新能源可连续生长需要依托自身技术进步和成本下降，降低补助依赖，国家也提出了到2020年风电在发电侧平价上网，光伏发电在用户侧平价上网的目的。基于中国新能源发电成本历史变更情况分析和未来成本趋势研判，预测了2020年和2030年中国新能源发电成本，分析了未来平价上网情况，效果显示，2020年基本实现“三北”地域风电在发电侧平价上网和东中部光伏发电在用户侧平价上网，2030年光伏发电平均度电成本有望低于风电。引言近年来，中国新能源快速生长，对能源结构调整的孝敬越来越大。停止2016年年底，风电累计装机容量1.49亿kW，成为煤电、水电之后的第三大电源，光伏发电累计装机容量7 742万kW，合计占全国电力总装机的14%。

2017年上半年新能源仍然保持快速生长势头，风电和光伏发电划分新增491万和2 440万kW，预计到2017年年底风电和光伏发电累计装机有望凌驾2.9亿kW。新能源生长在取得庞大结果的同时，也亟待关注解决一些问题：一方面，如何增强新能源工业内生动力，提升平等到场市场的竞争力;另一方面，现有补助政策推动了工业快速生长，但也面临补助资金亏空逐年加大的难题，影响可连续生长。因此，本文就中国新能源发电成本历史变化和未来趋势以及相关外部成本等举行分析，提出有关政策建议。

1、 全球新能源发电成本世界规模内风电和光伏发电成本连续下降。凭据彭博新能源财经数据，2016年下半年全球陆上风电平均度电成本比2015年下半年下降18%，光伏发电下降17%，主要原因是风电机组、光伏组件、逆变器等关键设备价钱下降以及项目开发履历逐渐成熟。图1所示为2009—2016年全球风电和光伏发电度电成本。为激励新能源发电降低成本，现在全球至少已有67个国家接纳竞标方式确定上网电价。

凭据国际可再生能源署(IRENA)统计，2016年全球风电和光伏发电的中标电价划分为0.20~0.46元/(kW˙h)和0.16~0.80元/(kW˙h)。2、中国新能源成本历史变更和未来趋势2.1 中国新能源发电成本变更情况2.1.1 风电成本近年来，中国风电全工业链逐步实现国产化，风电设备技术水平和可靠性不停提高，风电场造价总体出现逐年下降趋势，2015年全国风电单元造价比2012年下降了10%，如表1所示。就详细类型来看，疏散式风电项目单元造价要高于大型风电场，主要是由于风电机组单价高、项目规模效应弱等。

随着2016年风电结构的调整，中东部及南部地域新增装机规模占全国新增总规模的44%，同比增加了11个百分点，列入统计的四川、重庆、山东、河南等省份单元造价水平较高，使得2016年全国风电平均造价为8 157元/kW，略凌驾2015年。从地域差异来看，“三北”地域风电平均单元造价低于东中部地域，主要原因有：一是建设条件差异，中东部地域风电主要建设在山地和沿海滩涂，地质条件和交通基础差，风机基建和门路交通工程成底细对较高;二是用地成本差异，东部地域土地资源紧张，风电用地指标获取难度大、成本高。凭据彭博新能源财经数据，2016年全国风电平均度电成本约为0.5元/(kW˙h)，仍高于燃煤标杆电价(0.25~0.45元/(kW˙h))。

光伏发电成本随着光伏发电的技术进步、工业升级和市场规模扩大，中国光伏发电成本连续下降，单元容量造价从2010年的约20 000元/kW，降到2016年约7 000元/kW(见图2)。就详细类型来看，漫衍式光伏发电造价比光伏电站高10%~20%。凭据彭博新能源财经数据，2016年全国光伏发电度电成本颠簸规模较大，在0.55～1.02元/(kW˙h)之间，平均为0.68元/(kW˙h)。

2.2 中国新能源未来成本变更趋势及对比分析2.2.1 中国新能源发电未来成本趋势未来风电项目造价下降将主要依赖关键设备成本和非技术成本的下降，前者主要依靠技术进步和风机选型，后者主要是土地用度和税费等。凭据GE研究效果，更长更轻的叶片、一体化传动链等技术突破将使2025年风电度电成本下降0.050~0.067元/(kW˙h)，微观选址与风机选型的优化设计将使度电成本下降0.031~0.070元/(kW˙h)。参照2012–2015年分区域风电项目单元造价的年均降幅，按2015年稳定价钱预测，2020年全国风电项目单元造价约为6 700元/kW(见表2)，2030年约为4 600元/kW。

光伏发电单元容量造价在近中期仍有较大的下降潜力，主要是因为光伏组件、逆变器以及土地用度、税费等非技术成本呈下降趋势。其中，光伏组件成本下降主要取决于硅料成本的下降、组件转换效率的提升、硅使用率的改善等。联合中国光伏行业协会对光伏组件行业关键指标的趋势分析，按2015年稳定价钱预测：2020年全国光伏发电单元容量造价约为5 500元/kW，2030年约为3 000元/kW。

其中，2020年华中、东北、南方、华东、华北、西北区域划分为5 655、5 740、5 655、5 486、5 318和5 148元/kW。为利便与标杆电价举行比力，接纳平准化发电成本(LCOE)的观点，也常称为度电成本。平准化发电成本是指发电项目所发单元发电量的综合成本，即发电项目在整个运营期内发生的所有成本与全部发电量的比值，盘算公式为式中：LCOE为平准化发电成本;At为第t年的运营支出;E0为项目初始投资;i为投资收益率;Mt, el为当年的发电量;n为财政分析时思量的项目寿命;t为项目运行年份(1，2，3，…，n)。

测算效果如下：2020年“三北”地域风电平均度电成本为0.35元/(kW˙h)，低于东中部地域(0.49元/(kW˙h));“三北”地域光伏发电平均度电成本为0.48元/(kW˙h)，低于东中部地域光伏发电成本(0.63元/(kW˙h))(见表3)。2030年全国风电平均度电成本降到0.33元/(kW˙h)，光伏发电平均度电成本0.31元/(kW˙h)。

2.2.2 与发电侧、用户侧电价的对比分析《可再生能源生长“十三五”计划》提出到2020年，风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争，光伏发电项目电价可与电网销售电价相当。将预测获得的2020年和2030年风电、光伏发电度电成本，与发电侧、用户侧电价举行对比分析(仅思量新能源自身发电成本，不思量情况外部成本)，效果如下。(1)与当地燃煤标杆电价和电网销售电价的对比。2020年“三北”地域多数省份风电可实现发电侧平价上网，但甘肃、宁夏、内蒙古等省份燃煤标杆电价较低，风电实现发电侧平价上网有一定难度，东中部地域风电仍难以实现发电侧平价上网;东中部地域光伏发电可基本实现用户侧(大工业用户和一般工商业用户)平价上网，“三北”地域光伏发电仍难以实现用户侧平价上网。

2030年光伏发电度电成本将低于风电，竞争力更强。(2)“三北”地域新能源发电跨区外送与东中部地域新能源开发消纳的对比。

当弃风弃光率控制在合理水平的情况下，2020年“三北”地域风电和光伏发电外送至东中部地域的价钱划分为0.61、0.75元/(kW˙h)左右，要比东中部地域省内开发消纳更具经济性，后者价钱划分为0.65、0.79元/(kW˙h)左右。(3)“三北”地域新能源发电跨区外送与东中部地域煤电的对比。仅思量外送到东中部地域特高压落点，2020年“三北”地域风电跨区外送的价钱将到达0.40元/(kW˙h)左右，加上500 kV输电成本，将凌驾大部门东中部地域省份的燃煤标杆电价，经济性相对要差。

根据现有跨区外送输电价钱、东中部平均输配电价、基于资源条件的发电使用小时数等参数盘算，预计“三北”地域光伏发电跨区外送到东中部落地价钱比东中部地域煤电上网电价要高。2.2.3 思量情况成本和系统成本后的比力分析在思量新能源自身发电成本和燃煤发电情况外部成本情况下，参考国际绿色宁静组织研究效果，燃煤发电情况外部成本包罗燃煤发电的污染排放和碳排放、煤炭生产和运输环节对情况的负面影响等方面，2020年和2030年划分为0.095和0.300 1元/(kW˙h)，综合分析，2020年东中部地域风电和“三北”光伏发电也开端可与燃煤发电同平台竞争，2030年全国风电和光伏发电竞争优势将较为显着(见图3)。此外，新能源生长不光需要关注自身发电成本，也要关注系统成本。

相比通例电源，新能源大规模并网一定增加系统的平衡成本和容量成本。风电等变更性电源着力颠簸，需要电力系统提供调峰、调频、备用等辅助服务，增加平衡成本。风电等变更性电源容量可信度低，需要提供备用容量，增加容量丰裕性成本。

参考IEA研究效果，当风电比例到达20%时，平衡成本和容量丰裕性成天职别为1~7美元/(MW˙h)和4~5美元/(MW˙h)。思量到中国属于大陆季风性气候、风电保证着力相比西欧较低、新能源发电整体预测精度尚有差距、煤电比重高等原因，中国新能源所引发的分外系统成本要比西欧更高。

综合上述内容分析，得出如下3个看法。(1)风电和光伏发电成本仍有较大下降空间，2020年基本实现“三北”地域风电在发电侧平价上网和东中部光伏发电在用户侧平价上网。

(2)中恒久看，光伏发电比风电更具下降空间，2030年光伏发电平均度电成本有望低于风电;随着弃风弃光控制在合理水平，“三北”地域风电和光伏发电跨区送到东中部地域，相比东中部地域新能源开发消纳更具经济性。实现新能源开发中恒久目的还得依赖“三北”地域和西部地域。

(3)风电、光伏发电等新能源发电不仅需要关注自身的发电成本，还需要关注给整个电力系统带来的分外系统成本，主要包罗平衡成本和容量丰裕性成本等。3、中国新能源的可连续生长3.1 国际新能源支持政策及启示鉴于能源转型要求、政策框架、市场模式等方面存在差异，导致差别国家的新能源支持政策也存在差异。总体来看，现在多数国家接纳牢固上网电价机制(FIT)和奖励+市场价钱机制(FIP)。

丹麦激励政策配套有效。丹麦接纳了包罗碳税、碳排放配额、环保税、上网电价补助、研发补助、基础设施建设、风能行业支持等相关政策，推动风电生长。早期丹麦接纳了装机基金和电价津贴，要求新能源优先上网，厥后则以牢固上网电价与差价补助为主要支持手段。

西班牙价钱激励“双轨制”。可再生能源电力上网实行“双轨制”。“政策轨”下，通过牢固电价支持政策，保障可再生能源发电企业的基本收益;“市场轨”下，勉励可再生能源发电企业在牢固电价政策的基本保障下，更多到场市场竞争，获取分外收益。

美国建设完善的税收政策，努力推广配额制。美国新能源工业相关的税收政策贯串了工业的生产和消费环节。

美国是第一个推行配额制(RPS)的国家。现在，已有29个州制定并实施可再生能源配额制。德国凭据可再生能源生长阶段，实时调整支持政策。

第一版可再生能源法EEG 2000版，确定了以牢固上网电价为主的激励政策体系，可再生能源发电进入起步阶段。EEG 2004版进一步完善上网电价政策，并引入上网电价牢固下调机制，可再生能源发电进入快速生长阶段。

EEG 2009版建设基于新增装机容量的牢固上网电价下调机制，并通过补助方式勉励自发自用。在此期间，光伏发电投资成本大幅下降，上网电价下调幅度没有实时跟上，光伏发电迅猛生长。EEG 2012版进一步完善基于新增装机容量的牢固上网电价下调机制，提高下调频次，勉励可再生能源发电进入市场，同时也将小型光伏发电纳入系统监控规模。

EEG 2014版首次提出通过招标确定光伏补助额度，进一步推动基于市场溢价机制的光伏发电市场化，降低并逐步退出补助。EEG 2017版全面引入可再生能源发电招标制度，正式竣事基于牢固上网电价的政府订价机制，全面推进可再生能源发电市场化。

此次修订既是响应欧盟关于各国可再生能源支持政策的要求，也有实现可再生能源生长目的、降低生长成本的内在动力。综合分析，得出如下3点启示。(1)新能源生长初期需要依靠多种方式的补助，实现规模扩大和成本降低的相互促进，提升工业竞争力，但也不应恒久依赖补助。

各国均凭据本国国情、能源转型目的历程和自身蒙受力，接纳逐步降低直至取消补助的政策导向。(2)引入市场机制可促进新能源连续生长。通过招标制实现开发投资权的竞争，倒逼降成本;由于新能源发电边际成本较低，在充实竞争市场机制下能够凭借其成本优势保证优先调理，推动新能源优先消纳。(3)配额制在跨省区电力市场不完善的情况下可发挥重要作用，通过逐步提高配额要求，促进新能源在更大规模内消纳。

3.2 中国新能源可连续生长需要解决的问题自“十一五”以来，中国逐步建设了涵盖上网电价、全额保障性收购、补助基金、税收优惠等方面的新能源政策体系，促进了新能源快速生长，但也带来一些问题，值得关注。(1)补助强度高，补助资金缺口较大，难以为继。

中国新能源补助强度高，2016年风电和光伏发电的补助强度划分约为0.17、0.53元/(kW˙h)。停止2016年年底，津贴资金缺累计缺口凌驾550亿元。如果维持现有政策(不思量光热发电和接网补助，根据当前基金征收比例盘算)，预期“十三五”期间可再生能源生长基金的累计缺口可能到达2 000亿元。

(2)现行价钱机制对降低成本和促进消纳的作用不显着。近年来新能源发电，尤其是光伏发电成本下降幅度较大，但政策调整滞后，标杆电价下调往往滞后于成本下降，加上以市场竞争方式确定的规模有限，从而使开发商自身降低成本的动力不足。

此外，现行以标杆电价为主的价钱机制仅对新能源开发商起激励作用，而缺乏对通例电源赔偿调治促进消纳的激励措施。(3)缺乏对新能源引发的系统成本和对策研究，对相关方激励不足。

新能源具有随机性、间歇性等特性，可信容量低，电力系统必须配备足够的灵活性电源，从而带来分外的平衡成本和容量丰裕性成本等，现在对这些系统成本的研究不够，缺少赔偿机制。现在中国正在探索建设相关的市场化机制，但希望不大。

譬如，仅在西北地域开展了清洁能源替代自备电厂生意业务试点，辅助服务试点也仅限于东北、新疆、福建等地域。4、结语分析讲明，2020年“三北”地域多数省份风电可实现发电侧平价上网，东中部地域光伏发电可基本实现用户侧(大工业用户和一般工商业用户)平价上网。从国际履历看，新能源可连续生长仍需引发工业内生动力，促进技术进步和成本下降，淘汰补助依赖，降低生长成本，需要建设倒逼机制，以实现新能源开发预期目的和融入大电网。

通过完善电价下调机制、优化规模结构、降低非技术成本、提高技术门槛等手段，引导工业升级，不停提升新能源生长质量;在开发容量和上网电量上引入市场机制，勉励收益与通例电源共享，着力打破省间壁垒，促进新能源消纳，推动中国能源体系向清洁低碳加速转型。泉源:《宏观经济治理》 作者:李彦。

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