电力市场研究｜如何解决中国可再生能源发电补贴缺口和大比例弃电问题

摘要

中国当下可再生能源发展面临补贴资金缺口急剧膨胀以及“弃风弃光”居高不下的双重挑战。本研究在实地调研基础上，讨论分析了现有固定上网电价制度如何在制度层面上形成“地方请客、中央埋单”的资源配置逻辑，并与僵化的电力市场体制产生种种摩擦和矛盾，进而形成上述发展困局的。在进一步分析总结当前经济新形势和可再生能源发展国际经验的基础上，本文提出解决问题的思路，并立足还原风电和光伏发电的商品和环境属性，对如何调整和过渡当前的可再生能源补贴政策提出相应政策建议。

（来源：微信公众号“电力法律人茶座 ”ID：dlflrcz 作者：联合课题组）

自2006年1月颁布《可再生能源法》以来，中国风电和光伏发电产业迅猛发展。在2006-2015年期间，中国风电累计装机容量从259万千瓦到1.45亿千瓦，增长56倍，全球占比从3.5%增长到33.4%；光伏累计装机从8万千瓦到4348万千瓦，增长534倍，全球占比从1.2%增长到18.9%；并分别在2010年和2015年超过美国和德国成为全球第一大风电和光伏装机大国，创造了世界上前所未有的可再生能源发展速度。2015年，中国风力发电1851亿千瓦时，光伏发电392亿千瓦时，分别占总发电量的3.2%和0.7%、一次能源消费总量的1.4%和0.3%。

但是，中国可再生能源的发展也面临挑战。在高额补贴政策驱使下，中国风电和光伏装机得以超高速发展，但也更快地碰到了各国发展风电和光伏所遭遇到的问题和挑战，并与中国原有僵化的电力体制产生种种摩擦和矛盾。其中尤为突出的是，中国可再生能源发电的补贴资金缺口急剧膨胀、“弃风弃光”比例不断攀升。

中国对可再生能源补贴的资金来自对全国范围内销售电量所征收的可再生能源电价附加。为缓解补贴资金困难，中国可再生能源电价附加自2006年征收以来，历经5次上调，从0.1分每千瓦时提高到1.9分每千瓦时，增长19倍。然而，面对风电和光伏发电的跳跃式发展，补贴资金缺口却愈滚愈大：2014年底，缺口140亿元；2015年底，缺口400亿元；2016年6月底，缺口550亿元；至2016年底，累计资金缺口突破600亿元。

2015年风电和光伏发电补贴总额已高达600亿-700亿元。而根据2016年底国家能源局发布的《风电发展“十三五”规划》和《太阳能发展“十三五”规划》，2020年风电和太阳能发电规划装机将达到2.1亿和1.1亿千瓦，分别是2015年底装机容量的1.45倍和2.53倍。如果不大幅度调整现有补贴政策，以每千瓦风电和光伏发电年平均发电2000小时和1500小时、平均每千瓦时补贴0.2元和0.5元的保守数字计，届时年补贴资金将接近1600亿元，与当前中国近1500亿的财政扶贫资金旗鼓相当。再考虑到20年的补贴年限，中国在风电和光伏发电上的总补贴支出最保守估计将超过1万亿元。改革可再生能源电价补贴政策，迫在眉睫。

中国风电与光伏装机容量已跃居世界第一，但受制于经济下行和电力需求疲软、电网外送通道建设滞后以及省际电力市场壁垒等体制因素，2014年以来设备利用小时数持续走低，弃风弃光问题凸显。2014年、2015年和2016年上半年，中国平均弃风率分别为8%、15%和21%。2015年以来，中国平均弃光率持续保持在12%左右的高位。其中，中国西北和东北众多省份弃风弃光问题尤为严重：2016年上半年，甘肃、新疆和吉林的弃风率分别达到了47%、45%和39%；甘肃和新疆的弃光率则高达32%。相比之下，同为风电和光伏装机大国的德国，弃风弃光率只有1%。显然，在现有约束没有得到实质性解决的前提下，继续保持风电和光伏装机高速发展，弃风弃光问题将愈演愈烈。

本研究旨在梳理中国风电和光伏发电发展的现状和问题，厘清各种问题的根源，分析未来发展面临的约束和困难，并对解决问题可行的政策思路进行讨论。

01

高额补贴驱动高速发展

自2003年开始，中国尝试以市场化的补贴方式“特许权招标”确定风电上网价格，稳步推进可再生能源的发展，也为下一步出台风电固定上网标杆电价提供价格参考。特许权招标是由政府对一个或一组新能源项目进行公开招标，由各发电企业竞价决定该项目的上网价格。2003-2007年，中国共进行五期风电项目的特许权招标，总装机容量达到330万千瓦，占2007年底风电累计装机容量的56%。

特许权项目的招标价格普遍低于同时期的审批价格，最低曾到达0.38元/千瓦时，逼近火电上网价格。但从课题组实地调研情况来看，在当前弃风弃光较为严重地区，特许权招标项目因不受限电约束，受到当地风电企业普遍欢迎。特许权招标以市场竞价为原则，不但实现有效的价格发现、降低财政补贴成本，也将风电场资源配置到经营效率最高的企业手中，是最有效率的可再生能源补贴方式。2010年，中国开展的13个光伏电站项目的特许权招标，中标价格区间为每千瓦时0.7288-0.9907元。

但在污染排放形势日益严峻以及国际气候变化谈判压力与日俱增的背景下，国家发展与改革委员会分别于2009年和2011年取消风电和光伏发电特许权招标电价补贴政策，正式出台风电和光伏发电的固定上网电价政策：电力公司以当地火电标杆电价收购风电和光伏发电，政府则补贴风电和光伏发电固定标杆上网电价与当地火电标杆上网电价之差。为推动风电和光伏发电的大规模发展，中国在当时制定的固定电价水平远高于此前特许权招标价格：4类风能资源区风电固定上网价格分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元；2011年底之前和之后投产的光伏电站上网电价分别为每千瓦时1.15元和1元。

随着技术进步和行业竞争的加剧，自设立固定上网标杆电价以来，风电和光伏发电成本出现大幅度下降。从2009年第一季度至2016年第三季度，考虑设备投资和融资成本后的全球陆上风电的平准化电力成本平均下降50%，而同期太阳能光伏组件的单位成本则平均下降90%。相比之下，中国风电和光伏固定上网电价不但在设立之初就维持了较高的水平，而且在往后的调整过程中，不但缓慢而且相对有限：2009-2017年的8年时间内，风电上网价格只经过3次调整，1类至4类各资源区上网价格从2009年到目前执行价格水平，分别只下降7.8%、7.4%、6.9%和1.6%；2011年以来，光伏发电上网价格也只经过3次调整，1类至3类资源区在2017年1月1日之后的上网价格，相比于2011年之前投产建设的每千瓦时1.15元，分别下降43%、35%和26%。

严重滞后的补贴政策调整，更使风电和光伏发电的补贴额度高上加高，在经济下行、传统行业普遍经营困难的背景下，高度激发市场各方主体投资风电和光伏发电的强烈意愿。课题组调研发现，在某些地区，为争夺光伏项目装机指标，5万千瓦的项目指标“黑市”价可达2000万元。光伏发电过高补贴所产生的行业寻租问题不可小觑。

除了引发市场主体的投资冲动，高额补贴还派生出地方政府的投资饥渴。中国风能和太阳能资源基本上分布在经济上较为落后的甘肃、新疆、内蒙古、宁夏、吉林等三北地区，具有很强的地域性。而在现有补贴政策下，风电和光伏发电的高额补贴成本由全国电价共同分担。这就在制度层面上形成风电和光伏发电发展“地方请客、中央埋单”的资源配置逻辑。对于经济较为落后的地区，如何发展本地经济、提升GDP是政府工作的重中之重。由于风电场和光伏电站的建设能有效拉动固定资产投资，并带动上游设备和零件制造业发展，风电和光伏发电成为这些地区少有的经济增长新亮点。

对于地方政府而言，只要能从国家能源局获得风电和光伏发电的项目建设指标，不需花费任何本级财政，就能获得管辖区域内的投资增长。巨大的GDP政绩收益触发了地方政府的投资饥渴，并使之积极利用行政手段干预地方风电和光伏发电的建设发展，也为中国风电和光伏发电在这些地区的发展埋下了“重建设、轻消纳”的隐患。

在中央高额补贴、市场冲动和地方政府投资饥渴的三重推动下，中国风电和光伏发电装机在固定上网电价政策颁布后步入跨越式发展阶段，并呈现出爆发式增长：2009年全国风电新增装机1373万千瓦，一举超过此前二十多年965万千瓦累计装机容量；2009-2015年间，风电新增装机年均增长47.5 %，占同期全球新增装机42%；2011年新增光伏装机270万千瓦，远超2010年底80万千瓦的累计增加容量；2011-2015年，光伏新增装机年均增长248%。

02

高额的补贴、计划的市场

固定上网电价制度的实施使得中国得以在较短的时间内迅速推动风电和光伏发电的大规模发展，对中国能源绿色转型起到了关键性作用。但不曾料想的是，高额补贴所引爆的风电和光伏发电投资，不但给财政补贴资金造成巨大压力，还带来弃风弃光问题不断加剧的更大麻烦。“风光无限、水深火热”成为诸多地区风电和光伏发电发展的真实写照。

自2002年“厂网分开、主辅分离”的电力体制改革以来，中国发电侧市场竞争开放，但风电和光伏发电的出口端——输配和售电侧至今仍受到高度计划管制。当竞争性且超高速发展的风电和光伏发电遭遇计划管制的电力市场，产生了诸多意想不到的矛盾和冲突，促发罕见的弃风弃光问题。

电源和输电通道的紧张

由于电网的自然垄断属性，各地的输配电网主要由当地电网公司独家投资建设并承担相应成本。对于电网公司而言，新建输电线路，在经济上需核算成本收益；在建设上，需要经过规划、可行性研究、评估、立项、征地拆迁、施工等诸多流程和环节，历时2-3年。尤为突出的是，风能和太阳能资源丰富，并且风电和光伏发电项目建设成本较低的地区，往往地处偏远且远离用电负荷中心，输电线路建设成本较高。这就在经济层面上导致电网公司在这些地区投资建设外送通道的意愿不强。

相比之下，风电和光伏发电项目的建设投资，不但无需在意外送输电通道的投资成本，而且可在数月时间内快速完工。为抢占优势资源，风电和光伏发电投资主体更是积极“跑马圈地”，并意欲以大规模项目建设“倒逼”电网公司铺设外送输电通道。另外，在现有补贴政策下，风电和光伏发电标杆电价在调整日出现断点式下降。对于中等规模的风电场或光伏电站而言，并网时间相差一天，20年运营周期内总收入可差数百万至数千万元。每逢补贴政策调整前夕，全国各地必然出现新一轮大规模“抢装潮”，致使在较短时间内，风电和光伏发电项目集中上马，原有输电线路无法满足电源输电需求。

如果说电源建设和输电通道建设的协同匹配主要是技术层面的问题，在现有条件下，以时间为代价，终将得到解决，那么电力市场制度层面上的掣肘，则是弃风弃光问题在现阶段难以逾越的障碍。

省际壁垒阻隔电力外送消纳

电力的生产和需求须要实时平衡，而受制于自然条件，风电和光伏发电却天然带有很强的间歇不稳定性。在储能技术没有突破性进展、储能成本还相当昂贵的背景下，解决风电和光伏发电间歇不稳定的唯一办法是，通过电力调度调整电网内火电机组实时出力。但对于区域电网而言，为保障电网的安全稳定运营，网内所能消纳的间歇不稳定电源发电占比有上限。因此大规模的风电和光伏发电需要大电网、大市场来消纳。电网和电力市场交易半径越大，所能消纳的风电和光伏发电越多。即便以风电和光伏发电发展成功著称的德国，如果离开欧洲大电网，也根本无从做到风电和光伏发电占国内总发电量20%的高比例。

但在中国原有电力计划体制下，电力平衡以省为单位，每年由各省经济和信息化委员会、电网公司根据全年预测消费电量，制定省内各发电机组的发电计划。由于各省的发电上网电价和用电价格都是由国家发改委核定，其中价差收益由电网企业获得，而电网企业都是央企。因此，从省级政府的角度，在发电计划的安排上，首先要确保的是本省发电企业的利益和发电小时数，至于是否从省外购买便宜电力，由于主要受影响的是电网企业利益，并不在其考量范围之内。因此，现实的情况是，只有当省内发电无法满足省内用电需求时，缺电省份才会向其他电力富余省份购电，出现省间电力交易。2014年，全国跨省区交易电量达到8842亿千瓦时，仅占全国电力需求总量的16%。在有限的跨省(区)电力交易中，计划安排和地方政府间协议仍是确定跨省(区)交易电量和交易价格的主要形式。

2015年以来，以放开售电侧、促进电力直接交易为主要内容的新一轮电力体制改革开始启动。各省分别成立电力交易中心，在原计划电量中拿出部分电量交由市场进行交易，并积极组织省内用电大户和发电企业以双边协商或集中竞价的方式进行电力直接交易。在大用户直购电交易中，发电企业需以市场竞争获得发电权，用电企业则可直接面向发电企业购买电力，突破了原有僵化的计划体制。

但由于发电权的分配依旧控制在各省手中，以省为界、“画地为牢”的局面没有发生任何变化，电力跨省交易困难重重。尤其是在经济下行、大多数省份电力供应都出现富余的背景下，为了确保省内发电企业的利益，即便跨省购电成本再低，多数省份的政府也不愿意跨省购电，致使电力跨省交易难上加难。调研发现，甘肃某一风电发电企业即便与位于另一省份但隶属同一发电集团的火电厂达成发电权交易的协议，也同样遭到火电厂所在地省级政府的否决。

难以破除的省际壁垒将中国电力市场切割成30多个独立的省级电力市场，这就在客观上要求风电和光伏发电立足省内电力市场进行消纳。但中国巨大体量的风电和光伏装机主要集中在三北地区，其中大部分省份恰恰用电负荷较少且重工业GDP占比较高，在经济下行、重工业用电需求大幅度下滑的背景下，发电形势紧张问题首当其冲。一头是不断加码的装机，另一头是不断萎缩的用电需求，弃风弃光问题也就愈演愈烈。

以弃风弃光问题最为严重的甘肃省为例，截至2016年6月底，甘肃全省发电装机容量4722万千瓦，其中火电、水电、风电和光伏发电分别装机1930万千瓦、853万千瓦、1262万千瓦和678万千瓦。相比之下，2016年1-6月全省最大负荷仅有1214万千瓦，相当于1/4总装机容量，发电产能严重过剩。甘肃省2016年上半年发电量只有575亿千瓦时，同比下降8.3%，致使在风电和光伏发电量分别同比增长4.28%和9.24%的背景下，弃风弃光率进一步攀升至47%和38%。目前，甘肃省已经创下风电和光伏发电占全省发电量18.24%、可调电量20%的历史纪录。进一步大幅度提高省内风电和光伏发电占比，空间极其有限。因此，不进一步通过电力市场化改革打破各省“画地为牢”的局面，不建立更大区域范围内的电力市场，弃风弃光问题难以根除。

“量”、“价”难两全

问题是，省际壁垒和封闭有限的省内市场是既定的约束，面对弃风弃光不断恶化的形势，风电和光伏发电企业为何继续增加装机投资？

在现有电力体制下，各省经信委和电网公司在制定省内各发电机组的发电计划时，大致是以发电机组容量为根据对计划发电量进行平均分配。在实际运行中，各电网公司更是需要贯彻执行公开、公平和公正的“三公”调度。这就在制度层面上形成以平均主义“大锅饭”的方式配置发电权资源的逻辑。在经济下行、电力市场供大于需的新形势下，发电权成为稀缺资源。当电力上网价格固定、发电权平均分配，发电企业无法通过市场竞价获得发电权资源，增加项目装机容量成为竞争获取发电权的重要筹码。

在经济层面上，这就衍生出电力领域的“公地悲剧”：只要新建装机能获得超额回报率，即便弃风弃光率不断攀升，企业仍会不断增加新增装机投资，直到项目收益趋向行业平均回报率。甘肃调研发现，即便在2015年如此之高的弃风率下，大部分风电企业还是能盈亏平衡，甚至略有盈余；直到2016年上半年用电需求继续大幅度下滑、弃风率再创纪录的严峻形势下，企业继续投资风电项目的冲动才得到有效抑制，新增装机仅20万千瓦。

在计划管制的电力市场中，上网价格和机组产量受到严格管制，但经济和市场规律并未消散，且以意想不到的形式发生作用。在发电企业不能竞价的情况下，竞装机容量就成为市场配置稀缺发电权资源的重要手段。其中最令人唏嘘的是，在封闭且需求有限的市场中，高额补贴竟成为高弃风弃光率的最直接推手：补贴额度和上网价格越高，在同等弃风弃光率条件下，风电和光伏发电装机投资越能获得较高收益，进而诱发更大规模的新增投资和不断攀升的弃风弃光率，直至新增装机投资的成本收益趋向于平衡点。在上网价格固定不变的背景下，弃风弃光率替代价格成为调节市场供给的重要工具，且随补贴额度水涨船高。

价格和产量是企业参与市场竞争、赢取市场份额的两大筹码。而固定上网电价结合全额保障性收购的政策设计却欲以“既保价、又保量”的初衷推动中国风电和光伏发电的大规模发展。但经济规律难以违背：只要“量”、“价”齐保，企业决策便无需在意市场竞争因素，进而产生无穷扩张产能的冲动。因此，在一个竞争开放、企业可自由进出的市场环境中，“量”、“价”难两全。

上述实际发展的情况也表明，当固定上网电价制度保了“价”，以保“量”为目的的保额保障性收购制度便不得不付之东流，致使弃风弃光率愈演愈烈。如果说固定上网电价制度“保价不保量”，那么早期特许权招标项目的运行逻辑却是“保量不保价”：在确保发电量全额保障性收购的前提下，电力价格在招标环节由企业竞争决定。而对于企业而言，前者固然确保价格长久不变，但却带来产量的高度不确定性，相比之下，后者则能提供价格和产量的双重稳定预期——这就使得在高弃风弃光率地区，企业对“保量不保价”的特许权招标项目持高度欢迎态度。

以上情况说明，经济规律往往以“事与愿违”的方式来彰显它的存在：政府希望通过高额补贴大规模发展风电和光伏发电，却不曾料想，高额补贴不但成本极其昂贵，而且催生意想不到的装机“大跃进”，使得补贴财政捉襟见肘、难以承受；更难以预料的是，当跃进的产能遭遇电力市场的森严壁垒和管制时，不得不闲置过剩，引发举世罕见的弃风弃光，致使像甘肃这样诸多“风光无限”的地区陷入“水深火热”之境地。我们认为，只有深刻理解上述经济现象之间的因果规律，追根求源，认清要害，果断抉择，才能扭转局面，让中国风电和光伏发电朝着符合市场经济规律和可持续发展的方向改进。

03

解决问题的思路

始于2009年和2011年的固定标杆上网电价补贴制度，为推动中国风电和光伏发电以及相关制造产业的大规模发展起到了决定性作用，其历史贡献值得肯定。但是，近些年来，随着风电和光伏发电装机突飞猛进、体量跃居全球第一的同时，中国经济和环境污染形势再次发生重大变化。尤其是化石能源价格和经济增长速度下行，风电和光伏发电的财政补贴压力日趋紧张，使得现有补贴制度所面临的电价调整机制不灵活、补贴规模过大和补贴效率低下等问题凸显。为此，有必要重新审视、冷静分析当前新形势，选择切实可行的政策思路。

首先，煤炭是中国大气污染和二氧化碳排放的主要来源，替代并减少火电燃煤消费是大规模发展风电和光伏发电的唯一意义所在。但自中国经济在2002年重新上行且经历10年年均增长10%的煤炭消费高增长之后，中国煤炭消费量自2012年以来首现1%-2%的个位数增长，且从2014年开始连续三年下降。中国电力消费在经历了2002-2011年间年均近12%的高速增长后，也自2012年开始出现增速大幅度下滑。

在经济新常态、产业结构转型的大背景下，核电和天然气等其他清洁能源大幅度增长的新形势下，中国经济在未来较长一段时间再现煤炭和电力消费高速增长的可能性微乎其微。因此，在此新形势下，我们认为有必要放松可再生能源发展在政治上的约束，让产业发展回归常态、服从经济规律。

其次，补贴风电和光伏发电的收益有且只有环境效益，合理的补贴政策应经得起补贴成本和环境收益的核算。根据课题组比较激进的测算方法，中国每千瓦时燃煤发电的大气污染成本最多不超过5.4分。在现有的文献研究中，每吨二氧化碳成本的平均估计值在12美元。以此计算，燃煤发电的气候变化成本为每千瓦时6.9分。两者相加，火电燃煤每千瓦时环境总成本在0.12元左右，远低于当前风电和光伏发电每千瓦时的补贴金额。以2015年风电和光伏总发电量2243亿千瓦时计，风电和光伏发电的环境总收益只有269亿元。考虑到光伏产品制造过程中所产生的高污染，风电和光伏发电实际环境收益更低。而2015年，中国对风电和光伏发电的补贴总额却高达600亿-700亿元，补贴政策的成本收益严重失衡。

考虑到二氧化碳外部性成本的高度不确定性，每吨12美元的数字可能会趋于保守。但基于以上测算，二氧化碳外部性成本只有高于每吨40美元左右，中国风电和光伏发电补贴政策的成本收益才能实现自我平衡。相比之下，美国政府进行碳减排项目评估时所采用的数值也只有36美元。

最后，风电和光伏发电发展和补贴压力之间的高度紧张并非中国所特有。在西班牙、意大利、日本、德国等绝大多数依靠高额固定上网电价制度推动风电和光伏发电大规模发展的国家都同样面临巨大财政压力，最终不得不大幅度调整补贴政策。尤其是在风电和光伏发电成本快速下降的背景下，发电成本信息在政府与企业之间的不对称问题使得制定合理的固定上网电价难上加难，越来越多国家的可再生能源补贴政策开始从固定上网电价制度转向上网电价竞标制度，相当于中国早期实施的特许权招标政策。

以发展可再生能源成功著称的德国为例。截至2015年底，德国风电、光伏发电和生物质发电量分别为880亿千瓦时、384亿千瓦时和502亿千瓦时，三者相加占德国总发电量的27.3%、一次能源总消费量的12.4%。但为补贴可再生能源发电，德国居民消费者需支付每千瓦时0.48元人民币(6.354欧分)的可再生能源电力附加税、每年近1700多亿元人民币(229亿欧元)总补贴的高昂代价。在严峻补贴形势的倒逼下，德国议会最终在2016年7月决议修改《可再生能源法》，决定从2017年开始变原有的固定上网价格政策为补贴成本较低且更为市场化的上网电价竞标政策。

在技术进步、供应链改善和规模化生产三重因素的共同作用下，风电和光伏发电成本在世界范围内大幅度下滑，越来越多的风电和光伏项目无需任何补贴便可竞争上网。以2016年为例：1月，2018年建成、每千瓦时3美分的陆上风电项目在摩洛哥签订；2月，2017年建成、每千瓦时4.8美分的光伏发电项目在秘鲁签订；3月，2018年建成、每千瓦时3.6美分的光伏发电项目在墨西哥签订；5月，2019年建成、每千瓦时2.99美分的光伏发电项目在迪拜签订；8月，每千瓦时2.91美分的光伏发电项目在智利签订。其中，光伏发电项目上网价格随着建成时间的推后而不断创下新低，充分反映了市场对未来光伏发电成本不断走低的预期。

传统的固定上网电价制度显然难以适应风电和光伏发电成本如此瞬息变化的形势。由于政府和可再生能源企业之间的信息高度不对称，发电成本下降的收益更是往往被可再生能源企业所获取，而无法传送到消费端。相比之下，上网电价竞标制度以市场竞价的方式，能真实地发现和还原风电和光伏发电成本，为大幅度降低补贴资金提供了现实可行的选择。与此同时，竞标制度亦能高度激发企业竞争，从而将风电和光伏发电项目资源配置到经营效率最高的企业，有利于高效率企业的做大做强以及行业整合。

在经济下行和财政补贴压力凸显的背景下，除德国外，越来越多的国家开始采用上网电价竞标方式对风电和光伏发电进行补贴。其中，采用上网电价竞标制度最为成功的是巴西。巴西自2006年开始通过竞标价格从高往低报的荷兰式拍卖法，对可再生能源项目进行招拍，并在2009年对风电项目实行全面竞标制度。截至2015年，通过竞标制度，巴西共完成1230万千瓦陆上风电项目和230万千瓦光伏发电项目的建设。在2009年实施风电项目竞标后，相比于原先政府所设定的固定上网电价水平，风电上网电价下降近50%。

欧盟也要求自2017年起，对技术成熟的可再生能源项目进行补贴，需引进竞价机制。在曾经采用过项目竞标的国家中，相比于原有固定上网电价，风电和光伏发电上网价格无一例外出现大幅度下降：在巴西、南非、印度等新兴国家，上网电价下降29%-50%不等；在德国、意大利和英国等风电和光伏发电发展比较成熟的欧洲地区，上网电价也出现6.5%-32%不等的降幅。

以上的分析表明，在当前的新形势下，曾经催生风电和光伏发电高额补贴政策的历史因素，已经发生变化。我们认为，解决当前风电和光伏发电所面临问题，并促进其长久可持续发展，第一要还原风电和光伏发电的商品和环境属性，第二要让市场和环境成为配置稀缺清洁能源的决定性力量。我们要摆脱以往补贴思维的惯性，让补贴政策回归它的环境宗旨：从减少大气污染和二氧化碳减排的环境角度，制定合理的补贴政策，而不是为完成某种发展目标、某种占比的角度，尤其要抑制为完成任务不顾实际、不惜代价、操之过急的政策倾向。我们相信，在健康市场环境中成长的风电和光伏发电产业，最终将依靠技术进步、成本下降所形成的市场竞争优势，成为中国发电领域的重要组成部分。