新能源可持續(xù)發(fā)展需要依托自身技術(shù)進步和成本下降，降低補貼依賴，國家也提出了到2020年風(fēng)電在發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)，光伏發(fā)電在用戶側(cè)平價上網(wǎng)的目標(biāo)。基于中國新能源發(fā)電成本歷史變動情況分析和未來成本趨勢研判，預(yù)測了2020年和2030年中國新能源發(fā)電成本，分析了未來平價上網(wǎng)情況，結(jié)果顯示，2020年基本實現(xiàn)“三北”地區(qū)風(fēng)電在發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)和東中部光伏發(fā)電在用戶側(cè)平價上網(wǎng)，2030年光伏發(fā)電平均度電成本有望低于風(fēng)電。

引言

近年來，中國新能源快速發(fā)展，對能源結(jié)構(gòu)調(diào)整的貢獻越來越大。截至2016年年底，風(fēng)電累計裝機容量1.49億kW，成為煤電、水電之后的第三大電源，光伏發(fā)電累計裝機容量7 742萬kW，合計占全國電力總裝機的14%。2017年上半年新能源仍然保持快速發(fā)展勢頭，風(fēng)電和光伏發(fā)電分別新增491萬和2 440萬kW，預(yù)計到2017年年底風(fēng)電和光伏發(fā)電累計裝機有望超過2.9億kW。新能源發(fā)展在取得巨大成績的同時，也亟待關(guān)注解決一些問題：一方面，如何增強新能源產(chǎn)業(yè)內(nèi)生動力，提升平等參與市場的競爭力;另一方面，現(xiàn)有補貼政策推動了產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，但也面臨補貼資金虧空逐年加大的困難，影響可持續(xù)發(fā)展。因此，本文就中國新能源發(fā)電成本歷史變化和未來趨勢以及相關(guān)外部成本等進行分析，提出有關(guān)政策建議。

1、 全球新能源發(fā)電成本

世界范圍內(nèi)風(fēng)電和光伏發(fā)電成本持續(xù)下降。根據(jù)彭博新能源財經(jīng)數(shù)據(jù)，2016年下半年全球陸上風(fēng)電平均度電成本比2015年下半年下降18%，光伏發(fā)電下降17%，主要原因是風(fēng)電機組、光伏組件、逆變器等關(guān)鍵設(shè)備價格下降以及項目開發(fā)經(jīng)驗逐漸成熟。圖1所示為2009—2016年全球風(fēng)電和光伏發(fā)電度電成本。

為激勵新能源發(fā)電降低成本，目前全球至少已有67個國家采用競標(biāo)方式確定上網(wǎng)電價。根據(jù)國際可再生能源署(IRENA)統(tǒng)計，2016年全球風(fēng)電和光伏發(fā)電的中標(biāo)電價分別為0.20~0.46元/(kW˙h)和0.16~0.80元/(kW˙h)。

2、中國新能源成本歷史變動和未來趨勢

2.1 中國新能源發(fā)電成本變動情況

2.1.1 風(fēng)電成本

近年來，中國風(fēng)電全產(chǎn)業(yè)鏈逐步實現(xiàn)國產(chǎn)化，風(fēng)電設(shè)備技術(shù)水平和可靠性不斷提高，風(fēng)電場造價總體呈現(xiàn)逐年下降趨勢，2015年全國風(fēng)電單位造價比2012年下降了10%，如表1所示。就具體類型來看，分散式風(fēng)電項目單位造價要高于大型風(fēng)電場，主要是由于風(fēng)電機組單價高、項目規(guī)模效應(yīng)弱等。

隨著2016年風(fēng)電布局的調(diào)整，中東部及南部地區(qū)新增裝機規(guī)模占全國新增總規(guī)模的44%，同比增加了11個百分點，列入統(tǒng)計的四川、重慶、山東、河南等省份單位造價水平較高，使得2016年全國風(fēng)電平均造價為8 157元/kW，略超過2015年。

從地區(qū)差異來看，“三北”地區(qū)風(fēng)電平均單位造價低于東中部地區(qū)，主要原因有：一是建設(shè)條件差異，中東部地區(qū)風(fēng)電主要建設(shè)在山地和沿海灘涂，地質(zhì)條件和交通基礎(chǔ)差，風(fēng)機基建和道路交通工程成本相對較高;二是用地成本差異，東部地區(qū)土地資源緊張，風(fēng)電用地指標(biāo)獲取難度大、成本高。

根據(jù)彭博新能源財經(jīng)數(shù)據(jù)，2016年全國風(fēng)電平均度電成本約為0.5元/(kW˙h)，仍高于燃煤標(biāo)桿電價(0.25~0.45元/(kW˙h))。

光伏發(fā)電成本 

隨著光伏發(fā)電的技術(shù)進步、產(chǎn)業(yè)升級和市場規(guī)模擴大，中國光伏發(fā)電成本持續(xù)下降，單位容量造價從2010年的約20 000元/kW，降到2016年約7 000元/kW(見圖2)。就具體類型來看，分布式光伏發(fā)電造價比光伏電站高10%~20%。

根據(jù)彭博新能源財經(jīng)數(shù)據(jù)，2016年全國光伏發(fā)電度電成本波動范圍較大，在0.55～1.02元/(kW˙h)之間，平均為0.68元/(kW˙h)。

2.2 中國新能源未來成本變動趨勢及對比分析

2.2.1 中國新能源發(fā)電未來成本趨勢

未來風(fēng)電項目造價下降將主要依賴關(guān)鍵設(shè)備成本和非技術(shù)成本的下降，前者主要依靠技術(shù)進步和風(fēng)機選型，后者主要是土地費用和稅費等。根據(jù)GE研究結(jié)果，更長更輕的葉片、一體化傳動鏈等技術(shù)突破將使2025年風(fēng)電度電成本下降0.050~0.067元/(kW˙h)，微觀選址與風(fēng)機選型的優(yōu)化設(shè)計將使度電成本下降0.031~0.070元/(kW˙h)。

參照2012–2015年分區(qū)域風(fēng)電項目單位造價的年均降幅，按2015年不變價格預(yù)測，2020年全國風(fēng)電項目單位造價約為6 700元/kW(見表2)，2030年約為4 600元/kW。

光伏發(fā)電單位容量造價在近中期仍有較大的下降潛力，主要是因為光伏組件、逆變器以及土地費用、稅費等非技術(shù)成本呈下降趨勢。其中，光伏組件成本下降主要取決于硅料成本的下降、組件轉(zhuǎn)換效率的提升、硅利用率的改善等。

結(jié)合中國光伏行業(yè)協(xié)會對光伏組件行業(yè)關(guān)鍵指標(biāo)的趨勢分析，按2015年不變價格預(yù)測：2020年全國光伏發(fā)電單位容量造價約為5 500元/kW，2030年約為3 000元/kW。其中，2020年華中、東北、南方、華東、華北、西北區(qū)域分別為5 655、5 740、5 655、5 486、5 318和5 148元/kW。

為方便與標(biāo)桿電價進行比較，采用平準(zhǔn)化發(fā)電成本(LCOE)的概念，也常稱為度電成本。平準(zhǔn)化發(fā)電成本是指發(fā)電項目所發(fā)單位發(fā)電量的綜合成本，即發(fā)電項目在整個運營期內(nèi)產(chǎn)生的所有成本與全部發(fā)電量的比值，計算公式為

式中：LCOE為平準(zhǔn)化發(fā)電成本;At為第t年的運營支出;E0為項目初始投資;i為投資收益率;Mt, el為當(dāng)年的發(fā)電量;n為財務(wù)分析時考慮的項目壽命;t為項目運行年份(1，2，3，…，n)。

測算結(jié)果如下：2020年“三北”地區(qū)風(fēng)電平均度電成本為0.35元/(kW˙h)，低于東中部地區(qū)(0.49元/(kW˙h));“三北”地區(qū)光伏發(fā)電平均度電成本為0.48元/(kW˙h)，低于東中部地區(qū)光伏發(fā)電成本(0.63元/(kW˙h))(見表3)。2030年全國風(fēng)電平均度電成本降到0.33元/(kW˙h)，光伏發(fā)電平均度電成本0.31元/(kW˙h)。

2.2.2 與發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)電價的對比分析

《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出到2020年，風(fēng)電項目電價可與當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電同平臺競爭，光伏發(fā)電項目電價可與電網(wǎng)銷售電價相當(dāng)。將預(yù)測得到的2020年和2030年風(fēng)電、光伏發(fā)電度電成本，與發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)電價進行對比分析(僅考慮新能源自身發(fā)電成本，不考慮環(huán)境外部成本)，結(jié)果如下。

(1)與本地燃煤標(biāo)桿電價和電網(wǎng)銷售電價的對比。2020年“三北”地區(qū)多數(shù)省份風(fēng)電可實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)，但甘肅、寧夏、內(nèi)蒙古等省份燃煤標(biāo)桿電價較低，風(fēng)電實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)有一定難度，東中部地區(qū)風(fēng)電仍難以實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng);東中部地區(qū)光伏發(fā)電可基本實現(xiàn)用戶側(cè)(大工業(yè)用戶和一般工商業(yè)用戶)平價上網(wǎng)，“三北”地區(qū)光伏發(fā)電仍難以實現(xiàn)用戶側(cè)平價上網(wǎng)。2030年光伏發(fā)電度電成本將低于風(fēng)電，競爭力更強。

(2)“三北”地區(qū)新能源發(fā)電跨區(qū)外送與東中部地區(qū)新能源開發(fā)消納的對比。當(dāng)棄風(fēng)棄光率控制在合理水平的情況下，2020年“三北”地區(qū)風(fēng)電和光伏發(fā)電外送至東中部地區(qū)的價格分別為0.61、0.75元/(kW˙h)左右，要比東中部地區(qū)省內(nèi)開發(fā)消納更具經(jīng)濟性，后者價格分別為0.65、0.79元/(kW˙h)左右。

(3)“三北”地區(qū)新能源發(fā)電跨區(qū)外送與東中部地區(qū)煤電的對比。僅考慮外送到東中部地區(qū)特高壓落點，2020年“三北”地區(qū)風(fēng)電跨區(qū)外送的價格將達(dá)到0.40元/(kW˙h)左右，加上500 kV輸電成本，將超過大部分東中部地區(qū)省份的燃煤標(biāo)桿電價，經(jīng)濟性相對要差。按照現(xiàn)有跨區(qū)外送輸電價格、東中部平均輸配電價、基于資源條件的發(fā)電利用小時數(shù)等參數(shù)計算，預(yù)計“三北”地區(qū)光伏發(fā)電跨區(qū)外送到東中部落地價格比東中部地區(qū)煤電上網(wǎng)電價要高。

2.2.3 考慮環(huán)境成本和系統(tǒng)成本后的比較分析

在考慮新能源自身發(fā)電成本和燃煤發(fā)電環(huán)境外部成本情況下，參考國際綠色和平組織研究結(jié)果，燃煤發(fā)電環(huán)境外部成本包含燃煤發(fā)電的污染排放和碳排放、煤炭生產(chǎn)和運輸環(huán)節(jié)對環(huán)境的負(fù)面影響等方面，2020年和2030年分別為0.095和0.300 1元/(kW˙h)，綜合分析，2020年東中部地區(qū)風(fēng)電和“三北”光伏發(fā)電也初步可與燃煤發(fā)電同平臺競爭，2030年全國風(fēng)電和光伏發(fā)電競爭優(yōu)勢將較為明顯(見圖3)。

此外，新能源發(fā)展不但需要關(guān)注自身發(fā)電成本，也要關(guān)注系統(tǒng)成本。相比常規(guī)電源，新能源大規(guī)模并網(wǎng)必然增加系統(tǒng)的平衡成本和容量成本。風(fēng)電等變動性電源出力波動，需要電力系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)，增加平衡成本。風(fēng)電等變動性電源容量可信度低，需要提供備用容量，增加容量充裕性成本。參考IEA研究結(jié)果，當(dāng)風(fēng)電比例達(dá)到20%時，平衡成本和容量充裕性成本分別為1~7美元/(MW˙h)和4~5美元/(MW˙h)。

考慮到中國屬于大陸季風(fēng)性氣候、風(fēng)電保證出力相比歐美較低、新能源發(fā)電整體預(yù)測精度尚有差距、煤電比重高等原因，中國新能源所引發(fā)的額外系統(tǒng)成本要比歐美更高。

綜合上述內(nèi)容分析，得出如下3個觀點。

(1)風(fēng)電和光伏發(fā)電成本仍有較大下降空間，2020年基本實現(xiàn)“三北”地區(qū)風(fēng)電在發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)和東中部光伏發(fā)電在用戶側(cè)平價上網(wǎng)。

(2)中長期看，光伏發(fā)電比風(fēng)電更具下降空間，2030年光伏發(fā)電平均度電成本有望低于風(fēng)電;隨著棄風(fēng)棄光控制在合理水平，“三北”地區(qū)風(fēng)電和光伏發(fā)電跨區(qū)送到東中部地區(qū)，相比東中部地區(qū)新能源開發(fā)消納更具經(jīng)濟性。實現(xiàn)新能源開發(fā)中長期目標(biāo)還得依賴“三北”地區(qū)和西部地區(qū)。

(3)風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電不僅需要關(guān)注自身的發(fā)電成本，還需要關(guān)注給整個電力系統(tǒng)帶來的額外系統(tǒng)成本，主要包括平衡成本和容量充裕性成本等。

3、中國新能源的可持續(xù)發(fā)展

3.1 國際新能源支持政策及啟示

鑒于能源轉(zhuǎn)型要求、政策框架、市場模式等方面存在差異，導(dǎo)致不同國家的新能源支持政策也存在差別。總體來看，目前多數(shù)國家采用固定上網(wǎng)電價機制(FIT)和獎勵+市場價格機制(FIP)。

丹麥激勵政策配套有效。丹麥采取了包括碳稅、碳排放配額、環(huán)保稅、上網(wǎng)電價補貼、研發(fā)補貼、基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)、風(fēng)能行業(yè)支持等相關(guān)政策，推動風(fēng)電發(fā)展。早期丹麥采取了裝機基金和電價補助，要求新能源優(yōu)先上網(wǎng)，后來則以固定上網(wǎng)電價與差價補貼為主要支持手段。

西班牙價格激勵“雙軌制”。可再生能源電力上網(wǎng)實行“雙軌制”。“政策軌”下，通過固定電價支持政策，保障可再生能源發(fā)電企業(yè)的基本收益;“市場軌”下，鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)在固定電價政策的基本保障下，更多參與市場競爭，獲取額外收益。

美國建立完善的稅收政策，積極推廣配額制。美國新能源產(chǎn)業(yè)相關(guān)的稅收政策貫穿了產(chǎn)業(yè)的生產(chǎn)和消費環(huán)節(jié)。美國是第一個推行配額制(RPS)的國家。目前，已有29個州制定并實施可再生能源配額制。

德國根據(jù)可再生能源發(fā)展階段，及時調(diào)整支持政策。第一版可再生能源法EEG 2000版，確定了以固定上網(wǎng)電價為主的激勵政策體系，可再生能源發(fā)電進入起步階段。EEG 2004版進一步完善上網(wǎng)電價政策，并引入上網(wǎng)電價固定下調(diào)機制，可再生能源發(fā)電進入快速發(fā)展階段。EEG 2009版建立基于新增裝機容量的固定上網(wǎng)電價下調(diào)機制，并通過補貼方式鼓勵自發(fā)自用。在此期間，光伏發(fā)電投資成本大幅下降，上網(wǎng)電價下調(diào)幅度沒有及時跟上，光伏發(fā)電迅猛發(fā)展。EEG 2012版進一步完善基于新增裝機容量的固定上網(wǎng)電價下調(diào)機制，提高下調(diào)頻次，鼓勵可再生能源發(fā)電進入市場，同時也將小型光伏發(fā)電納入系統(tǒng)監(jiān)控范圍。EEG 2014版首次提出通過招標(biāo)確定光伏補貼額度，進一步推動基于市場溢價機制的光伏發(fā)電市場化，降低并逐步退出補貼。EEG 2017版全面引入可再生能源發(fā)電招標(biāo)制度，正式結(jié)束基于固定上網(wǎng)電價的政府定價機制，全面推進可再生能源發(fā)電市場化。此次修訂既是響應(yīng)歐盟關(guān)于各國可再生能源支持政策的要求，也有實現(xiàn)可再生能源發(fā)展目標(biāo)、降低發(fā)展成本的內(nèi)在動力。

綜合分析，得出如下3點啟示。

(1)新能源發(fā)展初期需要依靠多種方式的補貼，實現(xiàn)規(guī)模擴大和成本降低的相互促進，提升產(chǎn)業(yè)競爭力，但也不應(yīng)長期依賴補貼。各國均根據(jù)本國國情、能源轉(zhuǎn)型目標(biāo)進程和自身承受力，采取逐步降低直至取消補貼的政策導(dǎo)向。

(2)引入市場機制可促進新能源持續(xù)發(fā)展。通過招標(biāo)制實現(xiàn)開發(fā)投資權(quán)的競爭，倒逼降成本;由于新能源發(fā)電邊際成本較低，在充分競爭市場機制下能夠憑借其成本優(yōu)勢保證優(yōu)先調(diào)度，推動新能源優(yōu)先消納。

(3)配額制在跨省區(qū)電力市場不完善的情況下可發(fā)揮重要作用，通過逐步提高配額要求，促進新能源在更大范圍內(nèi)消納。

3.2 中國新能源可持續(xù)發(fā)展需要解決的問題

自“十一五”以來，中國逐步建立了涵蓋上網(wǎng)電價、全額保障性收購、補貼基金、稅收優(yōu)惠等方面的新能源政策體系，促進了新能源快速發(fā)展，但也帶來一些問題，值得關(guān)注。

(1)補貼強度高，補貼資金缺口較大，難以為繼。中國新能源補貼強度高，2016年風(fēng)電和光伏發(fā)電的補貼強度分別約為0.17、0.53元/(kW˙h)。截至2016年年底，補助資金缺累計缺口超過550億元。如果維持現(xiàn)有政策(不考慮光熱發(fā)電和接網(wǎng)補貼，按照當(dāng)前基金征收比例計算)，預(yù)期“十三五”期間可再生能源發(fā)展基金的累計缺口可能達(dá)到2 000億元。

(2)現(xiàn)行價格機制對降低成本和促進消納的作用不明顯。近年來新能源發(fā)電，尤其是光伏發(fā)電成本下降幅度較大，但政策調(diào)整滯后，標(biāo)桿電價下調(diào)往往滯后于成本下降，加上以市場競爭方式確定的規(guī)模有限，從而使開發(fā)商自身降低成本的動力不足。此外，現(xiàn)行以標(biāo)桿電價為主的價格機制僅對新能源開發(fā)商起激勵作用，而缺乏對常規(guī)電源補償調(diào)節(jié)促進消納的激勵措施。

(3)缺乏對新能源引發(fā)的系統(tǒng)成本和對策研究，對相關(guān)方激勵不足。新能源具有隨機性、間歇性等特性，可信容量低，電力系統(tǒng)必須配備足夠的靈活性電源，從而帶來額外的平衡成本和容量充裕性成本等，目前對這些系統(tǒng)成本的研究不夠，缺少補償機制。目前中國正在探索建立相關(guān)的市場化機制，但進展不大。譬如，僅在西北地區(qū)開展了清潔能源替代自備電廠交易試點，輔助服務(wù)試點也僅限于東北、新疆、福建等地區(qū)。

4、結(jié)語

分析表明，2020年“三北”地區(qū)多數(shù)省份風(fēng)電可實現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價上網(wǎng)，東中部地區(qū)光伏發(fā)電可基本實現(xiàn)用戶側(cè)(大工業(yè)用戶和一般工商業(yè)用戶)平價上網(wǎng)。從國際經(jīng)驗看，新能源可持續(xù)發(fā)展仍需激發(fā)產(chǎn)業(yè)內(nèi)生動力，促進技術(shù)進步和成本下降，減少補貼依賴，降低發(fā)展成本，需要建立倒逼機制，以實現(xiàn)新能源開發(fā)預(yù)期目標(biāo)和融入大電網(wǎng)。通過完善電價下調(diào)機制、優(yōu)化規(guī)模布局、降低非技術(shù)成本、提高技術(shù)門檻等手段，引導(dǎo)產(chǎn)業(yè)升級，不斷提升新能源發(fā)展質(zhì)量;在開發(fā)容量和上網(wǎng)電量上引入市場機制，鼓勵收益與常規(guī)電源共享，著力打破省間壁壘，促進新能源消納，推動中國能源體系向清潔低碳加快轉(zhuǎn)型。