高的工商业电价、充分的客户用电量与暂无大规模政策性配储要求，以130h利用小时数、30%电量向电网出售（即向工商业设施售电70%）的典型目R高达23%，极具竞争力的资回报率是分布式光伏快速发展的关键诱因。2023年，若海上风电与工商业分布式光伏初始投资成本在基准（222）水平上分别下行15~0%、5%10%，在其他变量处于行业均值条件下，项目R将各获约24个百分点25个百分点的提升。

此为基础，同时考量更为广泛的基本面因素，对中国新能源电力行业23年的信用趋势予展望。所选样本包含9家风（为主运营商，7家光伏（为主）营商；包含以龙源电力、三峡能源为代表的装机容量逾千万千瓦的大型新能源发电企业，亦包括装机规模不足百万千瓦的小型风光电力运营商。样本新能源电力运营商机结（万瓦，288325105805334334303463081832883251058053343343034630818314013110096660 2004006008002800 3000三峡能新天绿节能风浙江新太阳能金开新晶科科电力市场化交易不断深化使得新能源项目中长期投资回报的不确定性有所加大银星能源林洋能源以更长时间维度考量，中国新能源电站投资回报的不确定性将有所加大。随着电力改革不断深入，市场化交易电量权重必将持续提升。202年，中市场化易电合计5.5万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量重达608%，同比提高5.4个百分点。虽然当前新能源电量参与市场化交易比例较低，但步伐已逐步加快，这从不断降低的风光项目保障性收购小时数中可见端倪。200222年，国网经营区风电保障性收购小时数为1,1小时、1,84小时、138小，光伏保障性收购小时数为1,096小时、1,82小时109小，收购规模降低所产生剩余电量需通过市场化方式销售。虽然市场交易均价逐年提升，但交易间成交价格存在较大差异且绿色溢价并不充分。惠誉博华统计的浙江、广东两大电力交易所绿色电力成交数据显示，202年6月~223年2月，浙江力市场批发侧月度绿电交易价格多低于同期煤电价格，差异在0.57.2元/兆瓦时区间；广东绿电成交价格呈相同态势，较煤负溢价区间为11.~3.6元兆瓦时，这可能导致退出保障性收购的风光电量交易价格低于原标杆收购电价，进而降低了项目收益水平。因此，随着电力市场化交易范围的不断拓宽，新能源项目发电小时数与结算价格的不确定性将日趋明显，这对风光项目，特别是已并网存量项目的中长期盈利稳定性构成挑战。风光企业强劲盈对缓解投资高增引发的杠压力大有裨益，行业信用展望“高景气稳定”惠誉博华选取16家以新能电力投资运营为主业的上市（发债公司为样本，考察高景气周期对企业财务数据的趋势性影响并以商EI2019~202H）EITDA利润率-2019EITDA利润率-2020EITDA利润率-2021EITDA利润率-2022120100806040200

立新能东旭蓝中闽能芯能科10001200注：龙源电力、三峡能源部分电源装机因优化展示原因柱状图经截断处理10001200伴随并网装机容量快速提升，样本新能源电力运营商09201年营业收入以合计口径计（下同）AG=14.8%，这与同期新容量相对乏力的火电企业形成对比：09221年，全部火电上市公司营业收入AG=10.7，逊于风光电力生产主体近4个百分点。2022年前三季度，样本新能源电力运营商营业收入同比增长238%，增速较过去三年AGR进一步提升；同期，得益于市场化交易价格浮动上限提高，火电上市公司营业收入同比增速升至223%，与新能源电力企的差距渐近弥合。若从惠誉博华所重点关注的盈利指标考量，差距则更为明显。209221年，以合计口径计（下同），新能源电力生产商与传统火电公司EBIDAAGR分别为176%、3.0%22年上半年，样本风光企业EBIDA现近40%的同比高增，盈利模大幅提升，而火电上市公司EBIDA则同比下滑约20%EBIDA利润率方面，样本新能源电力公司，无论具体企业抑或指标中位数均显著高于火电企业，特别是在201年煤价步入高景气期之后无需担忧以煤炭为代表的燃料价格高企与波动极大抬升了新能源发电企业的盈利水平与稳定性，2023年新能源电厂盈利较传统电源的优势地位依然稳固。嘉泽新能三峡能源中闽能源金开新能浙江新能芯能科技节能风电立新能源银星能源晶科科技龙源电力江苏新能 太阳能 新天绿能林洋能源东旭蓝天火电中位数注：金开能源年BTA利润率为-9，因优化展示原因未纳入上图。W样本新能源与火电投资运营商CFO杠杆（20192021，倍）全部债务/-2019全部债务/-2020全部债务/-2021全部债务/O-2022120151050-5浙江新能 金开新能 三峡能源 节能风电 立新能源 太阳能 火电中位数新天绿能 嘉泽新能 晶科科技 龙源电力 江苏新能 林洋能源 中闽能源 芯能科技 银星能源注：东旭蓝天H1FO杠杆（全部债务/CFO分别为倍、倍、倍倍，因优化展示原因未纳入上图。来源：W，惠誉博华然而，极具雄心的投资规划引发新能源电力公司债务规模快速积累。21~01年，以合计口径计（下同），样本新能源电力生产商全部债务AG=23.6%截至202年3全部债务比增长195%，分别高于同期火电务增速11.0个百分点1.5百分扣除现金类资产后的净债务增速态势趋同。以合计口径计（下同），20921年新能源力生产商净债务AG=211，约为传统电源16倍；而随着电投资于21下半年全面速截至22Q3新能源电厂净债务同比增速与火电间差异大幅缩小至不足2个百分点。若从惠誉博华所重点关注的杠杆指标考量，新能源电力公司（较火电企业盈利能力）优势不再。21~02上半年，样本风光电力企业O杠杆中位数分别为7.2倍87倍、.2倍86倍，整体高于火电上市公司中位杠杆水平且呈趋势性上升态势。203年，新能源电力热度不减的投资需求必将使得加杠杆成为主流，基于历史数据预测，行业O杠杆中位数将接近90倍。

即使面临杠杆水平增加，新能源电力较传统电源明显强劲的盈利能力使运营商的财务风险得以缓解。在EBIDA利润率与O杠杆变化关系图中，20922H1期间，样本风电、光伏营商的坐标位置多向右上迁移，这明显优于坐标向左上（盈利弱化叠加杠杆上升）迁移的火电运营主体。这一趋势印证了惠誉博华工商企业评级指引：电力生产的信用观点：以保障性收购小时数为代表的政策支持所带来的合同地位增强与无大宗燃料价格风险敞口是新能源电力企业相较火电主体的独特优势。这些势可能使得新能源电厂获得更为有利的信用质量评估结果与信用趋势变动预判。惠誉博华结合203年中国能源电力预期装机增量、新建与存量项目投资回报率及其稳定性等行业基本面与重点关注的运营、财务指标的趋势性变化等多重因素，认定203年中国新能电力行业信用展望为“高景气稳定”。新能源电力生产商EBID利润率（横轴，）与CFO杠杆（纵轴，倍）变化2019年坐标位置20221坐标位置银星能源中闽能源银星能源中闽能源芯能科技力龙源电江苏新能晶科科技新天绿能林洋能源火电中位数能源三峡立新能源太阳能浙江新能新能嘉泽东旭蓝天353025201510500 20 40 60 80 100 120注：金开能源因优化展示原因而未被纳入上图。灰色虚线箭头表示公司坐标位置自2019年末至2022H1的变动方向。CFO杠杆=全部债务/CFO，2022H1全部债务对应截至2022年6月末最近12个月的CF。来源：WIND，附录1：中国“十四五分省区新能源装机规划（万千瓦，）省区累计装机（截至223）25年末新能源装机目标较目标装机差距GR0~0)风电光伏合计权重风电光伏合计权重河北2,7313,6746,4059.14,3005,4009,7007.53,29514.8山东1,9923,9595,9518.42,5005,7008,2006.32,24911.3内蒙古4,2381,4575,6958.18,9004,50013,40010.37,70533.0江苏2,2472,2774,5246.42,6002,6005,2004.06764.8河南1,8782,0963,9745.62,5182,1754,6933.67195.7新疆2,4851,3273,8125.45,0622,9818,0436.24,23128.3山西2,2481,5733,8215.43,0005,0008,0006.24,17927.9甘肃1,9331,2753,2084.63,8534,1698,0226.24,81435.7宁夏1,4571,4442,9014.11,8272,5974,4243.41,52315.1浙江4022,3442,7463.96302,8003,4302.66847.7青海9721,7012,6733.81,6504,5806,2304.83,55732.6广东1,2581,3302,5883.7——4,2003.21,61217.5安徽5472,0222,5693.68002,8003,6002.81,03111.9陕西1,1591,4082,5673.6——6,5005.03,93336.3贵州5801,3351,9152.71,0803,1004,1803.22,26529.7湖北7601,1331,8932.71,0002,2003,2002.51,30719.1辽宁1,1355471,6822.4——3,7002.82,01830.1江西5501,0791,6292.37001,1001,8001.41713.4湖南8545481,4022.01,2001,3002,5001.91,09821.3黑龙江9004391,3391.91,6868682,5542.01,21524.0云南8914381,3291.9——3,8643.02,53542.7广西8634291,2921.82,4501,5003,9503.02,65845.1吉林8843811,2651.82,2008003,0002.31,73533.4福建7364021,1381.69005001,4001.12627.2四川5902047941.11,0001,2002,2001.71,40640.5天津1412033440.52005607600.641630.2上海1071802870.42604006600.537332.0海南292242530.42295407690.651644.9重庆174682420.3——4400.319822.1西藏31391420.2——1,0000.885891.7北京24941180.2302512810.216333.5合计347683573070498100——12990010059402226注：广东“十四五”末目标装机中包含少量生物质装机，陕“十四五”末目标装机口径为新能源装机，其中可能包括部分非风光装机来源：各省“十四五”新能源发展规划，惠誉博华附录2：新能源项目投资收益率测算假设清单项目陆上风电陆上光伏海上风电工商业分布式光伏设备投资（/W）6.0储能投资（/W）1.81.8——上网电价（含税，/千瓦时）0.37950.37950.41240.3795工商业电价（含税，/千瓦时）———0.6500企业所得税率）25252525贷款利率（）5.05.05.05.0贷款期间（年）1515158权益投资权重）25252525债务融资权重）75757575零部件衰首年（）0.52.00.52.0零部件衰持续（）0.5运维成1~10年（元/W）0.060.040.180.05运维成11~20年（元/W）0.090.050.270.05运维成21~25年（元/W