石油、煤炭等传统能源的发展主要取决于供给端，需求端基本稳定，所以供给侧改革、OPEC+联合减产都能够直接的改变传统能源价格。风电、光伏等新能源的发展则受供给、需求两方面的影响，而影响新能源供需的因素主要是政策、技术和成本。随着技术的进步、规模效应的凸显，新能源的发电成本逐步降低，在部分地区已经能够实现与火电平价。当前风电已经开始竞价上网，光伏竞价上网政策也即将出台，新能源市场上将出现存量补贴市场和增量平价市场并存的格局。

一、新能源运行情况

1.全球风、光市场稳定，中国依旧领跑

风电回暖，稳步增长。根据世界风能协会(WWEA)的最新初步数据统计，2018年全球新增53.9GW的风电装机，相比于2017年(52.55GW)有微弱增长，中国以25.9GW继续大幅度领跑（注：该数据与国家能源局发布的略有出入），远远高于第二名美国的7.6GW。2018年全球风电累计装机首次突破600GW大关，所发电量占全球电力需求的6%。世界海上风能论坛(WFO)发布的数据显示，2018年全球海上风电装机容量达到5GW，创造了新增装机容量的纪录。截至2018年底，海上风电累计装机容量增至22GW。

2018年亚洲、南美和非洲部分国家风电表现抢眼，比如中国、印度、巴西等国，而欧洲风电市场出现下滑，包括德国、英国、西班牙、法国和意大利。中国扭转了2017年新增装机缓慢的颓势，回到了高速发展的轨道，总装机达到了221GW。中国成为首个跻身风电装机200GW俱乐部的国家，并再一次扮演了全球风电救世主的角色，将第二名美国远远甩在身后。正在和中国进行贸易战的美国队在风电领域相比则逊色不少，总装机目前还不到中国的二分之一，刚刚超过100GW，这和美国在规划国家气候和能源目标上的雄心有所背离。紧随中国和美国排在第三位的是德国，其后是印度(2.1GW)，英国、巴西(1.7GW)和法国。

光伏受中国政策影响，整体装机略降。根据欧洲贸易机构Solar Power Europe发布的数据，2018年全球新增太阳能发电容量为104.1GW。中国仍是全球最大的光伏市场，但是受国内531新政影响，全年新增装机44GW，低于去年的装机量（53GW）。但新兴市场的强劲发展弥补了中国市场的暂时放缓。欧盟通过取消太阳能电池板的双反措施为太阳能增长奠定了基础，并通过清洁能源方案立法为太阳能提供了正确的框架。2018年欧洲安装了约11GW的太阳能，其中欧盟国家约占8GW。

2.中国风、光由高速发展转向稳步发展

我国风电、光伏等新能源规模持续扩大，技术进步不断加快，发电成本大幅下降。截至2018年底，全国风电、光伏装机达到3.6亿千瓦，占全部装机比例近20%。风电、光伏全年发电量6000亿千瓦时，占全部发电量接近9%。

大力发展可再生能源，有效应对气候变化，促进能源清洁低碳转型已成为全球广泛共识，我国也明确提出了非化石能源发展的阶段性目标。我国太阳能资源丰富，分布广泛，具有大规模开发的资源条件和产业基础，发展光伏产业对调整能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。

近年来，在《可再生能源法》和一系列政策措施的推动下，我国光伏产业快速发展，技术进步明显，应用规模迅速扩大，已建装机自2015年起已稳居世界第一，在我国能源转型中发挥着越来越大的作用。但与此同时，与化石能源相比，光伏发电仍存在建设成本高、市场竞争力不强、补贴需求不断扩大等问题，成为制约我国光伏产业持续健康发展的重要因素。

针对以上问题，根据国家创新驱动发展战略精神，支持先进技术研发和推广应用，2015年国家能源局联合有关部门提出了实施光伏发电“领跑者”计划和建设领跑基地，通过市场支持和试验示范，以点带面，加速技术成果向市场应用转化和推广，加快促进光伏发电技术进步、产业升级，推进光伏发电成本下降、电价降低、补贴减少，最终实现平价上网。

风电方面：2018年，我国风电新增并网容量2033万千瓦，累计并网1.84亿千瓦。全年上网电量3570亿千瓦时，全年风电利用小时数2103小时，同比增加153小时。随着开发技术和产业链实力的持续进步，我国海上风电稳妥推进。2018年，海上风电新增装机容量116万千瓦，累计达到363万千瓦。大功率风电机组已成为海上风电未来的发展方向。

2018年全国风电平均利用小时数2095小时，同比增加147小时;全年弃风电量277亿千瓦时，同比减少142亿千瓦时，平均弃风率7%，同比下降5个百分点，弃风限电状况明显缓解。2018年，全国风电平均利用小时数较高的地区是云南(2654小时)、福建(2587小时)、上海(2489小时)和四川(2333小时)。2018年，弃风率超过8%的地区是新疆(弃风率23%、弃风电量107亿千瓦时)，甘肃(弃风率19%、弃风电量54亿千瓦时)，内蒙古(弃风率10%、弃风电量72亿千瓦时)。三省(区)弃风电量合计233亿千瓦时，占全国弃风电量的84%。

光伏方面：受531新政影响，2018年光伏发电新增装机4426万千瓦，仅次于2017年新增装机，为历史第二高。其中，集中式电站和分布式光伏分别新增2330万千瓦和2096万千瓦，发展布局进一步优化。到12月底，全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦，其中，集中式电站12384万千瓦，分布式光伏5061万千瓦。

2018年，全国光伏发电量1775亿千瓦时，同比增长50%。平均利用小时数1115小时，同比增加37小时；光伏发电平均利用小时数较高的地区中，蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。

2018年，全国光伏发电弃光电量同比减少18亿千瓦时，弃光率同比下降2.8个百分点，实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在新疆和甘肃，其中，新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时，弃光率16%，同比下降6个百分点；甘肃弃光电量10.3亿千瓦时，弃光率10%，同比下降10个百分点。

从各省的新增装机情况来看，2018年光伏新增装机集中在河北、江苏、山东、浙江等东部区域。这主要是得益于分布式光伏的发展。2018年全国集中式电站和分布式光伏分别新增2330万千瓦和2096万千瓦，分布式基本上占据了半壁江山。

截止2018年底，全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦，其中，集中式电站12384万千瓦，分布式光伏5061万千瓦。

全国十大太阳能发电装机省份分别是：山东1361万千瓦、江苏1332万千瓦、河北1234万千瓦、浙江1138万千瓦、安徽1118万千瓦、新疆992万千瓦、河南991万千瓦、青海962万千瓦、内蒙古946万千瓦、山西864万千瓦。

二、补贴激励政策回顾

1.国外激励政策

在全球能源转型的浪潮下，清洁能源被寄予厚望，特别是近年来冲劲十足的光伏产业。但技术实现的难度也决定了光伏等可再生能源在向普惠能源过渡的阶段离不开一定的扶持。

以全球光伏热潮的起源地欧洲为例。2000年左右，德国率先实施“上网电价”法，要求电网公司以40~50欧分/千瓦时的电价全额收购光伏电量，该政策的实施大大拉动了德国国内光伏市场，连续多年安装量居世界第一。继德国之后，欧洲其他国家均开始实施“上网电价”法。2007~2008年，欧洲光伏市场占据全球光伏市场的80%。

欧洲之外，美、日等各国的光伏产业起步均伴随着政府的激励政策，或是一定的上网电价，或是固定补贴，或是净计量、财税优惠等，均可统一称为补贴政策。

2.我国光伏激励政策

我国风电、光伏产业也不例外，他们的发展均受到各种政策的激励和补贴。下面仅以光伏为例，回归我国光伏激励政策的发展历程。自2006年1月1日起正式施行的《中华人民共和国可再生能源法》立规，电网公司应按合理的上网电价全额收购可再生能源电量，超出常规能源上网电价的部分，附加在销售电价中分摊（后演变为可再生能源电价附加）。

截至2018年底，我国光伏累计装机达174GW。自2018年回溯至2008年，十年时间可谓我国光伏产业壮大及装机飙升的“黄金十年”，在此，光伏补贴政策也大致历经了从核准电价到标杆上网电价及度电补贴的四个阶段。

第一阶段：2008年：核准电价

2006年之前，我国光伏终端市场建设主要是由政府主导建设的示范性项目，包括“西藏无电县建设”、“中国光伏工程”、“西藏阿里光电计划”、“送电到乡工程”以及“无电地区电力建设”等。

2007~2008年，国家发改委分批次核准了4个项目，其中上海两个、宁夏和内蒙古各一个，核准电价为4元/千瓦时，这也是我国商业化光伏电站发展的开端。

第二阶段：2009年：特许权竞价和投资安装补贴

2019年是中国光伏电站市场的开端时间。为解困中国光伏产业在2008年金融危机下的产品积压困局，促进光伏产业技术进步和规模化发展，2019年政府部门先后开展了特许权招标、太阳能光伏建筑示范项目、金太阳工程等，并相应配套了足够诱惑力的财政激励政策，扩大国内光伏终端市场。

特许权招标竞价：主要面向大型地面光伏电站。2009年和2010年国家能源局组织实施了两批光伏电站特许权项目招标，中标方式为上网电价低者中标。2009年第一批次一个项目，即敦煌10MW光伏电站，最终中标电价为1.09元/千瓦时；2010年第二批特许权招标项目，13个项目总规模280MW，中标电价0.7288~0.9907元/千瓦时。

太阳能光电建筑示范：2009年，财政部印发《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》的通知，补助资金使用范围主要面向城市光电建筑一体化应用、农村及偏远地区建筑光电利用等。2009年补贴标准为建材型、构件型项目不超过20元/瓦，与屋顶、墙面结合安装型项目不超过15元/瓦。2010年分别降至17元/瓦、13元/瓦；2012年为降至9元/瓦、7.5元/瓦。

不过，由于政策漏洞、监督缺位以及与之后金太阳工程的重合，市场上出现了大量的骗补行为。2015年财政部下发通知，要求取消部分示范项目资格并追回补贴资金。

金太阳工程：2009年7月，财政部、科技部、国家能源局联合发布《关于实施金太阳示范工程的通知》，计划在2~3年内，采取财政补助方式支持不低于500MW的光伏发电示范项目。而具体的补助范围和金额也在接下来的2009~2012年进行了逐年调整，见下表：

不可否认，金太阳示范工程对促进光伏产业技术进步和规模发展发挥了积极的推动作用。然而，由于采取事前补贴方式，骗补、以次充好等消息不绝于耳。最终，2013年政府部门下发通知金天阳示范工程不再进行新增申请审批。至此，轰轰烈烈的金太阳工程正式退出中国光伏的历史舞台。

第三阶段：2011年：光伏标杆上网电价

2010年两批特许权招标项目之后，业内积极呼吁光伏标杆上网政策的出台。2011年8月，国家发改委下发《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，正式刻下了国内光伏标杆电价的里程碑：

2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、尚未核定价格的光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元；

2011年7月1日及以后核准，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元外，其余上网电价均按每千瓦时1元执行。

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：

三、政策端：推动平价上网试点

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。

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.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。

四、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。

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 Costof 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。

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下。

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。

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。

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。

五、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。

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。

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。

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。

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。