深度报告 | 新能源平价上网之路

第四阶段：2013年~2018年：三类资源区标杆上网电价和分布式度电补贴

2009~2011年，在一系列利好政策激励下，国内光伏终端市场终于开启了进阶通道，短短三年时间年新增装机翻了17倍之多，光伏也成为全国各地创收与造富的热门产业。然而，起步阶段的内需市场自然无法一时消纳彼时巨大的产能，“两头在外”的尴尬窘境依旧延续。资料显示，当时高纯度多晶硅严重依赖国外进口，而国产光伏电池和组件96%需出口至国外市场。

2011年11月9日，美国举起“双反”大棒，针对中国光伏产品的“双反”正式进入立案程序。2012年10月10日，美国商务部作出反倾销、反补贴终裁，征收14.78%至15.97%的反补贴税和18.32%至249.96%的反倾销税。雪上加霜的是，彼时占据中国光伏产品出口份额70%的欧盟市场仿效跟进，于2012年第四季度，对中国光伏产品启动“双反”调查。曾经的爆款产业走在了“最危险的边缘”。

破解危机，国内内需市场“大跃进”迫在眉睫。2012年底国务院下发五条措施，从产业结构调整、产业发展秩序、应用市场、支持政策、市场机制多方面扶植光伏业发展。2013年8月，作为“国五条”的细化配套政策，《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》正式下发，实行三类资源区光伏上网电价及分布式光伏度电补贴，由此正式催生了我国光伏应用市场的“黄金时代”。

2015年底，国家发改委下发《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》指出，实行风电、光伏上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。截至2018年，三类资源区光伏标杆上网电价共下调了四次，详见下表：

3、政策端：推动平价上网试点

3.1 补贴逐步退坡，力争2020年实现平价

为支持风电和光伏等新能源的发展，国家从2009年起实施风电、光伏补贴制度，根据不同资源区设定高于当地燃煤上网电价的风、光标杆电价。《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》明确按照输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举的原则，加快发展可再生能源。到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%，风电和光伏与煤电上网电价相当。标杆电价基本上按照年度调整，逐步退坡，到2020年基本实现风、光与煤电平价上网。

技术的进步和风、光规模效应拉动风、光成本不断下降，目前在部分区域风、光均已具有平价上网的条件，同时国家也已经开展了一批风、光平价上网试点。风电方面：2017年8月，国家能源局在河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆五省区启动了共70万千瓦的风电平价上网示范项目，目前正在稳步推进建设。2018年3月，国家能源局复函同意乌兰察布风电基地规划，一期建设600万千瓦，不需要国家补贴。光伏方面：光伏领跑者项目招标确定的上网电价已经呈现出与煤电标杆电价平价的趋势。山东东营已经开展光伏平价上网示范项目。

3.2 标杆电价转为竞价上网，推动行业发展

风电已经开始竞价上网。2018年5月，国家能源局发布关于2018年度风电建设管理有关要求的通知，要求从本通知印发之日起，尚未印发2018年度风电建设方案的省（自治区、直辖市）新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。各省（自治区、直辖市）能源主管部门制定的竞争配置办法应包含项目方案及技术先进性、前期工作深度、上网电价等竞争要素。不论采取何种基于市场竞争的配置方式，均应将上网电价作为重要竞争条件，所需补贴强度低的项目优先列入年度建设方案。企业承诺的上网电价不应高于项目所在区域的风电标杆上网电价。企业测算提出合理收益条件下的20年固定上网电价。

光伏正在研究竞价上网，或即将出台相关政策。2019年光伏新政尚未出台，但是从2月份国家能源局召开的相关企业举行座谈会以及就2019年光伏发电建设管理相关工作征求企业意见的内容可见，今年光伏也将会采用竞价上网政策。除扶贫、户用和原已批准的特殊项目外，分布式和地面电站全部采用竞价的方式获取补贴指标。根据项目所在的资源区划分，以申报上网电价报价较各资源区招标上限电价下降额评比，降幅大的排前，以确定纳入补贴范围的项目，直至入选项目补贴总额达到国家规定的当前新增项目补贴总额限额为止。也就是量入为出，根据补贴总额确定补贴项目规模。项目竞价是以投产的季度即并网结点算，如因种种原因没有建成，则可以延后两个季度，同时电价按相关规定退坡，如两个季度后还没有建成，则取消补贴资格。不再将项目规模以“撒胡椒面”的方式分配到各地方，招标由各省组织申报，但由国家统一排序，补贴申报和竞价原则上一年一次。

3.3推动平价上网，平价+补贴并存

2019年1月，国家发改委和国家能源局联合印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》。平价上网政策在新的补贴规模之前到来，无补贴项目将正式大量出现并开始成为主要新增装机力量。2019年，风电、光伏发电正式踏入平价上网的初始阶段，“补贴+平价”将成为市场的两部分。一方面，补贴规模仍是市场存量，但面临补贴电价和规模双降的局面。补贴电价无疑将会继续下降，并在2020年实现完全无补贴平价上网。无论是集中电站还是分布式，补贴规模有可能进一步压缩。另一方面，平价上网项目虽然是崭露头角，但在市场中的份额将会不断扩大，成为市场增量主体。此次通知中提出平价上网和低价上网两种试点项目，分别执行燃煤标杆上网电价和低于燃煤标杆上网电价。由于平价项目不需要补贴，因此不受年度建设规模的限制。一旦大部分风电、光伏可能跨过“平价”大坎儿，平价项目将取代补贴项目成为市场主角。

通知明确了三类平价项目。一是省内的大型地面电站，文件提出要降低土地成本和全额收购保障。省级电网企业承担收购平价上网项目和低价上网项目的电量收购责任，签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），不要求此类项目参与电力市场化交易。二是跨省跨区项目。是指利用跨省跨区特高压输电通道外送消纳的无补贴风电、光伏发电项目，按受端地区燃煤标杆上网电价（或略低）扣除输电通道的输电价格确定送端的上网电价，同样需要签订长期固定电价购售电合同（不少于20年）。三是分布式市场化交易无补贴项目。鼓励在国家组织实施的社会资本投资增量配电网、清洁能源消纳产业园区、局域网、新能源微电网、能源互联网等示范项目中建设无需国家补贴的风电、光伏发电项目，并以试点方式开展就近直接交易。交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交叉补贴予以减免。

对于大多数风、光项目而言，技术成本和非技术成本基本各占50%左右。2017年投产的风电、光伏电站平均建设成本比2012年降低了20%和45%风、光成本的降低主要是依靠技术成本，有分析认为在保持非技术成本不变的情况下，产业链各环节距离发电侧平价的要求仅需5%-10%的降幅。而占比占另外50%的非技术成本下降却不明显。因此，在现有的条件下，更重要的是要进一步降低非技术成本。

此次通知主要从降低土地成本、输配电成本和金融支持三个方面来降低非技术成本。

土地方面：避免不合理的收费，要求各地在土地利用及土地相关收费方面予以支持。禁止收取任何形式的资源出让费等费用，不得将在本地投资建厂、要求或变相要求采购本地设备作为项目建设的捆绑条件，切实降低项目的非技术成本。

输配电价方面：对纳入国家有关试点示范中的分布式市场化交易试点项目，交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。

金融支持方面：国家开发银行、四大国有商业银行等金融机构应根据国家新能源发电发展规划和有关地区新能源发电平价上网实施方案，合理安排信贷资金规模，创新金融服务，开发适合项目特点的金融产品，积极支持新能源发电实现平价上网。同时，鼓励支持符合条件的发电项目及相关发行人通过发行企业债券进行融资，并参考专项债券品种推进审核。

4成本端：技术和规模效应驱动平价上网

2017年投产的风电、光伏电站平均建设成本比2012年分别降低了20%和45%。目前，在资源条件优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，风电、光伏发电成本已达到燃煤标杆上网电价水平，具备了不需要国家补贴平价上网的条件。

4.1 美国的风、光成本已经等同或低于火电

美国的风电和光伏成本已经低于火电。美国咨询公司Lazard每年评估美国各类能源发电的全生命周期平准化成本（LCOE），2018年11月公布了第12个LCOE版本。平准化度电成本（Levelized Cost of Energy），就是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。根据这个定义，计算LCOE需要的输入条件有建设期投资、运营期成本、运营期发电量与给定的折现率等。其基本公式如下：

根据Lazard发布的数据，在不考虑联邦政府税收优惠的情况下，美国各类能源发电平准化成本的区间如图。

—常规能源：

天然气调峰电厂：152-206美元/兆瓦时（约合人民币1.06-1.43元/千瓦时）

核电（不计退役拆除成本）：112-189美元/兆瓦时（约合人民币0.78-1.32元/千瓦时）

煤电：60-143美元/兆瓦时（约合人民币0.42-0.99元/千瓦时）

天然气联合循环：41-74美元/兆瓦时（约合人民币0.29-0.51元/千瓦时）

—替代能源：

居民屋顶光伏：160-267美元/兆瓦时（约合人民币1.11-1.86元/千瓦时）

商业机构屋顶光伏：81-170美元/兆瓦时（约合人民币0.56-1.18元/千瓦时）

社区地面光伏：73-145美元/兆瓦时（约合人民币0.51-1.01元/千瓦时）

晶硅大型地面光伏：40-46美元/兆瓦时（约合人民币0.28-0.32元/千瓦时）

薄膜大型地面光伏：36-44美元/兆瓦时（约合人民币0.25-0.31元/千瓦时）

带储能的光热发电：98-181美元/兆瓦时（约合人民币0.68-1.26元/千瓦时）

燃料电池：103-152美元/兆瓦时（约合人民币0.72-1.06元/千瓦时）

地热发电：71-111美元/兆瓦时（约合人民币0.49-0.77元/千瓦时）

陆上风电：29-56美元/兆瓦时（约合人民币0.20-0.39元/千瓦时），海上风电92美元/兆瓦时（人民币0.64元/千瓦时）

从以上数据来看，美国电源结构中，风电和光伏的成本已经低于火电。其中，陆上风电最低已经达到0.20元/千瓦时。在光伏系统中，薄膜大型集中电站的最低成本达到了0.25元/千瓦时，比晶硅光伏电站的0.28元/千瓦时还要低。电源结构中，发电成本最高的是户用光伏系统，最高达到1.86元/千瓦时。

从历史数据来看，2009年-2018年的九年时间里，晶硅光伏的度电成本降幅最大，达到88%，风电的度电成本降幅次之，达到69%。

相关推荐：

阳春三月，这些好书正当时!