深度 | 新能源的平价之路

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%。

由于风电、光伏等后续是没有燃料成本的，其成本主要集中在前期的投资成本。而火电、核电除了前期的建造成本，后期发电时燃料成本也占有很大比重。以火电为例，火电的度电成本中燃料成本占比通常在70%左右。因此，非常有必要对比一下风电、光伏的LCOE与火电的边际成本的。我们可以从报告中发现，部分风电、光伏的LCOE甚至已经开始低于火电和核电的边际成本。

4.2 风电成本快速下降，有望较快实现平价上网

国际可再生能源署(IRENA)2018年1月发布《可再生能源发电成本报告》，2017年全球上半年陆上风电的发电成本为6.0美分/千瓦时（0.3元人民币/千瓦时），已经明显低于全球的化石能源，陆上风电平均成本逐渐接近水电，2017年以来新建陆上风电平均成本为4美分/千瓦时，预测到2020年最低的陆上风电的度电成本将不超过3美分（0.2元人民币/千瓦时）。

国内2018年的风电平价上网示范项目招投标中已然出现了超低价投标的现象。内蒙古和辽宁等地在目前的政策条件，弃风率低于5%的情况下，已经可以实现平价上网。最近规划的内蒙古乌兰察布 600万千瓦风电基地，电力输送京津冀地区，经测算的落地电价为0.35元/千瓦时，上网电价不超过0.3元/千瓦时，已经不需要补贴。

我国风电设备制造成本已经远低于国外，但与之相反的是风电投资成本和度电成本反而高于国外水平。究其原因，非技术成本较高是主要原因之一。业内人士经测算指出，不包括弃风限电在内的其他非技术成本相当于每千瓦时风电成本抬高了5分钱左右，而在“三北”地区，甚至达到每千瓦时0.1元左右。因此，降低土地、税费等非技术成本是降级风电成本的关键。

分散式风电蓄势待发，经济性打开装机增长空间，预计2020年前装机规模达20GW以上。中东部地区地势复杂、风资源分布不均匀，各省气候、环境千差万别，因此分散式无法完全复制现有集中式风电项目经验。优质风资源日益稀少，但可以通过更加精益化的项目设计和流程来降低分散式风电的成本。根据行业测算，以50MW项目为例，在风资源评估和风机选型方面，随着设计经验的成熟，初始投资能够节省 9%-13%，总成本下降贡献度达 24%-30%。折算成度电成本，可以下降0.05元/kWh，对于复杂地形，预计可节省0.07元/kWh。

由于涉及海洋工程，海上风电项目比陆上风电多了海上桩基及海底光缆，开发投资成本构成不同。从本质上看，陆上风电是“机组+电网+一般性电力工程”；海上风电则是“风电项目+海洋工程”，海底光缆、海上桩基及海上装机如吊船、 打桩船是海上风电项目重要组成部分。海上风电机组基础、变电站工程、桩基、 运输安装和输电线路费用较高，导致海上风电单位造价高于陆上风电；同时海上装机需要专业风电运输安装船以及吊船， 海上风电安装成本显著高于陆上风电安装成本。海上风电项目在硬件方面主要由风电机组、风塔及桩基、海底电缆三部分组成。在海上风电的总投资中，整机、风塔、海底光缆等设备投资约为 50%。目前海上风电平均开发投资造价14000元/KW。

4.3 光伏成本持续降低，平价上网可期

光伏发电成本不断降低，未来将成为主导能源之一。当下光伏发电量仅占全球总发电量1%，发电成本高是主要掣肘。目前光伏用电成本较煤炭约高31%，但随着各国光伏市场化进程加快，光伏发电成本有望在2020年低于煤炭。从光伏产业链的价格来看，光伏级多晶硅的价格由2011年时的54美元/千克降至当前平均9美元/千克，而组件的价格则由1.24美元/瓦降至0.22美元/瓦。光伏系统达到降低拉动了光伏发电成本的降低。目前光伏组件价格继续下跌的空间已经不是很大，还需要依靠降低非系统成本来降低总的成本。BNEF 预计未来十年光伏的发电占比将逐渐上升至 10%。彭博预计至2040年光伏和风能将占全球发电总装机量 37%，占比是目前4倍，成为主导能源之一。

5.消纳端：多项政策保障新能源消纳

近年来，我国清洁能源产业不断发展壮大，但是清洁能源发展不平衡不充分的矛盾也日益凸显，特别是清洁能源的消纳问题突出，已经严重制约了电力行业健康可持续发展。在政策层面，国家发改委、国家能源局局等单位相继出台多项政策和措施来保障清洁能源消纳、降低弃风、弃光率。其中，绿证和配额制、清洁能源消纳计划是直接关乎清洁能源消纳的两个政策。

5.1 绿证和配额制

2018年3月份，国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，可再生能源配额制历时多年尘埃落定。9月份，国家能源局新一轮可再生能源配额制征求意见稿再次印制，正式下发给行业协会及相关企业。

文件的核心是配额和绿证。配额是指可再生能源电力配额，是指水电、风电、光伏、生物质发电等可再生能源电力在电力消费中所占的比重，包括总量配额和非水配额两个指标。绿证是指可再生能源电力绿色证书，是配额实施和考核的依据和载体。

配额和绿证机制有利于解决清洁能源消纳难题。一是可再生能源发电量有了保障。配额制最直接的就是明确了各省的可再生电力比重，强制各省必须完成最低配额标准，为可再生能源电力企业的发电量提供了稳定的保障。二是有利于提高可再生能源企业收益。考核期初始，根据可再生电力发电量获得绿证。进行电力交易的时候，绿证可不随电量一同交易，只有高于标杆电价的交易电价时，才会配套交易绿证，因此交易电价将因为绿证的存在而提高，可再生电站拥有者便可从中获利。而且在购电方背负配额考核压力的情况下，可再生能源电站将会有可能获得比原有补贴更高的收益。并且可以成立售电公司，通过市场化交易，获得更高得差价收益。三是补偿金和绿证收益将作为发电补贴。对未完成年度配额的义务主体，省级电网企业对其收取未完成额对应的配额补偿金，配额补偿金标准为地方燃煤发电标杆上网电价、大工业用户最高输配电价、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和。补偿金将用于可再生能源补贴。省级电网公司绿证交易获得的收益也将用于可再生能源补贴。四是国家补贴将由市场替代。对可再生能源的补贴根据此次征求意见稿可以看出，补贴资金将由地方电网公司从收缴的配额补偿金，以及销售绿证获利中进行支付。而国家补贴的支付也将扣除电站拥有者依靠绿证获利的部分。由此可以判断，国家的补贴将会越来越少，当绿证的市场交易达到一定程度后，将全面替代补贴，补贴也将推出舞台。

5.2 清洁能源消纳计划

2018年12月份，国家发改委和国家能源局联合下发《关于印发清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）的通知》。行动计划旨在形成政府引导、企业实施、市场推动、公众参与的清洁能源消纳新机制。到2020年，基本解决清洁能源消纳问题。通知还针对弃风率较高的“红六省”（弃风率超过20%的红色预警省份），弃光率较高的新疆和甘肃，以及水电大省四川、云南、广西分别制定了具体的年度目标。

从新能源的发展历程来看，补贴是为了辅助其更好的成长。而随着风电、光伏成本的降低和规模的扩大，平价上网也是一种必然。当前部分项目已经具备平价上网的条件，放开这些平价上网项目的规模，同时在消纳端提供保障支持，将有利于先进的风、光项目快速发展，从而带动整个新能源产业步入一个新的时代。

5.3 全额上网+发电权转让双重保障，20年固定长协电价

《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》明确提出“全额上网+发电权转让”的双重保障来解决消纳问题。一方面，要求电网企业应确保风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目所发电量全额上网。另一方面，当全额上网无法保证，存在弃风、弃光问题时，将限发电量核定为可转让的优先发电计划。经核定的优先发电计划可在全国范围内参加发电权交易(转让)，交易价格由市场确定。

对集中式平价项目明确由电网企业保障电力消纳，原则上由电网企业的售电量来保障平价（低价）上网项目的消纳，集中式平价（低价）项目不参与电力市场化交易，由电网企业的自营售电量保障消纳。分布式就近直接交易属于一种特殊的电力交易，项目单位与用电单位直接达成电力交易，在严格核定符合分布式电源标准且在并网点所在配电网区域内就近消纳的条件下进行，分布式风电和光伏发电的电力上网、输送和消纳仍以电网企业发挥电网公共平台作用的方式予以保障。

通知明确执行固定电价收购政策，对风电、光伏发电平价上网和低价上网项目，按项目核准时的煤电标杆上网电价或招标确定的低于煤电标杆上网电价的电价，由省级电网企业与项目单位签订固定电价购售电合同，合同期限不少于20年，在电价政策的长期稳定性上予以保障。

此外，鼓励通过绿证获得收益。平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证），通过出售绿证获得收益。国家通过多种措施引导绿证市场化交易。

5.4 特高压：解决区域发用电不平衡问题

随着跨区输电线路建设的建成，清洁能源外送将继续扩大，弃风率、弃光率还将下降。截至 2017年年底，国家电网特高压建成“八交十直”，共 18 条特高压线路。目前国家电网在建7条跨区送电线路，其中6条将在2018年或2019年建成，将缓解目前弃风率、弃光率较高地区送出压力。2018年9月国家能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，为加大基础发挥重点电网工程在优化投资结构、清洁能源消纳、电力精准扶贫等方面的重要作用，要加快推进9条输变电工程，合计输电能力5700万千瓦，其中国家电网有7个项目，将于今明两年给予审核。其中全国首条清洁能源外送特高压线路青海-河南线已于 11 月 7 日开工，预计 2020 年底建成。工程起于青海省海南藏族自治州，止于河南省驻马店市，途经青海、甘肃、陕西、河南等4省，线路全长1587公里，新建海南、驻马店两座换流站，输送容量800万千瓦，总投资约226亿元，于今年10月获得国家发改委核准，计划于2020年建成投运，建成后每年可为河南输入清洁电量400亿千瓦时。该工程是世界上首个以服务光伏发电为主、全清洁能源打捆外送的特高压工程，是解决新能源大规模并网消纳难题的重大创新工程和典范工程，将有力推动青海千万千瓦级新能源基地集约化开发建设和大规模外送，同时汇集甘肃富余新能源电力，促进送端地区资源优势转化，助力青海、甘肃等重点区域打赢精准脱贫攻坚战，降低受端地区社会用能成本，拉动沿线经济增长和相关产业发展。

整体看来，经历十多年的高速发展，新能源已经步入高速发展期，或将在三五年内步入成熟期。新能源在前十年主要靠补贴发展，2019年将进入平价的关键之年，补贴与平价共存，2020年则有望全面退补，实现真正的平价上网。当前，风电、光伏的系统成本仍在不断降低，而且还有一定的下降空间。但是占总成本近一半的非系统成本，如土地租金、各种税费等，则是制约新能源成本进一步降低的桎梏。有效解决弃风、弃光问题才能切实保障新能源的整体收益。虽然现阶段新能源的发展还不能完全摆脱补贴，但是可预见在一两年之后新能源是有可能与煤电分庭抗争的。