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近年來，我國出臺多項政策支持新能源發電產業的發展，取得較好收效。據國家能源局 2020 年 1 月 20 日于其官網發布的 2019 年全國電力工業統計數據，截至 2019 年底，中國大陸太陽能發電（主要為光伏發電）、風電的累計并網裝機容量分別達到 204.68GW 、210.05GW。然而，為了引導產業長期健康發展，官方亦明確對新能源產業的相關補貼將逐步退坡，近年來電價調整如表 3 所示。
2019 年 4 月 28 日國家發改委發布《關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》（發改價格〔2019〕761 號），將集中式光伏電站標桿上網電價改為指導價，且 2019 年指導價較此前標桿價有所下調，并適當降低新增分布式光伏發電補貼標準。
2019 年 5 月 21 日國家發改委發布《關于完善風電上網電價政策的通知》，將風電標桿上網電價改為指導價，且 2019 年指導價較此前標桿價有所下調，明確提出 2019 年開始新核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目，全部通過競爭方式確定上網電價；分散式風電項目中，如參與分布式市場化交易，上網電價由發電企業與電力用戶直接協商形成，不享受國家補貼，否則執行項目所在資源區指導價。對于陸上風電項目，如 2018 年底之前核準但 2020 年底前仍未完成并網，或 2019~2020 年核準但 2021年底前仍未完成并網，國家不再補貼；2021 年 1 月 1 日及以后新核準的項目，全面實現平價上網，國家不再補貼。對于海上風電項目，對 2018 年底前已核準的海上風電項目，如在 2021 年底前全部并網，執行核準時的上網電價；2022 年及以后全部并網的，執行并網年份的指導價。
根據國家能源局官網 2019 年 7 月 11 日刊載的國家可再生能源信息管理中心《2019 年光伏發電項目國家補貼競價工作總體情況》一文，I、II、III 類資源區的普通光伏電站和全額上網分布式（非戶用）項目的平均補貼強度在 0.0381~0.0846 元/kWh 之間，這三類資源區對應的算術平均補貼強度分別為0.06435元/kWh、0.04695 元/kWh、0.07975 元/kWh；自發自用、余電上網分布式項目平均補貼強度為0.0404 元/kWh。我們根據該文相關信息，對各類資源區裝機比例取：普通電站:全額上網分布式:余電上網分布式=79.5%:2.5%:18.0%，計算資源區加權平均補貼強度，分別為 0.06154 元/kWh、0.03896 元/kWh、0.06893 元/kWh。相關數據提取與測算如表 4 所示。該文還提及，在 22.79GW 的競價補貼統計樣本中，I、II、III 類資源區的項目裝機比例分別為 8.9%、12.2%、78.9%，我們據此測算，2019 年非戶用光伏競價項目的平均補貼強度為 0.0646 元/kWh。
2020 年 1 月 23 日，國家能源局發布《關于 2020 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知（征求意見稿）》，要點如下：
1）強調電網并網關口作用，要求國家電網、南方電網和內蒙古電力公司會同新能源消納監測預警中心及時測算論證經營區域內各省級區域 2020 年風電、光伏發電新增消納能力，國家能源局審核后于 3 月底前對社會發布；
2）倡導風電、光伏發電投資企業理性投資，防范投資風險；
3）積極支持、優先推進無補貼平價上網風電和光伏發電項目建設，要求 3 月中旬報送項目信息，項目必須在 2020 年底前能夠核準、備案，且開工建設。
4）對于需要國家財政補貼的風電項目，要求落實“十三五”規劃總量控制，要求集中式陸上風電項目和海上風電項目組織競爭性配置，提出依法撤銷核準兩年仍未開工也未按規定辦理延期或不具備開工條件的項目之核準文件；對于海上風電并網容量、開工規模已超出規劃目標的省份，要求暫停 2020年海上風電項目競爭性配置和核準工作；對照已公示的 2020 年底前可建成并網、2020 年底前可開工建設、2021 年底前可建成并網的三類海上風電項目清單，有序組織建設。此外，鼓勵各地積極推動分散式風電參與分布式發電市場化交易試點。
5）確定 2020 年度新建光伏發電項目補貼預算總額度為 15 億元（5 億元戶用+10 億元集中式和工商業分布式補貼競價）；要求各地 4 月底前將 2020 年擬新建的光伏補貼競價項目、申報上網電價等信息報送國家能源局。
2020 年 1 月 22 日，財政部經濟建設司官網發布了財政部、國家發改委、國家能源局《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》及解讀，要點包括：
1）自 2020 年起，所有新增可再生能源發電項目均“以收定支”確定補貼，確保 2020 年新增項目補貼額度控制在 50 億元以內；
2）對于海上風電和光熱發電，中央財政僅補貼 2021 年底前全部機組完成并網的存量合規項目，不再補貼新增項目；
3）對于陸上風電、光伏電站、工商業分布式光伏，合理設置退坡幅度，引導盡快平價上網；
4）2021 年起，實行配額制下的綠色電力證書（簡稱“綠證”）交易，企業通過綠證交易獲得收入相應替代財政補貼。
我們認為，上述《征求意見稿》和《若干意見》反映了決策層引導風光發電平價上網的積極意愿，項目投資有望趨于理性，業主與電網公司就并網問題的溝通效率有望提高。
關于風電產業，我們判斷，2019 年招標量“井噴”至 68GW 以上的火爆局面有望有所“降溫”，海上風電領域將從比拼核準開工過渡到研究降本增效、謀求長期發展的狀態中來。我們預計，2020 年中國大陸地區將新增風電并網 36GW，同比增長 39.9%。
關于 2020 年光伏補貼項目，假設戶用項目延續 0.18 元/kWh 補貼標準、非戶用競價項目平均補貼降至 0.05 元/kWh，則 15 億元補貼可支撐新增并網額度約 20.7GW（含 2.78GW 戶用）。我們預計 2020年中國大陸光伏市場將迎來復蘇，并網容量將達到 30GW，較中電聯版 2019 年統計數據（26.81GW）增長 11.9%，如技術進步等因素帶來的成本下降速度超預期、補貼發放顯著改善，且電網可消納容量足夠支撐，則年內并網容量存在一定超預期空間。
總體來說，我國風電和光伏行業仍將向“去補貼”的方向發展。早在 2017 年 8 月 31 日，國家能源局便通過“國能發新能[2017]49 號”文件公布了位于河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆等地的 13 個 共 707MW 的“風電平價上網示范項目”。2019 年 5 月 20 日，國家發改委辦公廳、國家能源局通過“發改辦新能[2019]594 號”文件公布了 2019 年第一批風電、光伏發電平價上網項目，由 16 個省區（含直轄市）能源主管部門報送，共計 20.76GW。
在實際項目建設中，三峽新能源格爾木領跑者 500MW 光伏發電項目和中核匯能甘肅玉門黒崖子50MW 平價風電示范項目分別在地面集中式光伏電站和風電領域成為首個實現“平價”上網的并網項目。
三峽新能源格爾木領跑者 500MW 光伏發電項目
總投資約 21 億元的三峽新能源格爾木領跑者500MW 項目上網電價為 0.316 元/kWh，略低于當地煤電標桿電價（0.3247 元/kWh），首次實現光伏電價低于當地燃煤發電標桿電價，于 2018 年 12 月 29 日并網發電，至報道日運行良好，已超額完成年度發電量任務。我們認為，發揮項目“規模效應”、應用先進技術、獲得免費用地，是該項目合理控制成本、實現“平價”上網的主要因素。
據前述報道，項目應用了彼時領先技術，如：全部采用 310Wp 以上 PERC 單晶組件，轉換效率可 達 18.9%，在條件適宜地塊還采用了雙面發電組件，較傳統方案提升單位容量發電量；逆變器采用 1500V逆變系統，與傳統 1000V 系統相比，將光伏組件串聯能力提升約 1.5 倍，節約初始投資 0.05-0.1 元/Wp；部分采用固定可調支架和平單軸跟蹤支架，與固定支架相比，可將日均發電量提高 11.4%。
另外，格爾木 500MW 項目所在區域，都是政府無償劃撥的國家未利用荒地。某光伏電站項目土地復合成本達到 20 元/平方米，可折算成 0.5 元/W。由此可見，用地免費也是格爾木500MW 光伏項目實現“平價”上網的重要因素。
中核匯能甘肅玉門黒崖子 50MW 平價風電示范項目
國家能源局批準的首批風電平價示范項目的中核匯能甘肅玉門黒崖子 50MW 平價風電示范項目自 2019 年 3 月 25 日開工建設，同年 7 月31 日并網發電，成為全國首個并網發電的平價風電示范項目，共安裝 25 臺 2MW 風機，造價控制在5.7 元/W 以內；預計年利用小時數超過 3000h，較中電聯《2019 年全國電力工業統計快報一覽表》披露的 2019 年中國大陸風電平均利用小時數 2,082h 高出 44%。另外，玉門市自 2017 年 7 月 1 日起調整燃煤發電標桿上網電價至 0.3078 元/kWh。
考慮大多數光伏和風電項目的具體情況，“平價上網”短期內在全國大面積普及仍有一定難度。但是，展望未來，我們認為，在補貼退坡預期的引導下，產業界優質企業將持續以“降本增效”為核心目標，發展新技術，優化資源配置，并積極開拓新市場，最終促進光伏產業進步。
2019 年 4 月 28 日國家發改委發布《關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》（發改價格〔2019〕761 號），將集中式光伏電站標桿上網電價改為指導價，且 2019 年指導價較此前標桿價有所下調，并適當降低新增分布式光伏發電補貼標準。
2019 年 5 月 21 日國家發改委發布《關于完善風電上網電價政策的通知》，將風電標桿上網電價改為指導價，且 2019 年指導價較此前標桿價有所下調，明確提出 2019 年開始新核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目，全部通過競爭方式確定上網電價；分散式風電項目中，如參與分布式市場化交易，上網電價由發電企業與電力用戶直接協商形成，不享受國家補貼，否則執行項目所在資源區指導價。對于陸上風電項目，如 2018 年底之前核準但 2020 年底前仍未完成并網，或 2019~2020 年核準但 2021年底前仍未完成并網，國家不再補貼；2021 年 1 月 1 日及以后新核準的項目，全面實現平價上網，國家不再補貼。對于海上風電項目，對 2018 年底前已核準的海上風電項目，如在 2021 年底前全部并網，執行核準時的上網電價；2022 年及以后全部并網的，執行并網年份的指導價。
根據國家能源局官網 2019 年 7 月 11 日刊載的國家可再生能源信息管理中心《2019 年光伏發電項目國家補貼競價工作總體情況》一文，I、II、III 類資源區的普通光伏電站和全額上網分布式（非戶用）項目的平均補貼強度在 0.0381~0.0846 元/kWh 之間，這三類資源區對應的算術平均補貼強度分別為0.06435元/kWh、0.04695 元/kWh、0.07975 元/kWh；自發自用、余電上網分布式項目平均補貼強度為0.0404 元/kWh。我們根據該文相關信息，對各類資源區裝機比例取：普通電站:全額上網分布式:余電上網分布式=79.5%:2.5%:18.0%，計算資源區加權平均補貼強度，分別為 0.06154 元/kWh、0.03896 元/kWh、0.06893 元/kWh。相關數據提取與測算如表 4 所示。該文還提及，在 22.79GW 的競價補貼統計樣本中，I、II、III 類資源區的項目裝機比例分別為 8.9%、12.2%、78.9%，我們據此測算，2019 年非戶用光伏競價項目的平均補貼強度為 0.0646 元/kWh。
2020 年 1 月 23 日，國家能源局發布《關于 2020 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知（征求意見稿）》，要點如下：
1）強調電網并網關口作用，要求國家電網、南方電網和內蒙古電力公司會同新能源消納監測預警中心及時測算論證經營區域內各省級區域 2020 年風電、光伏發電新增消納能力，國家能源局審核后于 3 月底前對社會發布；
2）倡導風電、光伏發電投資企業理性投資，防范投資風險；
3）積極支持、優先推進無補貼平價上網風電和光伏發電項目建設，要求 3 月中旬報送項目信息，項目必須在 2020 年底前能夠核準、備案，且開工建設。
4）對于需要國家財政補貼的風電項目，要求落實“十三五”規劃總量控制，要求集中式陸上風電項目和海上風電項目組織競爭性配置，提出依法撤銷核準兩年仍未開工也未按規定辦理延期或不具備開工條件的項目之核準文件；對于海上風電并網容量、開工規模已超出規劃目標的省份，要求暫停 2020年海上風電項目競爭性配置和核準工作；對照已公示的 2020 年底前可建成并網、2020 年底前可開工建設、2021 年底前可建成并網的三類海上風電項目清單，有序組織建設。此外，鼓勵各地積極推動分散式風電參與分布式發電市場化交易試點。
5）確定 2020 年度新建光伏發電項目補貼預算總額度為 15 億元（5 億元戶用+10 億元集中式和工商業分布式補貼競價）；要求各地 4 月底前將 2020 年擬新建的光伏補貼競價項目、申報上網電價等信息報送國家能源局。
2020 年 1 月 22 日，財政部經濟建設司官網發布了財政部、國家發改委、國家能源局《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》及解讀，要點包括：
1）自 2020 年起，所有新增可再生能源發電項目均“以收定支”確定補貼，確保 2020 年新增項目補貼額度控制在 50 億元以內；
2）對于海上風電和光熱發電，中央財政僅補貼 2021 年底前全部機組完成并網的存量合規項目，不再補貼新增項目；
3）對于陸上風電、光伏電站、工商業分布式光伏，合理設置退坡幅度，引導盡快平價上網；
4）2021 年起，實行配額制下的綠色電力證書（簡稱“綠證”）交易，企業通過綠證交易獲得收入相應替代財政補貼。
我們認為，上述《征求意見稿》和《若干意見》反映了決策層引導風光發電平價上網的積極意愿，項目投資有望趨于理性，業主與電網公司就并網問題的溝通效率有望提高。
關于風電產業，我們判斷，2019 年招標量“井噴”至 68GW 以上的火爆局面有望有所“降溫”，海上風電領域將從比拼核準開工過渡到研究降本增效、謀求長期發展的狀態中來。我們預計，2020 年中國大陸地區將新增風電并網 36GW，同比增長 39.9%。
關于 2020 年光伏補貼項目，假設戶用項目延續 0.18 元/kWh 補貼標準、非戶用競價項目平均補貼降至 0.05 元/kWh，則 15 億元補貼可支撐新增并網額度約 20.7GW（含 2.78GW 戶用）。我們預計 2020年中國大陸光伏市場將迎來復蘇，并網容量將達到 30GW，較中電聯版 2019 年統計數據（26.81GW）增長 11.9%，如技術進步等因素帶來的成本下降速度超預期、補貼發放顯著改善，且電網可消納容量足夠支撐，則年內并網容量存在一定超預期空間。
總體來說，我國風電和光伏行業仍將向“去補貼”的方向發展。早在 2017 年 8 月 31 日，國家能源局便通過“國能發新能[2017]49 號”文件公布了位于河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆等地的 13 個 共 707MW 的“風電平價上網示范項目”。2019 年 5 月 20 日，國家發改委辦公廳、國家能源局通過“發改辦新能[2019]594 號”文件公布了 2019 年第一批風電、光伏發電平價上網項目，由 16 個省區（含直轄市）能源主管部門報送，共計 20.76GW。
在實際項目建設中，三峽新能源格爾木領跑者 500MW 光伏發電項目和中核匯能甘肅玉門黒崖子50MW 平價風電示范項目分別在地面集中式光伏電站和風電領域成為首個實現“平價”上網的并網項目。
三峽新能源格爾木領跑者 500MW 光伏發電項目
總投資約 21 億元的三峽新能源格爾木領跑者500MW 項目上網電價為 0.316 元/kWh，略低于當地煤電標桿電價（0.3247 元/kWh），首次實現光伏電價低于當地燃煤發電標桿電價，于 2018 年 12 月 29 日并網發電，至報道日運行良好，已超額完成年度發電量任務。我們認為，發揮項目“規模效應”、應用先進技術、獲得免費用地，是該項目合理控制成本、實現“平價”上網的主要因素。
據前述報道，項目應用了彼時領先技術，如：全部采用 310Wp 以上 PERC 單晶組件，轉換效率可 達 18.9%，在條件適宜地塊還采用了雙面發電組件，較傳統方案提升單位容量發電量；逆變器采用 1500V逆變系統，與傳統 1000V 系統相比，將光伏組件串聯能力提升約 1.5 倍，節約初始投資 0.05-0.1 元/Wp；部分采用固定可調支架和平單軸跟蹤支架，與固定支架相比，可將日均發電量提高 11.4%。
另外，格爾木 500MW 項目所在區域，都是政府無償劃撥的國家未利用荒地。某光伏電站項目土地復合成本達到 20 元/平方米，可折算成 0.5 元/W。由此可見，用地免費也是格爾木500MW 光伏項目實現“平價”上網的重要因素。
中核匯能甘肅玉門黒崖子 50MW 平價風電示范項目
國家能源局批準的首批風電平價示范項目的中核匯能甘肅玉門黒崖子 50MW 平價風電示范項目自 2019 年 3 月 25 日開工建設，同年 7 月31 日并網發電，成為全國首個并網發電的平價風電示范項目，共安裝 25 臺 2MW 風機，造價控制在5.7 元/W 以內；預計年利用小時數超過 3000h，較中電聯《2019 年全國電力工業統計快報一覽表》披露的 2019 年中國大陸風電平均利用小時數 2,082h 高出 44%。另外，玉門市自 2017 年 7 月 1 日起調整燃煤發電標桿上網電價至 0.3078 元/kWh。
考慮大多數光伏和風電項目的具體情況，“平價上網”短期內在全國大面積普及仍有一定難度。但是，展望未來，我們認為，在補貼退坡預期的引導下，產業界優質企業將持續以“降本增效”為核心目標，發展新技術，優化資源配置，并積極開拓新市場，最終促進光伏產業進步。
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