我國現存的新能源發電技術包括風電、光伏、生物質能等，核電也被歸類于新能源，目前風電、光伏和核電的發展規模較大。

新能源發電位于電力系統發電、輸電、配電、售(送)電四個環節中的發電側，其產品同火電、水電等傳統電力具備極高的同質性，僅在電壓、頻率等方面有少許區別。

對于絕大多數用戶而言，不同電力產品僅存在價格區分，這意味著在不考慮其他因素的條件下，成本領先戰略是發電企業必然也是唯一可行的競爭戰略。

新能源發電行業由于產業發展初期成本較高，必須依賴政策補貼才能維持一定的發展規模，此時新能源在能源結構中作為補充性能源，而補貼規模的大小決定了新能源空間的上限。

只有當新能源發電成本與傳統能源(主要為火電)具備可比性，也就是實現并網側的平價上網，才能在市場競爭中擴大份額，并逐漸在能源結構中由補充性能源變為替代性能源。

市場競爭力取代產業政策成為行業發展的核心驅動力，其發展上限也由補貼規模變為能源總需求。

新能源在能源結構中的份額提升意味著能源結構的優化。

我國已經充分意識到推動新能源發電并網側平價上網的重要性:國家“十三五”規劃明確提出光伏并網側、用戶側平價上網的目標，并要求發電側成本進一步下降30%、40%;同時要求到2020年風電實現并網側平價上網。

平價上網含義及標準設定

通常所說的電價是指銷售價格，其成本組成包括發電廠的發電成本、輸配電成本等。

我國的銷售電價分為三類:工商業電價，一般在1元/kWh左右;大工業電價，一般在0.6~0.9元/kWh之間;居民和農業售電電價，由于享受國家的交叉補貼，價格較低。

主要的幾種新能源技術，風電目前的標桿電價為0.40~0.57元/kWh，集中式光伏為0.65~0.85元/kWh，分布式光伏0.7~0.9元/kWh左右，核電約為0.43元/kWh，低于大多數電力售價，初步具備用戶側平價上網的條件。

判斷新能源能否在發電側與火電上網電價相競爭的方法：是比較新能源發電度電成本與火電成本，衡量度電成本最為常用的指標是平準化電力成本(levelizedcostofenergy,LCOE)，LCOE=電站生命周期內的成本現值/電站生命周期內發電量貼現。

目前的新能源應用中，除分布式光伏之外，風電、集中式光伏及核電設備距離負荷中心距離較遠，實現用戶側平價上網意義不大，真正能夠促進產業發展的是實現發電側平價上網，即在發電側能夠與火電的上網電價相競爭。

目前國內不同地區脫硫煤電價格在0.26~0.5元/kWh，由于不同地區脫硫煤電價格差距較大，新能源不要任何補貼、實現全面的平價上網并不現實。

我們認為在高電價地區，平價上網標準可以設置為脫硫煤電價格，而在低電價地區，考慮到新能源發電的正向外部性和煤電的負外部性，將平價標準設定為0.43元/kWh較為合理(2016年煤電的加權平均價格約為0.40元/kWh，加上碳交易3分/kWh的成本)。



內化外部成本，新能源已初具競爭力

新能源從起步到如今已經歷了幾十年，如果僅考慮發電的商業成本，新能源發展還需要政策扶植。

對不同能源項目的商業成本核算一般包含其建設成本及運營成本。

就當前情況而言，如果僅考慮新能源發電的商業成本，在短時間內實現全面的并網側平價上網并不現實，在新能源發電技術商業成本優勢欠缺的情況下，國家適當對新能源電價采取補貼政策相當必要。

而如果將外部成本內化，新能源發電成本已初具競爭力。我國的電力結構以火電(主要是燃煤)為主，火電具有商業成本低、能量密度高等優點，但也是造成大氣污染的罪魁，并且排放大量的溫室氣體，目前的火電價格中并未考慮上述負外部作用。

新能源的清潔特性使其具有較好的環境正外部性，同時，如果內化火電的環境負外部性，其成本優勢將被削弱。

煤電企業要想達到國家規定超低排放標準，脫硫脫硝效率需從80%上升至95%和90%，火電度電成本約增加0.4分/kWh。

同時，2017年我國計劃全面推行碳交易機制，為碳排放定價。2011年10月，國家發改委決定在北京、天津、上海、重慶、湖北、廣東及深圳市設立7個線上碳交易試點，并于2014年全部啟動。

截止2017年5月，碳交易市場共納入排放企業超過1900家，累計成交碳配額接近1.6億噸，交易額37億元，預計2017年我國有望全面推行碳交易市場。

如果將2017年啟動的碳交易因素納入考慮范圍，火電度電成本將繼續增加約4分/kWh。未來伴隨著超低排放標準及碳交易等政策的限制，火電成本競爭優勢將顯著下降。

同時，“綠證”等新政策的開展將有效引入市場機制，補償新能源的正外部性，加之新能源成本的逐漸下降，新能源發電將逐漸實現平價上網。

補貼壓力日增，平價上網助力新能源二次騰飛

近幾年，隨著新能源扶植政策的緊密出臺和大力推進，中國可再生能源發電產業取得快速發展，在一次能源結構中的比重不斷增長，從2011年的8%上升至2016年的13%。

根據《能源發展“十三五”規劃》要求，到2020年可再生能源占整體能源消費比重將不低于15%。

2016年可再生能源總裝機容量達到584GW(含水電，其中風電、光伏及核電合計裝機量252GW)，2005至2016年可再生能源總裝機量CAGR達到15%(其中風電、光伏及核電等新能源裝機容量CAGR為34%)。

根據《中國能源展望2030》，到2030年，可再生能源發電總裝機規模有望達到1440GW。





新能源大肆擴張之后，日益增長的電價補貼缺口表明新能源當前依賴政策扶植的發展模式不具有可持續性。

我國實行新能源固定上網電價制度，對風電及光伏發電的補貼來自可再生能源補貼附加費。從2006年至今，可再生能源電價附加征收標準從1厘/kWh提高到1分9厘/kWh。

2016年預計征收額可達到1100億元，但實際征收額不足700億元。隨著風電及光伏發電行業上網電量不斷擴大，補貼基金面臨巨大的資金缺口。2016年全年可再生能源電價補貼缺口超過100億元，累計缺口超過600億元。



現狀總覽:降本空間釋放，距平價上網一步之遙

風電:步入穩定發展期，成本已大幅下降，行業由市場驅動

我國行業的發展主要可劃分為三個階段，2005年以前的積累階段;2006-2010年的爆發階段，及2011年至今的穩定階段。

2006至2009年期間風電裝機容量連續4年實現翻倍增長，2006到2010年CAGR達到105%，政策扶持是該階段行業發展的核心驅動力。

然而2010年以前的高速增長催生了風電行業并網難、消納難、機組質量事故頻發等一系列問題。2011年棄風限電量超過100億kWh，棄風率達到16%，隨后棄風量一直居高不下。

棄風限電儼然成為制約風電行業發展的重要因素。自2011年開始，風電裝機增量出現放緩，維持在20%左右，2011至2016年CAGR為22%，行業進入成熟期。

另外，得益于風電行業規模化效應形成，以及風電設備企業激烈的市場競爭，風電行業上游成本大幅下降。

據估計，從2010年到2015年，全球陸上風電的投資成本下降了約30%，而根據BNEF的預測，陸上風電建設成本會在2040年前下降47%左右。

投資成本下降帶來的度電成本下降促進了風電項目收益率的提升，推動行業走出衰退期迎來穩定增長，2014-2016年全國風電裝機容量超過75GW。





光伏:政策仍是核心驅動力，系統成本快速下降

2001年，施正榮博士在無錫創立尚德電力，開啟了中國光伏產業元年。之后的十年里，在歐洲國家高昂的補貼政策帶動下，全球光伏行業經歷了2003-2004、2006-2008以及2010-2012三輪裝機熱潮。

中國光伏制造業沿著產業鏈不斷向上延伸，完成了從多晶硅原料到電池組件的全面覆蓋，但國內下游裝機并未大規模啟動，產業嚴重依賴國外市場，這種局面持續到2010年，該階段也可視為我國光伏行業的市場培育階段。





2011年國家發改委發布《關于改善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》，明確規定2011年7月前核準的項目上網電價為1.15元/kWh，之后執行1元/kWh，在強有力的政策扶植下，光伏發電行業得到快速發展；

特別是2012年光伏產業遭受歐美“雙反”沖擊，國家出臺光伏的標桿電價制度，下游裝機容量迅速爆發，行業進入高速發展期，從2011-2016年，國內累計光伏裝機容量增長了85倍。

然而到目前為止，由于光伏發電的成本仍顯著高于其他發電方式，光伏行業仍然主要由國家產業政策驅動。2016年國家頒布《太陽能發展“十三五”規劃》，明確指出到2020年，光伏發電電價水平在2015年基礎上下降50%以上，實現用戶側平價上網;

并于2017年下調三類地區光伏標桿電價至0.65元，0.75元及0.85元，維持分布式光伏0.42元/kWh的補貼力度。這些舉措充分說明國家引導光伏行業由政策扶植向市場主導轉移的決心。

同時，隨著光伏發電行業規模化效應的凸顯和光伏組件行業激烈的市場競爭，光伏系統裝機成本明顯下降。

目前國內集中式光伏電站的裝機成本已下降至7元/W以下，2008年至今裝機成本已經下降超過80%，組件成本下降約90%，并仍處于快速下降之中。

雖然光伏補貼存在退坡現象，但成本端的同步下調一定程度上保證了光伏電站的整體收益，加之在每次補貼退坡新政執行日期前出現的“搶裝潮”現象，2014年以后光伏行業增長速度并沒有出現明顯下滑。

系統成本:價格跌跌不休，平價上網才是終點

光伏系統成本主要包括組件、逆變器、支架、變壓器、線纜、建筑工程費用、項目征地費用等，其中太陽能電池組件費用占整體成本的50%左右，BOS成本占比(包含控制器、支架、逆變器、蓄電池、線纜等)接近30%，其他成本包括土地、基礎建設和EPC費用等。





得益于光伏累計裝機規模的不斷增長以及技術進步，光伏系統的成本從超過50元/W下降至約7元/W，其中組件的價格從2006年近30元/W下降至當前的3元/W左右。

組件價格下降的動力有二:一是全產業鏈產能擴張帶來的規模效應大幅降低了各環節的成本;二是技術進步不斷提高組件效率從而攤薄了整體的成本，其中規模效應主導了過去十幾年光伏產業鏈成本下降的進程。

目前，產業鏈各環節產能都出現過剩，組件企業的盈利十分微薄，因此規模擴大的邊際效應大幅減弱，提高電池和組件效率以降低成本的作用日益凸顯。

目前多晶及單晶電池效率由2009年的16%和17.5%提高至2016年的19.2%和21%，在光照條件相等情況下，BOS成本、其他組件成本等都與電池效率相關，電池效率每提升1%，每瓦系統成本能降低約5-6%。

度電成本:用戶側平價上網已近實現，發電側平價任重道遠

與風電不同，光伏系統由于裝機容量非常靈活，既可以在并網側建設大型光伏電站，也可在用戶側安裝容量較小的分布式系統，其平價上網的標準也包括用戶側平價和發電側平價兩種。

我國對分布式光伏系統電力采用“自發自用、余量上網”和“全額上網”兩種購電模式，“全額上網”模式實際上和集中式電站沒有分別，因此我們只討論集中式電站和分布式的“自發自用”模式。

能否實現用戶側平價上網取決于我國分布式光伏項目的度電成本

我國的分布式光伏項目大多位于中東南部的用電負荷區，光照資源多屬于II類和III類資源區，參考圖表21的計算結果，我國分布式光伏項目的LCOE約為0.70~0.82元/kWh。我國的居民生活用電價格約0.4~0.67元/kWh，平均約0.53元/kWh;工業用電價格多為0.7~0.9元/kWh，商業用電價格高達1元/kWh以上。

因此，分布式光伏在工商業用電已基本實現用戶側平價上網，對于居民用戶而言，光伏發電的成本還需要進一步下降。