十年來，風電、光伏的高速發(fā)展主要依靠補貼等政策激勵。隨著技術進步和規(guī)模效應凸顯，風、光在部分區(qū)域已經可以率先實現(xiàn)平價上網。2019年起將出現(xiàn)補貼項目和平價項目共存。
政策端：由標桿電價補貼政策過渡到競價上網，推動風、光平價上網試點。
成本端：風、光成本不斷下降，在美國風、光成本已經能夠等同或低于煤電。我國部分區(qū)域具備平價條件，今后降低非技術成本將是關鍵。2020年左右基本能夠實現(xiàn)平價上網目標。
消納端：綠證和配額制、清潔能源消納計劃、20年長協(xié)電價、清潔電力特高壓專線等多項措施保障新能源消納，有效解決棄風、棄光問題。
在風電和光伏領域，中國處于全球領導者的位置。一旦實現(xiàn)平價上網，打開增量市場，替代傳統(tǒng)煤電，新能源在國內外將會有更廣闊的增長和投資空間。
目錄
1.新能源運行情況
1.1 全球風、光市場穩(wěn)定，中國依舊領跑
1.2 中國風、光由高速發(fā)展轉向穩(wěn)步發(fā)展
2.補貼激勵政策回顧
2.1 國外激勵政策
2.2 我國光伏激勵政策
3.政策端：推動平價上網試點
3.1 補貼逐步退坡，力爭2020年實現(xiàn)平價
3.2 標桿電價轉為競價上網，推動行業(yè)發(fā)展
3.3 推動平價上網，平價+補貼并存
4.成本端：技術和規(guī)模效應驅動平價上網
4.1 美國的風、光成本已經等同或低于火電
4.2 風電成本快速下降，有望較快實現(xiàn)平價上網
4.3 光伏成本持續(xù)降低，平價上網可期
5.消納端：多項政策保障新能源消納
5.1 綠證和配額制
5.2 清潔能源消納計劃
5.3 全額上網+發(fā)電權轉讓雙重保障，20年固定長協(xié)電價
5.4 特高壓：解決區(qū)域發(fā)用電不平衡問題
正文
石油、煤炭等傳統(tǒng)能源的發(fā)展主要取決于供給端，需求端基本穩(wěn)定，所以供給側改革、OPEC+聯(lián)合減產都能夠直接的改變傳統(tǒng)能源價格。風電、光伏等新能源的發(fā)展則受供給、需求兩方面的影響，而影響新能源供需的因素主要是政策、技術和成本。隨著技術的進步、規(guī)模效應的凸顯，新能源的發(fā)電成本逐步降低，在部分地區(qū)已經能夠實現(xiàn)與火電平價。當前風電已經開始競價上網，光伏競價上網政策也即將出臺，新能源市場上將出現(xiàn)存量補貼市場和增量平價市場并存的格局。
1、新能源運行情況
1.1 全球風、光市場穩(wěn)定，中國依舊領跑
風電回暖，穩(wěn)步增長。根據(jù)世界風能協(xié)會(WWEA)的最新初步數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2018年全球新增53.9GW的風電裝機，相比于2017年(52.55GW)有微弱增長，中國以25.9GW繼續(xù)大幅度領跑（注：該數(shù)據(jù)與國家能源局發(fā)布的略有出入），遠遠高于第二名美國的7.6GW。2018年全球風電累計裝機首次突破600GW大關，所發(fā)電量占全球電力需求的6%。世界海上風能論壇(WFO)發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2018年全球海上風電裝機容量達到5GW，創(chuàng)造了新增裝機容量的紀錄。截至2018年底，海上風電累計裝機容量增至22GW。2018年亞洲、南美和非洲部分國家風電表現(xiàn)搶眼，比如中國、印度、巴西等國，而歐洲風電市場出現(xiàn)下滑，包括德國、英國、西班牙、法國和意大利。中國扭轉了2017年新增裝機緩慢的頹勢，回到了高速發(fā)展的軌道，總裝機達到了221GW。中國成為首個躋身風電裝機200GW俱樂部的國家，并再一次扮演了全球風電救世主的角色，將第二名美國遠遠甩在身后。正在和中國進行貿易戰(zhàn)的美國隊在風電領域相比則遜色不少，總裝機目前還不到中國的二分之一，剛剛超過100GW，這和美國在規(guī)劃國家氣候和能源目標上的雄心有所背離。 緊隨中國和美國排在第三位的是德國，其后是印度(2.1GW)，英國、巴西(1.7GW)和法國。
光伏受中國政策影響，整體裝機略降。根據(jù)歐洲貿易機構SolarPowerEurope發(fā)布的數(shù)據(jù)，2018年全球新增太陽能發(fā)電容量為104.1GW。中國仍是全球最大的光伏市場，但是受國內531新政影響，全年新增裝機44GW，低于去年的裝機量（53GW）。但新興市場的強勁發(fā)展彌補了中國市場的暫時放緩。歐盟通過取消太陽能電池板的雙反措施為太陽能增長奠定了基礎，并通過清潔能源方案立法為太陽能提供了正確的框架。2018年歐洲安裝了約11GW的太陽能，其中歐盟國家約占8GW。
1.2 中國風、光由高速發(fā)展轉向穩(wěn)步發(fā)展
我國風電、光伏等新能源規(guī)模持續(xù)擴大，技術進步不斷加快，發(fā)電成本大幅下降。截至2018年底，全國風電、光伏裝機達到3.6億千瓦，占全部裝機比例近20%。風電、光伏全年發(fā)電量6000億千瓦時，占全部發(fā)電量接近9%。
大力發(fā)展可再生能源，有效應對氣候變化，促進能源清潔低碳轉型已成為全球廣泛共識，我國也明確提出了非化石能源發(fā)展的階段性目標。我國太陽能資源豐富，分布廣泛，具有大規(guī)模開發(fā)的資源條件和產業(yè)基礎，發(fā)展光伏產業(yè)對調整能源結構、推進能源生產和消費革命、促進生態(tài)文明建設具有重要意義。近年來，在《可再生能源法》和一系列政策措施的推動下，我國光伏產業(yè)快速發(fā)展，技術進步明顯，應用規(guī)模迅速擴大，已建裝機自2015年起已穩(wěn)居世界第一，在我國能源轉型中發(fā)揮著越來越大的作用。但與此同時，與化石能源相比，光伏發(fā)電仍存在建設成本高、市場競爭力不強、補貼需求不斷擴大等問題，成為制約我國光伏產業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的重要因素。針對以上問題，根據(jù)國家創(chuàng)新驅動發(fā)展戰(zhàn)略精神，支持先進技術研發(fā)和推廣應用，2015年國家能源局聯(lián)合有關部門提出了實施光伏發(fā)電“領跑者”計劃和建設領跑基地，通過市場支持和試驗示范，以點帶面，加速技術成果向市場應用轉化和推廣，加快促進光伏發(fā)電技術進步、產業(yè)升級，推進光伏發(fā)電成本下降、電價降低、補貼減少，最終實現(xiàn)平價上網。
風電方面：2018年，我國風電新增并網容量2033萬千瓦，累計并網1.84億千瓦。全年上網電量3570億千瓦時，全年風電利用小時數(shù)2103小時，同比增加153小時。隨著開發(fā)技術和產業(yè)鏈實力的持續(xù)進步，我國海上風電穩(wěn)妥推進。2018年，海上風電新增裝機容量116萬千瓦，累計達到363萬千瓦。大功率風電機組已成為海上風電未來的發(fā)展方向。
2018年全國風電平均利用小時數(shù)2095小時，同比增加147小時;全年棄風電量277億千瓦時，同比減少142億千瓦時，平均棄風率7%，同比下降5個百分點，棄風限電狀況明顯緩解。2018年，全國風電平均利用小時數(shù)較高的地區(qū)是云南(2654小時)、福建(2587小時)、上海(2489小時)和四川(2333小時)。2018年，棄風率超過8%的地區(qū)是新疆(棄風率23%、棄風電量107億千瓦時)，甘肅(棄風率19%、棄風電量54億千瓦時)，內蒙古(棄風率10%、棄風電量72億千瓦時)。三省(區(qū))棄風電量合計233億千瓦時，占全國棄風電量的84%。
光伏方面：受531新政影響，2018年光伏發(fā)電新增裝機4426萬千瓦，僅次于2017年新增裝機，為歷史第二高。其中，集中式電站和分布式光伏分別新增2330萬千瓦和2096萬千瓦，發(fā)展布局進一步優(yōu)化。到12月底，全國光伏發(fā)電裝機達到1.74億千瓦，其中，集中式電站12384萬千瓦，分布式光伏5061萬千瓦。
2018年，全國光伏發(fā)電量1775億千瓦時，同比增長50%。平均利用小時數(shù)1115小時，同比增加37小時；光伏發(fā)電平均利用小時數(shù)較高的地區(qū)中，蒙西1617小時、蒙東1523小時、青海1460小時、四川1439小時。
2018年，全國光伏發(fā)電棄光電量同比減少18億千瓦時，棄光率同比下降2.8個百分點，實現(xiàn)棄光電量和棄光率“雙降”。棄光主要集中在新疆和甘肅，其中，新疆(不含兵團)棄光電量21.4億千瓦時，棄光率16%，同比下降6個百分點；甘肅棄光電量10.3億千瓦時，棄光率10%，同比下降10個百分點。
從各省的新增裝機情況來看，2018年光伏新增裝機集中在河北、江蘇、山東、浙江等東部區(qū)域。這主要是得益于分布式光伏的發(fā)展。2018年全國集中式電站和分布式光伏分別新增2330萬千瓦和2096萬千瓦，分布式基本上占據(jù)了半壁江山。圖2為各省新增裝機情況如下圖所示。說明，由淺藍→黃→紅，顏色越深代表新增裝機規(guī)模越大。
截止2018年底，全國光伏發(fā)電裝機達到1.74億千瓦，其中，集中式電站12384萬千瓦，分布式光伏5061萬千瓦。
全國十大太陽能發(fā)電裝機省份分別是：山東1361 萬千瓦、江蘇1332 萬千瓦、河北1234 萬千瓦、浙江1138 萬千瓦、安徽1118 萬千瓦、新疆992 萬千瓦、河南991 萬千瓦、青海962 萬千瓦、內蒙古946萬千瓦、山西864 萬千瓦。
2、補貼激勵政策回顧
2.1 國外激勵政策
在全球能源轉型的浪潮下，清潔能源被寄予厚望，特別是近年來沖勁十足的光伏產業(yè)。但技術實現(xiàn)的難度也決定了光伏等可再生能源在向普惠能源過渡的階段離不開一定的扶持。
以全球光伏熱潮的起源地歐洲為例。2000年左右，德國率先實施“上網電價”法，要求電網公司以40~50歐分/千瓦時的電價全額收購光伏電量，該政策的實施大大拉動了德國國內光伏市場，連續(xù)多年安裝量居世界第一。繼德國之后，歐洲其他國家均開始實施“上網電價”法。2007~2008年，歐洲光伏市場占據(jù)全球光伏市場的80%。
歐洲之外，美、日等各國的光伏產業(yè)起步均伴隨著政府的激勵政策，或是一定的上網電價，或是固定補貼，或是凈計量、財稅優(yōu)惠等，均可統(tǒng)一稱為補貼政策。
2.2 我國光伏激勵政策
我國風電、光伏產業(yè)也不例外，他們的發(fā)展均受到各種政策的激勵和補貼。下面僅以光伏為例，回歸我國光伏激勵政策的發(fā)展歷程。自2006年1月1日起正式施行的《中華人民共和國可再生能源法》立規(guī)，電網公司應按合理的上網電價全額收購可再生能源電量，超出常規(guī)能源上網電價的部分，附加在銷售電價中分攤（后演變?yōu)榭稍偕茉措妰r附加）。
截至2018年底，我國光伏累計裝機達174GW。自2018年回溯至2008年，十年時間可謂我國光伏產業(yè)壯大及裝機飆升的“黃金十年”，在此，光伏補貼政策也大致歷經了從核準電價到標桿上網電價及度電補貼的四個階段。
第一階段：2008年：核準電價
2006年之前，我國光伏終端市場建設主要是由政府主導建設的示范性項目，包括“西藏無電縣建設”、“中國光伏工程”、“西藏阿里光電計劃”、“送電到鄉(xiāng)工程”以及“無電地區(qū)電力建設”等。
2007~2008年，國家發(fā)改委分批次核準了4個項目，其中上海兩個、寧夏和內蒙古各一個，核準電價為4元/千瓦時，這也是我國商業(yè)化光伏電站發(fā)展的開端。
第二階段：2009年：特許權競價和投資安裝補貼
2019年是中國光伏電站市場的開端時間。為解困中國光伏產業(yè)在2008年金融危機下的產品積壓困局，促進光伏產業(yè)技術進步和規(guī)模化發(fā)展，2019年政府部門先后開展了特許權招標、太陽能光伏建筑示范項目、金太陽工程等，并相應配套了足夠誘惑力的財政激勵政策，擴大國內光伏終端市場。
特許權招標競價：主要面向大型地面光伏電站。2009年和2010年國家能源局組織實施了兩批光伏電站特許權項目招標，中標方式為上網電價低者中標。2009年第一批次一個項目，即敦煌10MW光伏電站，最終中標電價為1.09元/千瓦時；2010年第二批特許權招標項目，13個項目總規(guī)模280MW，中標電價0.7288~0.9907元/千瓦時。
太陽能光電建筑示范：2009年，財政部印發(fā)《太陽能光電建筑應用財政補助資金管理暫行辦法》的通知，補助資金使用范圍主要面向城市光電建筑一體化應用、農村及偏遠地區(qū)建筑光電利用等。2009年補貼標準為建材型、構件型項目不超過20元/瓦，與屋頂、墻面結合安裝型項目不超過15元/瓦。2010年分別降至17元/瓦、13元/瓦；2012年為降至9元/瓦、7.5元/瓦。
不過，由于政策漏洞、監(jiān)督缺位以及與之后金太陽工程的重合，市場上出現(xiàn)了大量的騙補行為。2015年財政部下發(fā)通知，要求取消部分示范項目資格并追回補貼資金。
金太陽工程：2009年7月，財政部、科技部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于實施金太陽示范工程的通知》，計劃在2~3年內，采取財政補助方式支持不低于500MW的光伏發(fā)電示范項目。而具體的補助范圍和金額也在接下來的2009~2012年進行了逐年調整，見下表：
不可否認，金太陽示范工程對促進光伏產業(yè)技術進步和規(guī)模發(fā)展發(fā)揮了積極的推動作用。然而，由于采取事前補貼方式，騙補、以次充好等消息不絕于耳。最終，2013年政府部門下發(fā)通知金天陽示范工程不再進行新增申請審批。至此，轟轟烈烈的金太陽工程正式退出中國光伏的歷史舞臺。
第三階段：2011年：光伏標桿上網電價
2010年兩批特許權招標項目之后，業(yè)內積極呼吁光伏標桿上網政策的出臺。2011年8月，國家發(fā)改委下發(fā)《關于完善太陽能光伏發(fā)電上網電價政策的通知》，正式刻下了國內光伏標桿電價的里程碑。
2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、尚未核定價格的光伏發(fā)電項目，上網電價統(tǒng)一核定為每千瓦時1.15元；
2011年7月1日及以后核準，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發(fā)電項目，除西藏仍執(zhí)行每千瓦時1.15元外，其余上網電價均按每千瓦時1元執(zhí)行。
第四階段：2013年~2018年：三類資源區(qū)標桿上網電價和分布式度電補貼
2009~2011年，在一系列利好政策激勵下，國內光伏終端市場終于開啟了進階通道，短短三年時間年新增裝機翻了17倍之多，光伏也成為全國各地創(chuàng)收與造富的熱門產業(yè)。然而，起步階段的內需市場自然無法一時消納彼時巨大的產能，“兩頭在外”的尷尬窘境依舊延續(xù)。資料顯示，當時高純度多晶硅嚴重依賴國外進口，而國產光伏電池和組件96%需出口至國外市場。
2011年11月9日，美國舉起“雙反”大棒，針對中國光伏產品的“雙反”正式進入立案程序。2012年10月10日，美國商務部作出反傾銷、反補貼終裁，征收14.78%至15.97%的反補貼稅和18.32%至249.96%的反傾銷稅。雪上加霜的是，彼時占據(jù)中國光伏產品出口份額70%的歐盟市場仿效跟進，于2012年第四季度，對中國光伏產品啟動“雙反”調查。曾經的爆款產業(yè)走在了“最危險的邊緣”。
破解危機，國內內需市場“大躍進”迫在眉睫。2012年底國務院下發(fā)五條措施，從產業(yè)結構調整、產業(yè)發(fā)展秩序、應用市場、支持政策、市場機制多方面扶植光伏業(yè)發(fā)展。2013年8月，作為“國五條”的細化配套政策，《關于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的通知》正式下發(fā)，實行三類資源區(qū)光伏上網電價及分布式光伏度電補貼，由此正式催生了我國光伏應用市場的“黃金時代”。
2015年底，國家發(fā)改委下發(fā)《關于完善陸上風電、光伏發(fā)電上網標桿電價政策的通知》指出，實行風電、光伏上網標桿電價隨發(fā)展規(guī)模逐步降低的價格政策。截至2018年，三類資源區(qū)光伏標桿上網電價共下調了四次，詳見下表：
3、政策端：推動平價上網試點
3.1 補貼逐步退坡，力爭2020年實現(xiàn)平價
為支持風電和光伏等新能源的發(fā)展，國家從2009年起實施風電、光伏補貼制度，根據(jù)不同資源區(qū)設定高于當?shù)厝济荷暇W電價的風、光標桿電價?！赌茉窗l(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》明確按照輸出與就地消納利用并重、集中式與分布式發(fā)展并舉的原則，加快發(fā)展可再生能源。到2020年，非化石能源占一次能源消費比重達到15%，風電和光伏與煤電上網電價相當。標桿電價基本上按照年度調整，逐步退坡，到2020年基本實現(xiàn)風、光與煤電平價上網。
技術的進步和風、光規(guī)模效應拉動風、光成本不斷下降，目前在部分區(qū)域風、光均已具有平價上網的條件，同時國家也已經開展了一批風、光平價上網試點。風電方面：2017年8月，國家能源局在河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆五省區(qū)啟動了共70萬千瓦的風電平價上網示范項目，目前正在穩(wěn)步推進建設。2018年3月，國家能源局復函同意烏蘭察布風電基地規(guī)劃，一期建設600萬千瓦，不需要國家補貼。光伏方面：光伏領跑者項目招標確定的上網電價已經呈現(xiàn)出與煤電標桿電價平價的趨勢。山東東營已經開展光伏平價上網示范項目。
3.2 標桿電價轉為競價上網，推動行業(yè)發(fā)展
風電已經開始競價上網。2018年5月，國家能源局發(fā)布關于2018年度風電建設管理有關要求的通知，要求從本通知印發(fā)之日起，尚未印發(fā)2018年度風電建設方案的?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）新增集中式陸上風電項目和未確定投資主體的海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。從2019年起，各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。分散式風電項目可不參與競爭性配置，逐步納入分布式發(fā)電市場化交易范圍。各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）能源主管部門制定的競爭配置辦法應包含項目方案及技術先進性、前期工作深度、上網電價等競爭要素。不論采取何種基于市場競爭的配置方式，均應將上網電價作為重要競爭條件，所需補貼強度低的項目優(yōu)先列入年度建設方案。企業(yè)承諾的上網電價不應高于項目所在區(qū)域的風電標桿上網電價。企業(yè)測算提出合理收益條件下的20年固定上網電價。
光伏正在研究競價上網，或即將出臺相關政策。2019年光伏新政尚未出臺，但是從2月份國家能源局召開的相關企業(yè)舉行座談會以及就2019年光伏發(fā)電建設管理相關工作征求企業(yè)意見的內容可見，今年光伏也將會采用競價上網政策。除扶貧、戶用和原已批準的特殊項目外，分布式和地面電站全部采用競價的方式獲取補貼指標。根據(jù)項目所在的資源區(qū)劃分，以申報上網電價報價較各資源區(qū)招標上限電價下降額評比，降幅大的排前，以確定納入補貼范圍的項目，直至入選項目補貼總額達到國家規(guī)定的當前新增項目補貼總額限額為止。也就是量入為出，根據(jù)補貼總額確定補貼項目規(guī)模。項目競價是以投產的季度即并網結點算，如因種種原因沒有建成，則可以延后兩個季度，同時電價按相關規(guī)定退坡，如兩個季度后還沒有建成，則取消補貼資格。不再將項目規(guī)模以“撒胡椒面”的方式分配到各地方，招標由各省組織申報，但由國家統(tǒng)一排序，補貼申報和競價原則上一年一次。
3.3 推動平價上網，平價+補貼并存
2019年1月，國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網有關工作的通知》。平價上網政策在新的補貼規(guī)模之前到來，無補貼項目將正式大量出現(xiàn)并開始成為主要新增裝機力量。2019年，風電、光伏發(fā)電正式踏入平價上網的初始階段，“補貼+平價”將成為市場的兩部分。一方面，補貼規(guī)模仍是市場存量，但面臨補貼電價和規(guī)模雙降的局面。補貼電價無疑將會繼續(xù)下降，并在2020年實現(xiàn)完全無補貼平價上網。無論是集中電站還是分布式，補貼規(guī)模有可能進一步壓縮。另一方面，平價上網項目雖然是嶄露頭角，但在市場中的份額將會不斷擴大，成為市場增量主體。此次通知中提出平價上網和低價上網兩種試點項目，分別執(zhí)行燃煤標桿上網電價和低于燃煤標桿上網電價。由于平價項目不需要補貼，因此不受年度建設規(guī)模的限制。一旦大部分風電、光伏可能跨過“平價”大坎兒，平價項目將取代補貼項目成為市場主角。
通知明確了三類平價項目。一是省內的大型地面電站，文件提出要降低土地成本和全額收購保障。省級電網企業(yè)承擔收購平價上網項目和低價上網項目的電量收購責任，簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年），不要求此類項目參與電力市場化交易。二是跨省跨區(qū)項目。是指利用跨省跨區(qū)特高壓輸電通道外送消納的無補貼風電、光伏發(fā)電項目，按受端地區(qū)燃煤標桿上網電價（或略低）扣除輸電通道的輸電價格確定送端的上網電價，同樣需要簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年）。三是分布式市場化交易無補貼項目。鼓勵在國家組織實施的社會資本投資增量配電網、清潔能源消納產業(yè)園區(qū)、局域網、新能源微電網、能源互聯(lián)網等示范項目中建設無需國家補貼的風電、光伏發(fā)電項目，并以試點方式開展就近直接交易。交易電量僅執(zhí)行風電、光伏發(fā)電項目接網及消納所涉及電壓等級的配電網輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費。對納入試點的就近直接交易可再生能源電量，政策性交叉補貼予以減免。
對于大多數(shù)風、光項目而言，技術成本和非技術成本基本各占50%左右。2017年投產的風電、光伏電站平均建設成本比2012年降低了20%和45%風、光成本的降低主要是依靠技術成本，有分析認為在保持非技術成本不變的情況下，產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)距離發(fā)電側平價的要求僅需5%-10%的降幅。而占比占另外50%的非技術成本下降卻不明顯。因此，在現(xiàn)有的條件下，更重要的是要進一步降低非技術成本。
此次通知主要從降低土地成本、輸配電成本和金融支持三個方面來降低非技術成本。
土地方面：避免不合理的收費，要求各地在土地利用及土地相關收費方面予以支持。禁止收取任何形式的資源出讓費等費用，不得將在本地投資建廠、要求或變相要求采購本地設備作為項目建設的捆綁條件，切實降低項目的非技術成本。
輸配電價方面：對納入國家有關試點示范中的分布式市場化交易試點項目，交易電量僅執(zhí)行風電、光伏發(fā)電項目接網及消納所涉及電壓等級的配電網輸配電價，免交未涉及的上一電壓等級的輸電費。
金融支持方面：國家開發(fā)銀行、四大國有商業(yè)銀行等金融機構應根據(jù)國家新能源發(fā)電發(fā)展規(guī)劃和有關地區(qū)新能源發(fā)電平價上網實施方案，合理安排信貸資金規(guī)模，創(chuàng)新金融服務，開發(fā)適合項目特點的金融產品，積極支持新能源發(fā)電實現(xiàn)平價上網。同時，鼓勵支持符合條件的發(fā)電項目及相關發(fā)行人通過發(fā)行企業(yè)債券進行融資，并參考專項債券品種推進審核。
4、成本端：技術和規(guī)模效應驅動平價上網
2017年投產的風電、光伏電站平均建設成本比2012年分別降低了20%和45%。目前，在資源條件優(yōu)良、建設成本低、投資和市場條件好的地區(qū)，風電、光伏發(fā)電成本已達到燃煤標桿上網電價水平，具備了不需要國家補貼平價上網的條件。
4.1 美國的風、光成本已經等同或低于火電
美國的風電和光伏成本已經低于火電。美國咨詢公司Lazard每年評估美國各類能源發(fā)電的全生命周期平準化成本（LCOE），2018年11月公布了第12個LCOE版本。平準化度電成本（Levelized Cost of Energy），就是對項目生命周期內的成本和發(fā)電量進行平準化后計算得到的發(fā)電成本，即生命周期內的成本現(xiàn)值/生命周期內發(fā)電量現(xiàn)值。根據(jù)這個定義，計算LCOE需要的輸入條件有建設期投資、運營期成本、運營期發(fā)電量與給定的折現(xiàn)率等。其基本公式如下：
根據(jù)Lazard發(fā)布的數(shù)據(jù)，在不考慮聯(lián)邦政府稅收優(yōu)惠的情況下，美國各類能源發(fā)電平準化成本的區(qū)間如圖。
—常規(guī)能源：
天然氣調峰電廠：152-206美元/兆瓦時（約合人民幣1.06-1.43元/千瓦時）
核電（不計退役拆除成本）：112-189美元/兆瓦時（約合人民幣0.78-1.32元/千瓦時）
煤電：60-143美元/兆瓦時（約合人民幣0.42-0.99元/千瓦時）
天然氣聯(lián)合循環(huán)：41-74美元/兆瓦時（約合人民幣0.29-0.51元/千瓦時）
—替代能源：
居民屋頂光伏：160-267美元/兆瓦時（約合人民幣1.11-1.86元/千瓦時）
商業(yè)機構屋頂光伏：81-170美元/兆瓦時（約合人民幣0.56-1.18元/千瓦時）
社區(qū)地面光伏：73-145美元/兆瓦時（約合人民幣0.51-1.01元/千瓦時）
晶硅大型地面光伏：40-46美元/兆瓦時（約合人民幣0.28-0.32元/千瓦時）
薄膜大型地面光伏：36-44美元/兆瓦時（約合人民幣0.25-0.31元/千瓦時）
帶儲能的光熱發(fā)電：98-181美元/兆瓦時（約合人民幣0.68-1.26元/千瓦時）
燃料電池：103-152美元/兆瓦時（約合人民幣0.72-1.06元/千瓦時）
地熱發(fā)電：71-111美元/兆瓦時（約合人民幣0.49-0.77元/千瓦時）
陸上風電：29-56美元/兆瓦時（約合人民幣0.20-0.39元/千瓦時），海上風電92美元/兆瓦時（人民幣0.64元/千瓦時）
從以上數(shù)據(jù)來看，美國電源結構中，風電和光伏的成本已經低于火電。其中，陸上風電最低已經達到0.20元/千瓦時。在光伏系統(tǒng)中，薄膜大型集中電站的最低成本達到了0.25元/千瓦時，比晶硅光伏電站的0.28元/千瓦時還要低。電源結構中，發(fā)電成本最高的是戶用光伏系統(tǒng)，最高達到1.86元/千瓦時。
從歷史數(shù)據(jù)來看，2009年-2018年的九年時間里，晶硅光伏的度電成本降幅最大，達到88%，風電的度電成本降幅次之，達到69%。
由于風電、光伏等后續(xù)是沒有燃料成本的，其成本主要集中在前期的投資成本。而火電、核電除了前期的建造成本，后期發(fā)電時燃料成本也占有很大比重。以火電為例，火電的度電成本中燃料成本占比通常在70%左右。因此，非常有必要對比一下風電、光伏的LCOE與火電的邊際成本的。我們可以從報告中發(fā)現(xiàn)，部分風電、光伏的LCOE甚至已經開始低于火電和核電的邊際成本。
4.2 風電成本快速下降，有望較快實現(xiàn)平價上網
國際可再生能源署(IRENA)2018年1月發(fā)布《可再生能源發(fā)電成本報告》，2017年全球上半年陸上風電的發(fā)電成本為6.0美分/千瓦時（0.3元人民幣/千瓦時），已經明顯低于全球的化石能源，陸上風電平均成本逐漸接近水電，2017年以來新建陸上風電平均成本為4美分/千瓦時，預測到2020年最低的陸上風電的度電成本將不超過3美分（0.2元人民幣/千瓦時）。
國內2018年的風電平價上網示范項目招投標中已然出現(xiàn)了超低價投標的現(xiàn)象。內蒙古和遼寧等地在目前的政策條件，棄風率低于5%的情況下，已經可以實現(xiàn)平價上網。最近規(guī)劃的內蒙古烏蘭察布 600萬千瓦風電基地，電力輸送京津冀地區(qū)，經測算的落地電價為0.35元/千瓦時，上網電價不超過0.3元/千瓦時，已經不需要補貼。
我國風電設備制造成本已經遠低于國外，但與之相反的是風電投資成本和度電成本反而高于國外水平。究其原因，非技術成本較高是主要原因之一。業(yè)內人士經測算指出，不包括棄風限電在內的其他非技術成本相當于每千瓦時風電成本抬高了5分錢左右，而在“三北”地區(qū)，甚至達到每千瓦時0.1元左右。因此，降低土地、稅費等非技術成本是降級風電成本的關鍵。
分散式風電蓄勢待發(fā)，經濟性打開裝機增長空間，預計2020年前裝機規(guī)模達20GW以上。中東部地區(qū)地勢復雜、風資源分布不均勻，各省氣候、環(huán)境千差萬別，因此分散式無法完全復制現(xiàn)有集中式風電項目經驗。優(yōu)質風資源日益稀少，但可以通過更加精益化的項目設計和流程來降低分散式風電的成本。根據(jù)行業(yè)測算，以50MW項目為例，在風資源評估和風機選型方面，隨著設計經驗的成熟，初始投資能夠節(jié)省 9%-13%，總成本下降貢獻度達 24%-30%。折算成度電成本，可以下降0.05元/kWh，對于復雜地形，預計可節(jié)省0.07元/kWh。
由于涉及海洋工程，海上風電項目比陸上風電多了海上樁基及海底光纜，開發(fā)投資成本構成不同。從本質上看，陸上風電是“機組+電網+一般性電力工程”；海上風電則是“風電項目+海洋工程”，海底光纜、海上樁基及海上裝機如吊船、 打樁船是海上風電項目重要組成部分。海上風電機組基礎、變電站工程、樁基、 運輸安裝和輸電線路費用較高，導致海上風電單位造價高于陸上風電；同時海上裝機需要專業(yè)風電運輸安裝船以及吊船， 海上風電安裝成本顯著高于陸上風電安裝成本。海上風電項目在硬件方面主要由風電機組、風塔及樁基、海底電纜三部分組成。在海上風電的總投資中，整機、風塔、海底光纜等設備投資約為 50%。目前海上風電平均開發(fā)投資造價14000元/KW。
4.3 光伏成本持續(xù)降低，平價上網可期
光伏發(fā)電成本不斷降低，未來將成為主導能源之一。當下光伏發(fā)電量僅占全球總發(fā)電量1%，發(fā)電成本高是主要掣肘。目前光伏用電成本較煤炭約高31%，但隨著各國光伏市場化進程加快，光伏發(fā)電成本有望在2020年低于煤炭。從光伏產業(yè)鏈的價格來看，光伏級多晶硅的價格由2011年時的54美元/千克降至當前平均9美元/千克，而組件的價格則由1.24美元/瓦降至0.22美元/瓦。光伏系統(tǒng)達到降低拉動了光伏發(fā)電成本的降低。目前光伏組件價格繼續(xù)下跌的空間已經不是很大，還需要依靠降低非系統(tǒng)成本來降低總的成本。BNEF 預計未來十年光伏的發(fā)電占比將逐漸上升至 10%。彭博預計至2040年光伏和風能將占全球發(fā)電總裝機量 37%，占比是目前4倍，成為主導能源之一。
5、消納端：多項政策保障新能源消納
近年來，我國清潔能源產業(yè)不斷發(fā)展壯大，但是清潔能源發(fā)展不平衡不充分的矛盾也日益凸顯，特別是清潔能源的消納問題突出，已經嚴重制約了電力行業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展。在政策層面，國家發(fā)改委、國家能源局局等單位相繼出臺多項政策和措施來保障清潔能源消納、降低棄風、棄光率。其中，綠證和配額制、清潔能源消納計劃是直接關乎清潔能源消納的兩個政策。
5.1 綠證和配額制
2018年3月份，國家能源局發(fā)布《可再生能源電力配額及考核辦法（征求意見稿）》，可再生能源配額制歷時多年塵埃落定。9月份，國家能源局新一輪可再生能源配額制征求意見稿再次印制，正式下發(fā)給行業(yè)協(xié)會及相關企業(yè)。
文件的核心是配額和綠證。配額是指可再生能源電力配額，是指水電、風電、光伏、生物質發(fā)電等可再生能源電力在電力消費中所占的比重，包括總量配額和非水配額兩個指標。綠證是指可再生能源電力綠色證書，是配額實施和考核的依據(jù)和載體。
配額和綠證機制有利于解決清潔能源消納難題。一是可再生能源發(fā)電量有了保障。配額制最直接的就是明確了各省的可再生電力比重，強制各省必須完成最低配額標準，為可再生能源電力企業(yè)的發(fā)電量提供了穩(wěn)定的保障。二是有利于提高可再生能源企業(yè)收益。考核期初始，根據(jù)可再生電力發(fā)電量獲得綠證。進行電力交易的時候，綠證可不隨電量一同交易，只有高于標桿電價的交易電價時，才會配套交易綠證，因此交易電價將因為綠證的存在而提高，可再生電站擁有者便可從中獲利。而且在購電方背負配額考核壓力的情況下，可再生能源電站將會有可能獲得比原有補貼更高的收益。并且可以成立售電公司，通過市場化交易，獲得更高得差價收益。三是補償金和綠證收益將作為發(fā)電補貼。對未完成年度配額的義務主體，省級電網企業(yè)對其收取未完成額對應的配額補償金，配額補償金標準為地方燃煤發(fā)電標桿上網電價、大工業(yè)用戶最高輸配電價、政府性基金、附加以及政策性交叉補貼之和。補償金將用于可再生能源補貼。省級電網公司綠證交易獲得的收益也將用于可再生能源補貼。四是國家補貼將由市場替代。對可再生能源的補貼根據(jù)此次征求意見稿可以看出，補貼資金將由地方電網公司從收繳的配額補償金，以及銷售綠證獲利中進行支付。而國家補貼的支付也將扣除電站擁有者依靠綠證獲利的部分。由此可以判斷，國家的補貼將會越來越少，當綠證的市場交易達到一定程度后，將全面替代補貼，補貼也將推出舞臺。
5.2 清潔能源消納計劃
2018年12月份，國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合下發(fā)《關于印發(fā)清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）的通知》。行動計劃旨在形成政府引導、企業(yè)實施、市場推動、公眾參與的清潔能源消納新機制。到2020年，基本解決清潔能源消納問題。通知還針對棄風率較高的“紅六省”（棄風率超過20%的紅色預警省份），棄光率較高的新疆和甘肅，以及水電大省四川、云南、廣西分別制定了具體的年度目標。
從新能源的發(fā)展歷程來看，補貼是為了輔助其更好的成長。而隨著風電、光伏成本的降低和規(guī)模的擴大，平價上網也是一種必然。當前部分項目已經具備平價上網的條件，放開這些平價上網項目的規(guī)模，同時在消納端提供保障支持，將有利于先進的風、光項目快速發(fā)展，從而帶動整個新能源產業(yè)步入一個新的時代。
5.3 全額上網+發(fā)電權轉讓雙重保障，20年固定長協(xié)電價
《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網有關工作的通知》明確提出“全額上網+發(fā)電權轉讓”的雙重保障來解決消納問題。一方面，要求電網企業(yè)應確保風電、光伏發(fā)電平價上網項目和低價上網項目所發(fā)電量全額上網。另一方面，當全額上網無法保證，存在棄風、棄光問題時，將限發(fā)電量核定為可轉讓的優(yōu)先發(fā)電計劃。經核定的優(yōu)先發(fā)電計劃可在全國范圍內參加發(fā)電權交易(轉讓)，交易價格由市場確定。
對集中式平價項目明確由電網企業(yè)保障電力消納，原則上由電網企業(yè)的售電量來保障平價（低價）上網項目的消納，集中式平價（低價）項目不參與電力市場化交易，由電網企業(yè)的自營售電量保障消納。分布式就近直接交易屬于一種特殊的電力交易，項目單位與用電單位直接達成電力交易，在嚴格核定符合分布式電源標準且在并網點所在配電網區(qū)域內就近消納的條件下進行，分布式風電和光伏發(fā)電的電力上網、輸送和消納仍以電網企業(yè)發(fā)揮電網公共平臺作用的方式予以保障。
通知明確執(zhí)行固定電價收購政策，對風電、光伏發(fā)電平價上網和低價上網項目，按項目核準時的煤電標桿上網電價或招標確定的低于煤電標桿上網電價的電價，由省級電網企業(yè)與項目單位簽訂固定電價購售電合同，合同期限不少于20年，在電價政策的長期穩(wěn)定性上予以保障。
此外，鼓勵通過綠證獲得收益。平價上網項目和低價上網項目，可按國家可再生能源綠色電力證書管理機制和政策獲得可交易的可再生能源綠色電力證書（以下簡稱綠證），通過出售綠證獲得收益。國家通過多種措施引導綠證市場化交易。
5.4 特高壓：解決區(qū)域發(fā)用電不平衡問題
隨著跨區(qū)輸電線路建設的建成，清潔能源外送將繼續(xù)擴大，棄風率、棄光率還將下降。截至 2017年年底，國家電網特高壓建成“八交十直”，共 18 條特高壓線路。目前國家電網在建7條跨區(qū)送電線路，其中6條將在2018年或2019年建成，將緩解目前棄風率、棄光率較高地區(qū)送出壓力。2018年9月國家能源局印發(fā)《關于加快推進一批輸變電重點工程規(guī)劃建設工作的通知》，為加大基礎發(fā)揮重點電網工程在優(yōu)化投資結構、清潔能源消納、電力精準扶貧等方面的重要作用，要加快推進9條輸變電工程，合計輸電能力5700萬千瓦，其中國家電網有7個項目，將于今明兩年給予審核。其中全國首條清潔能源外送特高壓線路青海-河南線已于 11 月 7 日開工，預計 2020 年底建成。工程起于青海省海南藏族自治州，止于河南省駐馬店市，途經青海、甘肅、陜西、河南等4省，線路全長1587公里，新建海南、駐馬店兩座換流站，輸送容量800萬千瓦，總投資約226億元，于今年10月獲得國家發(fā)改委核準，計劃于2020年建成投運，建成后每年可為河南輸入清潔電量400億千瓦時。該工程是世界上首個以服務光伏發(fā)電為主、全清潔能源打捆外送的特高壓工程，是解決新能源大規(guī)模并網消納難題的重大創(chuàng)新工程和典范工程，將有力推動青海千萬千瓦級新能源基地集約化開發(fā)建設和大規(guī)模外送，同時匯集甘肅富余新能源電力，促進送端地區(qū)資源優(yōu)勢轉化，助力青海、甘肅等重點區(qū)域打贏精準脫貧攻堅戰(zhàn)，降低受端地區(qū)社會用能成本，拉動沿線經濟增長和相關產業(yè)發(fā)展。
整體看來，經歷十多年的高速發(fā)展，新能源已經步入高速發(fā)展期，或將在三五年內步入成熟期。新能源在前十年主要靠補貼發(fā)展，2019年將進入平價的關鍵之年，補貼與平價共存，2020年則有望全面退補，實現(xiàn)真正的平價上網。當前，風電、光伏的系統(tǒng)成本仍在不斷降低，而且還有一定的下降空間。但是占總成本近一半的非系統(tǒng)成本，如土地租金、各種稅費等，則是制約新能源成本進一步降低的桎梏。有效解決棄風、棄光問題才能切實保障新能源的整體收益。雖然現(xiàn)階段新能源的發(fā)展還不能完全擺脫補貼，但是可預見在一兩年之后新能源是有可能與煤電分庭抗爭的。
