新能源可持续发展需要依托自身技术进步和成本下降，降低补贴依赖，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标。基于中国新能源发电成本历史变动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，结果显示，2020年基本实现“三北”地区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，中国新能源快速发展，对能源结构调整的贡献越来越大。截至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发展势头，风电和光伏发电分别新增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超过2.9亿kW。新能源发展在取得巨大成绩的同时，也亟待关注解决一些问题：一方面，如何增强新能源产业内生动力，提升平等参与市场的竞争力;另一方面，现有补贴政策推动了产业快速发展，但也面临补贴资金亏空逐年加大的困难，影响可持续发展。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进行分析，提出有关政策建议。
1、 全球新能源发电成本
世界范围内风电和光伏发电成本持续下降。根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格下降以及项目开发经验逐渐成熟。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，目前全球至少已有67个国家采用竞标方式确定上网电价。根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分别为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动和未来趋势
2.1 中国新能源发电成本变动情况
2.1.1 风电成本
近年来，中国风电全产业链逐步实现国产化，风电设备技术水平和可靠性不断提高，风电场造价总体呈现逐年下降趋势，2015年全国风电单位造价比2012年下降了10%，如表1所示。就具体类型来看，分散式风电项目单位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年风电布局的调整，中东部及南部地区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、河南等省份单位造价水平较高，使得2016年全国风电平均造价为8 157元/kW，略超过2015年。
从地区差异来看，“三北”地区风电平均单位造价低于东中部地区，主要原因有：一是建设条件差异，中东部地区风电主要建设在山地和沿海滩涂，地质条件和交通基础差，风机基建和道路交通工程成本相对较高;二是用地成本差异，东部地区土地资源紧张，风电用地指标获取难度大、成本高。
根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、产业升级和市场规模扩大，中国光伏发电成本持续下降，单位容量造价从2010年的约20 000元/kW，降到2016年约7 000元/kW(见图2)。就具体类型来看，分布式光伏发电造价比光伏电站高10%~20%。
根据彭博新能源财经数据，2016年全国光伏发电度电成本波动范围较大，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动趋势及对比分析
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，后者主要是土地费用和税费等。根据GE研究结果，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位造价的年均降幅，按2015年不变价格预测，2020年全国风电项目单位造价约为6 700元/kW(见表2)，2030年约为4 600元/kW。
光伏发电单位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、逆变器以及土地费用、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、硅利用率的改善等。
结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年不变价格预测：2020年全国光伏发电单位容量造价约为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、西北区域分别为5 655、5 740、5 655、5 486、5 318和5 148元/kW。
为方便与标杆电价进行比较，采用平准化发电成本(LCOE)的概念，也常称为度电成本。平准化发电成本是指发电项目所发单位发电量的综合成本，即发电项目在整个运营期内产生的所有成本与全部发电量的比值，计算公式为
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为财务分析时考虑的项目寿命;t为项目运行年份(1，2，3，…，n)。
测算结果如下：2020年“三北”地区风电平均度电成本为0.35元/(kW˙h)，低于东中部地区(0.49元/(kW˙h));“三北”地区光伏发电平均度电成本为0.48元/(kW˙h)，低于东中部地区光伏发电成本(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
《可再生能源发展“十三五”规划》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。将预测得到的2020年和2030年风电、光伏发电度电成本，与发电侧、用户侧电价进行对比分析(仅考虑新能源自身发电成本，不考虑环境外部成本)，结果如下。
(1)与本地燃煤标杆电价和电网销售电价的对比。2020年“三北”地区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，东中部地区风电仍难以实现发电侧平价上网;东中部地区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”地区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”地区新能源发电跨区外送与东中部地区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”地区风电和光伏发电外送至东中部地区的价格分别为0.61、0.75元/(kW˙h)左右，要比东中部地区省内开发消纳更具经济性，后者价格分别为0.65、0.79元/(kW˙h)左右。
(3)“三北”地区新能源发电跨区外送与东中部地区煤电的对比。仅考虑外送到东中部地区特高压落点，2020年“三北”地区风电跨区外送的价格将达到0.40元/(kW˙h)左右，加上500 kV输电成本，将超过大部分东中部地区省份的燃煤标杆电价，经济性相对要差。按照现有跨区外送输电价格、东中部平均输配电价、基于资源条件的发电利用小时数等参数计算，预计“三北”地区光伏发电跨区外送到东中部落地价格比东中部地区煤电上网电价要高。
2.2.3 考虑环境成本和系统成本后的比较分析
在考虑新能源自身发电成本和燃煤发电环境外部成本情况下，参考国际绿色和平组织研究结果，燃煤发电环境外部成本包含燃煤发电的污染排放和碳排放、煤炭生产和运输环节对环境的负面影响等方面，2020年和2030年分别为0.095和0.300 1元/(kW˙h)，综合分析，2020年东中部地区风电和“三北”光伏发电也初步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明显(见图3)。
此外，新能源发展不但需要关注自身发电成本，也要关注系统成本。相比常规电源，新能源大规模并网必然增加系统的平衡成本和容量成本。风电等变动性电源出力波动，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。风电等变动性电源容量可信度低，需要提供备用容量，增加容量充裕性成本。参考IEA研究结果，当风电比例达到20%时，平衡成本和容量充裕性成本分别为1~7美元/(MW˙h)和4~5美元/(MW˙h)。
考虑到中国属于大陆季风性气候、风电保证出力相比欧美较低、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额外系统成本要比欧美更高。
综合上述内容分析，得出如下3个观点。
(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”地区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)中长期看，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”地区风电和光伏发电跨区送到东中部地区，相比东中部地区新能源开发消纳更具经济性。实现新能源开发中长期目标还得依赖“三北”地区和西部地区。
(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额外系统成本，主要包括平衡成本和容量充裕性成本等。
3、中国新能源的可持续发展
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，导致不同国家的新能源支持政策也存在差别。总体来看，目前多数国家采用固定上网电价机制(FIT)和奖励+市场价格机制(FIP)。
丹麦激励政策配套有效。丹麦采取了包括碳税、碳排放配额、环保税、上网电价补贴、研发补贴、基础设施建设、风能行业支持等相关政策，推动风电发展。早期丹麦采取了装机基金和电价补助，要求新能源优先上网，后来则以固定上网电价与差价补贴为主要支持手段。
西班牙价格激励“双轨制”。可再生能源电力上网实行“双轨制”。“政策轨”下，通过固定电价支持政策，保障可再生能源发电企业的基本收益;“市场轨”下，鼓励可再生能源发电企业在固定电价政策的基本保障下，更多参与市场竞争，获取额外收益。
美国建立完善的税收政策，积极推广配额制。美国新能源产业相关的税收政策贯穿了产业的生产和消费环节。美国是第一个推行配额制(RPS)的国家。目前，已有29个州制定并实施可再生能源配额制。
德国根据可再生能源发展阶段，及时调整支持政策。第一版可再生能源法EEG 2000版，确定了以固定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，并引入上网电价固定下调机制，可再生能源发电进入快速发展阶段。EEG 2009版建立基于新增装机容量的固定上网电价下调机制，并通过补贴方式鼓励自发自用。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及时跟上，光伏发电迅猛发展。EEG 2012版进一步完善基于新增装机容量的固定上网电价下调机制，提高下调频次，鼓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范围。EEG 2014版首次提出通过招标确定光伏补贴额度，进一步推动基于市场溢价机制的光伏发电市场化，降低并逐步退出补贴。EEG 2017版全面引入可再生能源发电招标制度，正式结束基于固定上网电价的政府定价机制，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发展目标、降低发展成本的内在动力。
综合分析，得出如下3点启示。
(1)新能源发展初期需要依靠多种方式的补贴，实现规模扩大和成本降低的相互促进，提升产业竞争力，但也不应长期依赖补贴。各国均根据本国国情、能源转型目标进程和自身承受力，采取逐步降低直至取消补贴的政策导向。
(2)引入市场机制可促进新能源持续发展。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，在充分竞争市场机制下能够凭借其成本优势保证优先调度，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，促进新能源在更大范围内消纳。
3.2 中国新能源可持续发展需要解决的问题
自“十一五”以来，中国逐步建立了涵盖上网电价、全额保障性收购、补贴基金、税收优惠等方面的新能源政策体系，促进了新能源快速发展，但也带来一些问题，值得关注。
(1)补贴强度高，补贴资金缺口较大，难以为继。中国新能源补贴强度高，2016年风电和光伏发电的补贴强度分别约为0.17、0.53元/(kW˙h)。截至2016年年底，补助资金缺累计缺口超过550亿元。如果维持现有政策(不考虑光热发电和接网补贴，按照当前基金征收比例计算)，预期“十三五”期间可再生能源发展基金的累计缺口可能达到2 000亿元。
(2)现行价格机制对降低成本和促进消纳的作用不明显。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格机制仅对新能源开发商起激励作用，而缺乏对常规电源补偿调节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，从而带来额外的平衡成本和容量充裕性成本等，目前对这些系统成本的研究不够，缺少补偿机制。目前中国正在探索建立相关的市场化机制，但进展不大。譬如，仅在西北地区开展了清洁能源替代自备电厂交易试点，辅助服务试点也仅限于东北、新疆、福建等地区。
4、结语
分析表明，2020年“三北”地区多数省份风电可实现发电侧平价上网，东中部地区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。从国际经验看，新能源可持续发展仍需激发产业内生动力，促进技术进步和成本下降，减少补贴依赖，降低发展成本，需要建立倒逼机制，以实现新能源开发预期目标和融入大电网。通过完善电价下调机制、优化规模布局、降低非技术成本、提高技术门槛等手段，引导产业升级，不断提升新能源发展质量;在开发容量和上网电量上引入市场机制，鼓励收益与常规电源共享，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快转型。
