本文来源于惠誉博华
摘 要
自《中华人民共和国可再生能源法》于 2006 年 1 月 1 日正式施行以来， 中国新能源电力市场经历了革命性的迅猛发展，风力发电与光伏发电的 累计装机规模高速扩充，在国际新能源电力市场中的规模优势不断扩大。即使如此，目前中国仍以火力发电作为主要电源，风力发电与光伏发电 在全电源发电量中的比重仍较低。
中国新能源电力市场的迅猛发展在很大程度上归功于政策的扶持与引导， 在总体上凸显了“从核准到竞争、从高价到平价”的发展趋势。由初期 政府定价或划定补贴额转向企业根据自身技术实力与项目经验参与竞争 性招标，由含可再生能源补贴的高电价转向与煤电同价，中国新能源电 力市场正在步入新的发展阶段。
惠誉博华预期，投资人在平价时代的过渡期内将面临政策红利与投资回 报的权衡。在上游供应商因抢装预期而抬升设备价格、消纳空间的争夺、经济面临新的挑战而引发用电量增速承压等因素的共同影响下，新能源 电站的投资人需要更加理性地面对抢装预期，方可使企业在行业周期的 冲击中更加稳健地运营。
中国新能源电力市场迅猛发展
自《中华人民共和国可再生能源法》于 2006 年 1 月 1 日正式施行以来，中国新能源电力市场经历了革命性的发展。特别是风力发电与光伏发电，作为新能源电力领域的两大核心市场，发展态 势尤为迅猛。这主要得益于政策性扶持带来的丰厚的投资回报率，推动了大量传统电源投资人转 向新能源电站建设。2009 年~2018 年，中国风力发电与光伏发电累计装机规模高速扩充。风力发电累计装机容量由 2,581 万千瓦增长至 20,953 万千瓦，占全球总装机容量的比重由 16%稳步攀升至 30%以上，近三年则稳定在 35%左右，年均复合增长率为 23%；光伏发电累计装机容量在同一期间由 37 万千瓦激增至 17,446 万千瓦，占全球总装机容量的比重由 1.3%快速攀升至 35%左右， 年均复合增长率高达 85%。整体上，中国风力发电与光伏发电累计装机容量均占相应全球装机总容量的约三分之一，由此奠定了中国在国际新能源市场上的龙头地位。
中国风力发电新增装机容量在经历了数年的稳步增长后，受制于“三北”地区弃风率偏高而引发的政策性收紧，于 2016 年开始出现下滑，但随着弃风率逐步得到控制，2018 年新增装机容量呈现小幅回升。2019 年 1~9 月，中国新增风力发电并网装机容量 1,308 万千瓦，较 2018 年同期小幅增长 3.7%，风电增量装机仍处于温和上行通道；中国光伏发电新增装机容量在前期良好的产业政策引导下，自 2015 年起出现井喷式增长，但国家发展与改革委员会、财政部、国家能源局于 2018 年联合发布光伏“5.31 新政”，限制需要国家补贴的光伏电站增量指标，致使 2018 年新增光伏发电装机规模同比骤然下滑。2019 年 1~9 月，中国新增光伏发电装机容量 1,599 万千瓦， 较 2018 年同期大幅缩水 53.7%，相比三年前的跨越式发展（2017 年末已突破“十三五”规划的装机容量下限），中国光伏发电已进入行业调整期。惠誉博华认为，未来中国新能源电力装机容量将进一步扩充，但增速将有所放缓。
中国在全球新能源电力领域的规模优势仍在进一步扩大。2018 年，中国风力发电与光伏发电新增装机容量较第二名美国分别高出约 16 吉瓦（GW）与 34 吉瓦(GW)。同年，中国新增新能源电力装机容量（以风力发电和光伏发电为代表）已超过第二名至第十名所在国年度新增装机容量的总和。
2018 年，中国全口径发电量 6.99 万亿千瓦时，发电量规模居世界第一位。其中，风力发电量3,660 亿千瓦时，光伏发电量 1,775 亿千瓦时，分别占中国全口径发电量的 5.2%与 2.5%。虽然新能源发电量在全口径发电量中的比重逐步提升，但中国目前仍以火电作为主要电源，火力发电量规模权重超过 70%，系新能源发电量规模的近 10 倍。相较于世界平均水平（9.3%）或发展可再生能源电力较早的欧盟（21.5%），中国风力发电与光伏发电在全口径发电量中的占比仍较低。
电价政策机制是中国新能源电力市场发展的重要推手
中国新能源电力市场的迅猛发展在很大程度上归功于政策的扶持与引导，电价政策直接影响项目的投资回报率与新增装机容量。惠誉博华认为，中国新能源电力的价格政策在总体上凸显了“从核准到竞争、从高价到平价”的发展趋势：由初期政府定价或划定补贴额转向企业根据自身技术实力与项目经验参与竞争性招标，由含可再生能源补贴的高电价转向与煤电同价。
过去十年间，新能源上网电价在脱硫煤电价的基础上附加了可再生能源补贴，使得新能源电站投资人在支付了高于同规模火电的投资后，仍可获得令人满意的投资回报率。然而，惠誉博华注意到，在行业发展过快的背景下，持续的新能源补贴难以维系，新能源上网电价逐级下滑，平价上网势在必行。
分电源种类看，风力发电电价自审批电价开始，于 2003 年正式引入招标电价，部分区域（如内蒙古、甘肃、吉林等）通过特许经营权招标的形式，确定中标电价，用于省内其他风电项目的电价参考。2009 年，国家发展与改革委员会发布《关于完善风力发电上网电价调整的通知》（发改价格[2009]1906 号），将全国划分为四类风能资源区，适用不同的标杆电价并逐步退坡。经过多次电价调整后，I 类资源区的标杆电价由 2009 年的 0.51 元/千瓦时下调至 2020 年的 0.29 元/千瓦时，下调幅度超过 40%。II、III、IV 类资源区的标杆电价也经历了 20%~40%幅度不等的下调。
光伏发电价格政策的演变路径与风力发电非常相似，经历了从 2008 年及以前的核准电价与投资安装补贴的初步尝试。考虑到按照建筑安装标准予以不同幅度的事前补贴可能存在认定难度大、骗补风险高、与产业运行及盈利模式不相适应等问题，国家能源局于 2009 年起实施了两批特许
经营权招标以确定招标电价，并由国家发展与改革委员会于 2013 年下发《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格[2013]1638 号），按照光能资源禀赋，制定三类光能资源区的标杆电价。与风力发电相一致，光伏发电的标杆电价执行退坡机制，但退坡强度低于风电（如 2013~2015 年未实施电价退坡）。其中，I 类资源区标杆电价由 2013 年的 0.90 元/千瓦时退坡至 2018 年的 0.50 元/千瓦时，退坡幅度约为 44%。II、III 类资源区标杆电价的退坡幅度则分别为 37%、30%。
2019 年，中国风力发电与光伏发电的价格政策相互靠拢，全面启动发电侧平价上网。国家发展与改革委员会、国家能源局等监管机构于 2019 年相继出台《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》（发改能源[2019]19 号）和《关于 2019 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能[2019]49 号），并公布了第一批风力发电、光伏发电平价上网项目（试点）清单。其中，风力发电项目（试点）56 个，合计装机容量 451 万千瓦；光伏发电项目（试点）168 个，合计装机容量 1,478 万千瓦；分布式交易试点 26 个，合计装机容量 147 万千瓦，
上述项目绝大多数将于 2020 年投产，中国新能源电力市场开始跨入平价时代。
惠誉博华认为，风力发电与光伏发电在行业发展初期技术尚不完善、运营缺乏经验，度电成本明显高于同期火电，需要国家予以适度补贴以推动行业发展。但电力属于无差别化资源，不同电源所发电量理应实现同价。因此，新能源发电价格的持续下行与去补贴化符合行业长远发展逻辑与趋势。由去补贴化带动的电价逐步下行将刺激新能源电力行业加速技术升级、淘汰落后产能，从而实现成本下降引导电价进一步退坡的良性发展循环，并最终达成平价上网与产业结构性升级的新阶段发展目标。
向平价时代的过渡需要投资人在政策红利与投资回报间进行权衡
随着政策推动新能源电力行业步入平价时代，监管机构对申报平价项目的投资人予以优厚的政策红利，从项目审批、投资环境、消纳与收益保障、建设支持、交易支撑与融资安排等多方面予以保障与优惠。
政策红利将刺激中国风力发电与光伏发电的头部企业积极申报平价项目，以获得最优惠的政策支 持与满意的投资回报率。同时，平价时代的开启将遵循循序渐进的原则，妥善安排存量项目的建 设及价格政策的执行。对于陆上风电项目根据核准时间不同，含补贴的原价格政策分别执行至2020 年末或 2021 年末，于 2022 年 1 月 1 日起，所有项目执行平价政策；对于海上风电项目，由于仍处于培育扶持期，暂以核准时的上网电价与并网年份的指导价进行定价；对于光伏发电项目， 根据项目开工情况与业主情况不同，含补贴的原价格政策分别执行至 2019 年末或 2020 年末，于2021 年 1 月 1 日起，所有项目执行平价政策。
在过渡期内，电站投资人基于存量项目的价格政策，将力争完成尚未完工或未开工项目的建设/ 并网或加紧申请新增项目的核准，以享受补贴与竞争配置政策的最后红利。市场观点大多认为这将引发中国风力发电、光伏发电领域的新一轮抢装潮。然而，惠誉博华认为，政策导向虽然会推动行业装机预期在短期内有所高涨，但抢装项目以存量已核准未并网项目为主，新增指标受消纳能力和申报期延迟影响而受到限制，抢装规模将低于先前行业井喷式发展期水平。投资人在政策红利与投资回报间的权衡将更加谨慎。
