能否平价上网是判断新能源发展前景的唯一标尺

电力同质性决定成本领先战略优先

我国现存的新能源发电技术包括风电、光伏、生物质能等，核电也被归类于新能源，目前风电、光伏和核电的发展规模较大。新能源发电位于电力系统发电、输电、配电、售(送)电四个环节中的发电侧，其产品同火电、水电等传统电力具备极高的同质性，仅在电压、频率等方面有少许区别。对于绝大多数用户而言，不同电力产品仅存在价格区分，这意味着在不考虑其他因素的条件下，成本领先战略是发电企业必然也是唯一可行的竞争战略。

新能源发电行业由于产业发展初期成本较高，必须依赖政策补贴才能维持一定的发展规模，此时新能源在能源结构中作为补充性能源，而补贴规模的大小决定了新能源空间的上限。只有当新能源发电成本与传统能源(主要为火电)具备可比性，也就是实现并网侧的平价上网，才能在市场竞争中扩大份额，并逐渐在能源结构中由补充性能源变为替代性能源，市场竞争力取代产业政策成为行业发展的核心驱动力，其发展上限也由补贴规模变为能源总需求。

新能源在能源结构中的份额提升意味着能源结构的优化。我国已经充分意识到推动新能源发电并网侧平价上网的重要性：国家“十三五”规划明确提出光伏并网侧、用户侧平价上网的目标，并要求发电侧成本进一步下降30%、40%;同时要求到2020年风电实现并网侧平价上网。

平价上网含义及标准设定

通常所说的电价是指电力销售价格，其成本组成包括发电厂的发电成本、输配电成本等。我国的销售电价分为三类：工商业电价，一般在1元/kWh左右;大工业电价，一般在0.6~0.9元/kWh之间;居民和农业售电电价，由于享受国家的交叉补贴，价格较低。主要的几种新能源技术，风电目前的标杆电价为0.40~0.57元/kWh，集中式光伏为0.65~0.85元/kWh，分布式光伏0.7~0.9元/kWh左右，核电约为0.43元/kWh，低于大多数电力售价，初步具备用户侧平价上网的条件。

判断新能源能否在发电侧与火电上网电价相竞争的方法是比较新能源发电度电成本与火电成本，衡量度电成本最为常用的指标是平准化电力成本(levelized cost of energy, LCOE)，LCOE=电站生命周期内的成本现值/电站生命周期内发电量贴现。

目前的新能源应用中，除分布式光伏之外，风电、集中式光伏及核电设备距离负荷中心距离较远，实现用户侧平价上网意义不大，真正能够促进产业发展的是实现发电侧平价上网，即在发电侧能够与火电的上网电价相竞争。目前国内不同地区脱硫煤电价格在0.26~0.5元/kWh，由于不同地区脱硫煤电价格差距较大，新能源不要任何补贴、实现全面的平价上网并不现实。我们认为在高电价地区，平价上网标准可以设置为脱硫煤电价格，而在低电价地区，考虑到新能源发电的正向外部性和煤电的负外部性，将平价标准设定为0.43元/kWh较为合理(2016年煤电的加权平均价格约为0.40元/kWh，加上碳交易3分/kWh的成本)。

内化外部成本，新能源已初具竞争力

新能源从起步到如今已经历了几十年，如果仅考虑发电的商业成本，新能源发展还需要政策扶植。对不同能源项目的商业成本核算一般包含其建设成本及运营成本。就当前情况而言，如果仅考虑新能源发电的商业成本，在短时间内实现全面的并网侧平价上网并不现实，在新能源发电技术商业成本优势欠缺的情况下，国家适当对新能源电价采取补贴政策相当必要。

而如果将外部成本内化，新能源发电成本已初具竞争力。我国的电力结构以火电(主要是燃煤)为主，火电具有商业成本低、能量密度高等优点，但也是造成大气污染的罪魁，并且排放大量的温室气体，目前的火电价格中并未考虑上述负外部作用。新能源的清洁特性使其具有较好的环境正外部性，同时，如果内化火电的环境负外部性，其成本优势将被削弱。煤电企业要想达到国家规定超低排放标准，脱硫脱硝效率需从80%上升至95%和90%，火电度电成本约增加0.4分/kWh。

同时，2017年我国计划全面推行碳交易机制，为碳排放定价。2011年10月，国家发改委决定在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳市设立7个线上碳交易试点，并于2014年全部启动。截止2017年5月，碳交易市场共纳入排放企业超过1900家，累计成交碳配额接近1.6亿吨，交易额37亿元，预计2017年我国有望全面推行碳交易市场。如果将2017年启动的碳交易因素纳入考虑范围，火电度电成本将继续增加约4分/kWh。未来伴随着超低排放标准及碳交易等政策的限制，火电成本竞争优势将显著下降。同时，“绿证”等新政策的开展将有效引入市场机制，补偿新能源的正外部性，加之新能源成本的逐渐下降，新能源发电将逐渐实现平价上网。