公用事业行业研究周报：深挖存量风光电站的建设用地价值

本周专题 双碳目标下，风光电站开发用地“卡脖子”问题愈加突出，而各地的产业配套要求进一步增加开发用地成本。本周我们从光伏、风电用地切入，挖掘存量风光机组的建设用地价值。 核心观点 风光属于低密度能源，大规模开发用地紧缺问题愈加突出 风光属于低密度能源，根据中国工程院院院士江亿，除了部分海上风电，未来需要3-4万平方公里的土地或空间才能满足可再生能源的实际发展需求。同时，基本农田、生态保护和城镇开发“三线”限制下，土地供给不足问题愈发凸显，土地资源紧缺或将成为光伏项目发展最大拦路虎。 在“十四五”国家简政放权的大政方针下，对于光伏电站的管理权限进一步下放至省级主管部门，各地的产业配套要求进一步加大风电、光伏开发土地成本。 陆上风电：老旧风电场址复用，全投资IRR或可提升0.6pct至6.8% 随着二十年设计使用寿命的临近，2000年年初安装的机组早已老化，我们预计“十四五”期间累计退役机组容量将超过120万千瓦。在风电项目用地中，除施工期施工道路以外，风电机组用地、机组变电站用地、集电线路用地、升压变电站及运行管理中心用地均属于永久用地，并按照建设用地管理。考虑到风电机组20年的使用寿命，我们认为新建风电机组可沿用原有风电场址。 根据地形的差异，风电项目建设用地费为0.13-0.45元/W，综合来看风电项目建设用地成本占系统建设成本的2.5%-6.5%。我们测算，沿用旧场址的新建风电机组全投资IRR可提升0.6pct至6.8%，全投资回收期可缩短0.5年至9.9年。 集中式光伏：光伏方阵用地为非永久用地，场址复用价值相对较低 目前中东部区域集中式光伏用地成本快速爬升，湖北、湖南租金在600元/亩/年左右，山东、江苏以及河北等部分地区土地租金高达700-800元/亩/年。根据光伏們信息，浙江某光伏竞价项目的土地租金飙至2500元/亩/年。总体来看，光伏电站项目中建设用地费用占系统成本的3.5%左右。 集中式光伏项目用地中面积占用最大的光伏方阵用地性质为非永久用地，且土地租赁年限为25年左右，与光伏电站运营期保持一致，因此场址复用价值相对较低。 投资建议 双碳目标下，风光电站开发用地“卡脖子”问题愈加突出，而各地的产业配套要求进一步增加开发用低成本。存量风电机组建设用地大多属于永久性用地，因此在老旧机组退休后，新建风电机组可沿用原有场址，节省2.5%-6.5%的系统建设成本，全投资IRR或可提升0.6pct。具体标的方面，新能源运营商建议关注【龙源电力】【三峡能源】【福能股份】【节能风电】等；火电转型新能源标的建议关注【华能国际（A+H）】【华润电力】【华电国际（A+H）】等。 风险提示：政策推进不及预期、宏观经济变动、用电需求不及预期、测算存在主观性等。 1.深挖存量风光电站的建设用地价值 双碳目标下，风光电站开发用地“卡脖子”问题愈加突出，而各地的产业配套要求进一步增加开发用地成本。本周我们从光伏、风电用地切入，挖掘存量风光机组的建设用地价值。 1.1.风光属于低密度能源，大规模开发用地紧缺问题愈加突出 风光大规模开发的土地“卡脖子”问题愈加突出。 风光属于低密度能源，1平方米土地，对应约150瓦的光伏安装量，风电最多200瓦。根据中国工程院院院士江亿，面对可再生能源的实际发展需求，除了部分海上风电，未来需要3-4万平方公里的土地或空间才能满足。同时，中国能建山西分公司发布《“十四五”期间山西光伏发展面临的挑战和机遇》，明确指出“土地资源紧缺可能成为光伏项目发展最大拦路虎”。 基本农田、生态保护和城镇开发“三线”限制下，土地供给不足问题愈发凸显。以内蒙古为例，内蒙古将全区50.46%的国土划入生态保护红线，明确在草原森林重要生态功能区，不再新上矿业开发和风电、光伏项目，并将新建五个自治区湿地公园和五个沙化土地封禁保护区。 表1：基本农田、生态保护和城镇开发“三线”限制下，土地供给不足问题愈发凸显 各地的产业配套要求进一步加大风电、光伏开发土地成本。在“十四五”国家简政放权的大政方针下，对于光伏电站的管理权限进一步下放至省级主管部门，各地的产业配套要求多次引发行业关注。以甘肃嘉峪关为例，2021~2022年光伏新增规模指标配置条件中，明确按照引进配套产业项目投资强度进行配置，基础准入条件为投资强度不低于300万元/MW，优先配置条件为投资强度达到500万元/MW，引进配套产业项目建成投产后，配套产业项目年产值达到10亿元及以上，可继续参与新能源项目建设。 表2：各地的产业配套要求进一步增加风电、光伏开发土地成本 1.2.陆上风电：老旧风电场址复用，全投资IRR或可提升0.6pct 我国早期风电场大多机型落后，或者机组已老化。随着二十年设计使用寿命的临近，2000年年初安装的机组早已老化。同时，我国早期安装风电机组单机容量较低，明显落后于当前水平。据CWEA，2008年我国新增装机的风电机组平均单机容量仅1214kW，2020年提升至2668kW，为2008年的2.2倍。2008年我国新增风电中单机容量小于1.0MW的机组占比为28%，而2020年我国新增风电机组单机容量均不低于1.5MW。 图1：风电系统成本拆分（2021年9月） 图2：风电项目中建设用地费占系统成本的比重 图3：中国新增陆上和海上风电机组平均单机容量（单位：MW） 我国风电场改造升级和退役需求较大。据《我国风电机组退役改造置换的需求分析和政策建议》，按照风电场设计和经营期20～25年考虑，假定运行15年以上的部分风电机组有改造需求，运行20年未改造的风电机组开始退役，25年全部退役。据此初步测算，2021―2030年全国风电机组累计改造退役容量将超过6000万千瓦。具体来看，预计“十四五”期间累计退役机组容量将超过120万千瓦，全国改造置换机组需求将超过2000万千瓦，1.5MW以下机组和1.5MW机组约各占一半；“十五五”期间风电机组退役改造置换规模约4000万千瓦，以1.5MW机组为主。 表3：我国1.5MW及以下机组分阶段退役改造需求潜力预测 新建风电机组可沿用原有场址，节省2.5%-6.5%的系统建设成本。 风电项目用地可以分为风电机组用地、机组变电站用地、集电线路用地、升压变电站及运行管理中心用地以及交通工程用地五类。除施工期施工道路以外，其他用地均属于永久用地，并按照建设用地管理。参考《城镇国有土地使用权出让和转让暂行条例》，风电项目用地的土地出让年限为50年。考虑到风电机组20年的使用寿命，我们认为新建风电机组可沿用原有风电场址。 表4：风电场五类功能分区对应的用地标准 风电项目建设用地成本占系统建设成本的2.5%-6.5%。根据地形的差异，建设用地费为0.13-0.45元/W，其中平坦地形、山地风电项目建设用地费占风电系统成本的2.55%、6.34%。新建风电项目若沿用原有风电场址，则可节省建设用地费用。 图4：风电系统成本拆分（2021年9月） 图5：风电项目中建设用地费占系统成本的比重 剔除建设用地费，我们测算新建风电机组全投资IRR可提升0.6pct，全投资回收期可缩短0.5年。在新建风电项目（全系统成本）时，我们测算全投资IRR为6.2%，全投资回收期为10.4年。在剔除建设用地费后，全投资IRR达到6.8%，全投资回收期为9.9年。 表5：风电场投资收益率测算的核心假设 1.3.集中式光伏：光伏方阵用地为非永久用地，场址复用价值相对较低 集中式光伏电站项目的场址复用价值相对较低。集中式光伏项目用地主要分为光伏方阵用地、变电站及运行管理中心用地、集电线路用地和场内的道路的用地，其中面积占用最大的光伏方阵用地性质为非永久用地。以宁夏中卫光伏于2021年1月发布的《关于调整新能源光伏、风力发电项目用地租赁费收费标准的通知》为例，项目土地租赁年限为25年，光伏项目用地一次性收取25年租赁费用。 通常来看，光伏电站的运营期一般为25年，与光伏用地租赁年限一致，因此集中式电站场址复用的情况较少。 表6：光伏电站四类功能分区对应的用地标准 双碳目标下，集中式光伏电站开发用地成本快速爬升。从历史来看，大型地面光伏电站的土地使用成本基本在500元/亩/年左右。目前中东部的租金价格正在逐步推高，湖北、湖南租金在600元/亩/年左右，山东、江苏以及河北等部分地区土地租金高达700-800元/亩/年。根据光伏們信息，浙江某光伏竞价项目的土地租金飙至2500元/亩/年。与此同时，西部省份的租金相对较低，大部分在200-300元/亩左右。 图6：光伏电站土地租赁费用 关于建设用地整体费用，根据西勘院规划研究中心，200MW光伏项目的建设用地费为永久征地费为10万元/亩、租地费600元/（亩*年）、青苗补偿费共计3200万元、耕地占用税共计40万元。总体来看，光伏电站项目中建设用地费用占系统成本的3.5%左右。 图7：光伏电站系统成本拆分（2021年9月） 图8：光伏电站项目中建设用地费占系统成本的比重 1.4.投资建议 双碳目标下，风光电站开发用地“卡脖子”问题愈加突出，而各地的产业配套要求进一步增加开发用低成本。存量风电机组建设用地大多属于永久性用地，因此在老旧机组退休后，新建风电机组可沿用原有场址，节省2.5%-6.5%的系统建设成本，全投资IRR或可提升0.6pct。具体标的方面，新能源运营商建议关注【龙源电力】【三峡能源】【福能股份】【节能风电】等；火电转型新能源标的建议关注【华能国际（A+H）】【华润电力】【华电国际（A+H）】等。 2.环保公用投资组合 表7：环保公用投资组合（截至3月25日收盘） 3.重点公司外资持股变化 截至2022年3月25日，剔除限售股解禁影响后，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源和华测检测外资持股比例分别为7.86%、0.42%、1.54%、2.48%和15.80%。较年初（1月3日）分别变化+0.65、-0.09、-0.08、-0.10和-2.03个百分点，较上周分别变化-0.14、+0.00、-0.03、-0.02和-0.08个百分点。 图9：长江电力外资持股情况 图10：华能水电外资持股情况 图11：国投电力外资持股情况 图12：川投能源外资持股情况 图13：华测检测外资持股情况 4.行业重点数据跟踪 煤价方面，截至2022年3月25日，秦皇岛港动力末煤（5500K）平仓价为1575元/吨，较去年同期增加905元/吨，同比变化+135.1%，较2022年1月4日788元/吨环比变化+99.9%。 库存方面，截至2021年3月25日，秦皇岛港煤炭库存总量为505万吨，较去年同期增加0万吨，同比变化+0.0%，较2022年1月1日477元/吨环比变化+5.9%。 图14：秦皇岛Q5500动力煤价格（元） 图15：秦皇岛港煤炭库存（单位：万吨） 5.行业历史估值 图16：电力行业历史估值 图17：燃气行业历史估值 6.上周行情回顾 表8：上周个股涨跌幅排名 图18：上周申万一级行业涨跌幅排名 图19：上周电力、燃气涨跌幅 7.上周行业动态一览 表9：上周行业动态一览 8.上周重点公司公告 表10：上周重点公司公告