在全球各地，可再生能源发电成本持续下降并逐渐开始低于化石燃料发电成本，中国也不例外。但中国需调整政策以确保可再生能源成本能持续快速下降，并且零碳电源投资也能满足未来电力需求增长。
全球可再生能源成本都在下降
过去10年，可再生能源的发电成本降幅巨大。据测算，全球光伏和陆上风电的平准化发电成本(LCOE)分别下降了85%和 60%，海上风电成本如今也开始快速下降，仅过去五年就下降 了60%。在可再生能源资源丰富地区，可再生能源竞价甚至更低。目前全球光伏LCOE平均水平大约是每千瓦时0.35元， 但美国加利福尼亚州、葡萄牙和中东已经出现了每千瓦时 0.14元甚至更低的报价。全球海上风电的LCOE目前为每千瓦时0.63元左右，英国最新的中标价格大约每千瓦时0.36元。
在许多国家，光伏与风电目前已经能够与作为基荷的化石燃料发电竞争。甚至在一些国家，可再生能源加储能已经成为比燃气轮机更具经济性的调峰方式。基于美国市场的研究显示， 在税收减免政策的支持下，光伏或风电成本在所有州都已低 于基荷燃气发电（图4），许多州也取消了新建燃气调峰电厂计划，为光伏加电池储能方案提供发展空间。
展望未来，可再生能源发电成本下降趋势必将持续下去。因此，光伏和风电成本很快就将在一些国家降至低于现有燃煤或燃气电厂边际运营成本。未来十年，许多国家的光伏与风电成本都将陆续达到这一转折点，而可再生能源的优势也将随时间推移愈加显著。图5展示的美国发电成本变化趋势显示， 可再生能源的竞争力正在超过新建煤电项目和许多现有燃煤电厂，给这些电厂及投资者带来了越来越大的经济性压力。
中国可再生能源和其他零碳发电成本
全球范围的大趋势在中国也在同步发生。中国的光伏发电成本已经低于燃煤发电成本，而陆上风电也将很快达到这一水平。海上风电成本很可能将在未来十年具备竞争力，而中国的核电成本目前已经基本可以与煤电竞争。
光伏成本已经低于新建煤电
据彭博新能源财经预计，中国光伏发电目前的LCOE在每千瓦 时0.2-0.41元之间，在多数地区已经具备了与新建燃煤发电竞 争的能力（图6）。2018年以前，中国通过煤电标杆上网电价加固定度电补贴形式支持光伏项目发展，且补贴水平逐年降低。 而在2019年，中国开始启用了补贴竞价模式。最新的核准与竞价结果已经在很大程度上确认了彭博新能源财经的预测：光伏目前已经能够与新建煤电竞争，并将逐渐具备与现有煤电竞争的能力。
2019年的竞价结果显示，光伏上网电价与2018年的标杆电价相比已下降30%，而2020年的结果在2019年的基础上进一步
下降20%，这与彭博新能源财经预计的26%的LCOE降幅相 近。因此，虽然2020年仍有近20个省份申请了光伏补贴，但 平均补贴金额已经下降至每千瓦时0.033元v ，最低补贴金额仅 为每千瓦时0.0001元（图7）.。成本下降是必然趋势，这意味 着2021年可实现的上网电价将在几乎所有省份显著低于标杆煤电电价（图8），在许多省份甚至低于煤电市场化交易价格（图9）。这也与行业预测相一致，即2021年起光伏补贴或将全面取消。
随着光伏成本竞争力的增强，光伏项目的补贴也逐渐退出， 平价项目将越来越普遍。2020年，33GW新建平价项目得到核准，近50GW平价光伏项目正在建设当中，横跨中国20个省份。
陆上风电成本即将低于煤电，海上风电也在未来十年达到这一水平
自2010年以来，中国陆上风电成本已下降约40%，彭博新能源财经预计，2020年成本范围在每千瓦时0.29-0.43元之间，与新 建煤电相比已具备了很强的竞争力。基于如此巨大降幅，政府在2019年提出2021年后停止向陆上风电提供补贴（图10）。
但是，政策框架的重大变化增加了近期成本分析的不确定性:
• 2019年执行了风电竞价的省市（如天津与重庆）的竞价结果显示，补贴范围在每千瓦时0.08-0.17元水平，远高于2019年光伏竞价每千瓦时0.065元的平均值。
• 2020年已获核准的新增平价项目装机总量较低，仅有11GW。
值得注意的是，发电成本将会受装机速度的影响出现短时内的动态波动，但并不影响其长期趋势。短期内，在补贴退出的压力下，出现了项目抢装和风机订单的激增，受到行业产能的限制，暂时提高了项目建设成本；而一旦装机恢复常态化稳步增长，成本仍将出现大幅下降。彭博新能源财经预计到2025年，平均成本还将下降30%，在2025年和2030年分别降至每千瓦时0.25元左右和0.21元，而多数具备资源优势的地区的发电成本将远低于这一水平（图11）。考虑到未来政策将会继续支持行业发展以实现2030年装机量大幅增长目标（如图2），预测中国风电成本将在2020年代后期低于煤电交易价格。
到目前为止，海上风电在中国发展规模有限，截至2019年的装机容量仅为6GW。据估计，当前新建海上风电装机的成本远高于新建煤电成本。随着全球范围内成本的快速下降和海上风电产业在中国的快速发展，海上风电将在2025年以后具备与新建煤电项目竞争的能力。明确的量化目标（如广东省目标在2030年建成30GW海上风电装机）将有助于推动这些成本的下降。
可再生能源成本的进一步下降将对现有煤电产生威胁
光伏和风电已经或即将成为中国最具经济性的的新建发电电源。此外，据彭博新能源财经估计，到2020年代末，新建风电和光伏的发电成本将低于许多现有燃煤电厂（或联合循环燃气轮机）的运行成本，使现有煤电资产不再具备经济效益（图 12）。现有燃煤发电的产能过剩更加剧了这一风险——目前中国燃煤发电厂的平均利用率仅为56%。这一风险已经在可再生能源资源较为丰富的中国西北和西南等地区成为了现实， 当地的燃煤电厂的平均利用率仅为35%，造成了巨大的经济损失和资产搁浅。
核电和水电成本具备竞争力
彭博新能源财经预计，中国核电成本可以达到每千瓦时0.36- 0.48元，而当前的实际上网电价也符合这一估算。这使得核电作为基荷电力完全具备与煤电竞争的能力。中国水力发电成本同样非常具有竞争性。水电的边际成本低，其市场化交易价格通常在每千瓦时0.3元左右，有些甚至低至每千瓦时0.2元。 在中国，水电是普遍认为成本最低的发电方式。
明确的量化目标可进一步提速成本下降
中国过去的零碳电力发展成果瞩目：现有风电和光伏装机总量已超过400GW，引领全球可再生能源项目开发。这反映了过去政策的成功，即早期补贴与量化目标促进了产业的快速扩张，并推动成本大幅下降。通过明确量化装机增长速度，实现了规模经济和学习曲线效应，促成了中国乃至全球成本的大幅下降。
然而，零碳电力目前的并网速度并不足以达到2030目标，尤其是风电部署的速度。据估算，要实现2030目标，中国仍必须新增大约650GW光伏、600GW陆上风电、60GW海上风电、113GW水电和66GW核电装机（图2）。
2020年，中国核准的光伏项目装机总量目前是59GW，达到 了实现2030年目标所需的年新增量，其中平价项目装机量为 33GW。核电方面，考虑到目前大约12GW正在建设中，以及 约22GW已确定开工日期——66GW的新增目标看起来是可以实现的。约40GW的在建项目和超过20GW的计划项目也是提
供了实现110GW新建水电装机目标的可能性。但是，相对于2030年目标水平，目前新增风电项目的速度还达不到要求。随着风电补贴的逐步退坡，已获核准的的11GW平价风电的开发速度显然无法满足未来电力需求。
如果合适的政策得到落实，每年55GW新增风电的投资速度无疑是可以实现的：在2016和2017年，各有30GW新增风电装机 获得核准，提前实现十三五规划目标。未来几年，随着风电开发商和风机制造商逐渐完成积压的项目订单，新项目申报和核准的速度大概率会加快。但依然存在的主要风险在于，未来几年的投资速度过于缓慢，新增煤电投资会填补这一空缺， 从而造成不必要的成本投入，导致未来的资产搁浅。
合适的政策制定需要明确风电（和光伏）项目新增装机数量， 从而确保实现成本和价格的下降。其他国家的经验表明，随着光伏和风电成本接近或低于化石燃料发电成本并消除对补贴的依赖后，为可再生能源发电企业提供大部分发电量的价格保障依然是十分重要的，因为这可以降低可再生能源项目的开发风险，从而降低成本和所需的价格收益要求。由于中国的电力系统约为英国系统的25倍（按发电量计算），这大致相当于中国的1000GW目标。
实现这些的途径可以是设定可再生能源占总电量比例的目标 （如中国的可再生能源配额制），和/或继续根据预先确定的可再生能源发电装机规模进行竞价。在竞价机制引导下，未来一到两年内可再生能源竞价报价就有望低于火电发电价格。
例如，英国首相最近宣布英国将在2030年前建造40GW海上风电项目，并将通过竞价机制确保采购到最低成本的电力供应。这些竞价将以“差价合约”和批发市场电力价格进行核算，在某些情况下可能造成可再生能源发电企业向电网支付费用的情况（如果竞价价格低于未来批发电价）。但由于这种合约提供了价格确定性，对于发电企业仍然非常具有吸引力。
本报告第四章节将深入讨论推动快速发展所需的政策。只要这些政策得到落实，可再生能源发电成本将保持快速下降势头，不但能够以低于新建煤电项目的成本提供新增电力供应，还能在2030年前下降至低于许多现有燃煤电厂运营成本的水平。
与全球许多其他市场一样，中国目前面临的关键问题已不再是可再生能源和其他零碳发电技术是否具备成本竞争力，而是电网接纳高比例非水可再生能源面临的技术和经济性挑战。
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