掃描關注微信
新能源發(fā)電位于電力系統(tǒng)發(fā)電、輸電、配電、售(送)電四個環(huán)節(jié)中的發(fā)電側，其產品同火電、水電等傳統(tǒng)電力具備極高的同質性，僅在電壓、頻率等方面有少許區(qū)別。
對于絕大多數用戶而言，不同電力產品僅存在價格區(qū)分，這意味著在不考慮其他因素的條件下，成本領先戰(zhàn)略是發(fā)電企業(yè)必然也是唯一可行的競爭戰(zhàn)略。
新能源發(fā)電行業(yè)由于產業(yè)發(fā)展初期成本較高，必須依賴政策補貼才能維持一定的發(fā)展規(guī)模，此時新能源在能源結構中作為補充性能源，而補貼規(guī)模的大小決定了新能源空間的上限。
只有當新能源發(fā)電成本與傳統(tǒng)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?yōu)樘娲阅茉础?br />
市場競爭力取代產業(yè)政策成為行業(yè)發(fā)展的核心驅動力，其發(fā)展上限也由補貼規(guī)模變?yōu)槟茉纯傂枨蟆?br />
新能源在能源結構中的份額提升意味著能源結構的優(yōu)化。
我國已經充分意識到推動新能源發(fā)電并網側平價上網的重要性:國家“十三五”規(guī)劃明確提出光伏并網側、用戶側平價上網的目標，并要求發(fā)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(fā)電廠的發(fā)電成本、輸配電成本等。
我國的銷售電價分為三類:工商業(yè)電價，一般在1元/kWh左右;大工業(yè)電價，一般在0.6~0.9元/kWh之間;居民和農業(yè)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(fā)電側與火電上網電價相競爭的方法：是比較新能源發(fā)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(fā)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(yè)發(fā)展的是實現發(fā)電側平價上網，即在發(fā)電側能夠與火電的上網電價相競爭。
目前國內不同地區(qū)脫硫煤電價格在0.26~0.5元/kWh，由于不同地區(qū)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(qū)，平價上網標準可以設置為脫硫煤電價格，而在低電價地區(qū)，考慮到新能源發(fā)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)。
新能源從起步到如今已經歷了幾十年，如果僅考慮發(fā)電的商業(yè)成本，新能源發(fā)展還需要政策扶植。
對不同能源項目的商業(yè)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(fā)電的商業(yè)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(fā)電技術商業(yè)成本優(yōu)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(fā)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(yè)成本低、能量密度高等優(yōu)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(huán)境正外部性，同時，如果內化火電的環(huán)境負外部性，其成本優(yōu)勢將被削弱。
煤電企業(yè)要想達到國家規(guī)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(fā)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(yè)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(xù)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(yōu)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(fā)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(fā)電產業(yè)取得快速發(fā)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(fā)展“十三五”規(guī)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(fā)電總裝機規(guī)模有望達到1440GW。
我國實行新能源固定上網電價制度，對風電及光伏發(fā)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(fā)電行業(yè)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。
風電:步入穩(wěn)定發(fā)展期，成本已大幅下降，行業(yè)由市場驅動
我國行業(yè)的發(fā)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(fā)階段，及2011年至今的穩(wěn)定階段。
2006至2009年期間風電裝機容量連續(xù)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(yè)發(fā)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(yè)并網難、消納難、機組質量事故頻發(fā)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(yè)發(fā)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(yè)進入成熟期。
另外，得益于風電行業(yè)規(guī)?；纬?，以及風電設備企業(yè)激烈的市場競爭，風電行業(yè)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(yè)走出衰退期迎來穩(wěn)定增長，2014-2016年全國風電裝機容量超過75GW。
2001年，施正榮博士在無錫創(chuàng)立尚德電力，開啟了中國光伏產業(yè)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(yè)經歷了2003-2004、2006-2008以及2010-2012三輪裝機熱潮。
中國光伏制造業(yè)沿著產業(yè)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(guī)模啟動，產業(yè)嚴重依賴國外市場，這種局面持續(xù)到2010年，該階段也可視為我國光伏行業(yè)的市場培育階段。
特別是2012年光伏產業(yè)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(fā)，行業(yè)進入高速發(fā)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(fā)電的成本仍顯著高于其他發(fā)電方式，光伏行業(yè)仍然主要由國家產業(yè)政策驅動。2016年國家頒布《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，明確指出到2020年，光伏發(fā)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(qū)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(yè)由政策扶植向市場主導轉移的決心。
同時，隨著光伏發(fā)電行業(yè)規(guī)?；耐癸@和光伏組件行業(yè)激烈的市場競爭，光伏系統(tǒng)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(zhí)行日期前出現的“搶裝潮”現象，2014年以后光伏行業(yè)增長速度并沒有出現明顯下滑。
系統(tǒng)成本:價格跌跌不休，平價上網才是終點
光伏系統(tǒng)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。
組件價格下降的動力有二:一是全產業(yè)鏈產能擴張帶來的規(guī)模效應大幅降低了各環(huán)節(jié)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(guī)模效應主導了過去十幾年光伏產業(yè)鏈成本下降的進程。
目前，產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產能都出現過剩，組件企業(yè)的盈利十分微薄，因此規(guī)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(tǒng)成本能降低約5-6%。
度電成本:用戶側平價上網已近實現，發(fā)電側平價任重道遠
與風電不同，光伏系統(tǒng)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(tǒng)，其平價上網的標準也包括用戶側平價和發(fā)電側平價兩種。
我國對分布式光伏系統(tǒng)電力采用“自發(fā)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(fā)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(qū)，光照資源多屬于II類和III類資源區(qū)，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(yè)用電價格多為0.7~0.9元/kWh，商業(yè)用電價格高達1元/kWh以上。
因此，分布式光伏在工商業(yè)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(fā)電的成本還需要進一步下降。
原標題：平價上網: 風電和光伏誰將率先突圍?
寧德時代吳凱...
天合光能陳奕...
劉巖: 追光行...
黃震院士：大...