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2019 年 4 月 28 日国家发改委发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761 号），将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，且 2019 年指导价较此前标杆价有所下调，并适当降低新增分布式光伏发电补贴标准。
2019 年 5 月 21 日国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，将风电标杆上网电价改为指导价，且 2019 年指导价较此前标杆价有所下调，明确提出 2019 年开始新核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目，全部通过竞争方式确定上网电价；分散式风电项目中，如参与分布式市场化交易，上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴，否则执行项目所在资源区指导价。对于陆上风电项目，如 2018 年底之前核准但 2020 年底前仍未完成并网，或 2019~2020 年核准但 2021年底前仍未完成并网，国家不再补贴；2021 年 1 月 1 日及以后新核准的项目，全面实现平价上网，国家不再补贴。对于海上风电项目，对 2018 年底前已核准的海上风电项目，如在 2021 年底前全部并网，执行核准时的上网电价；2022 年及以后全部并网的，执行并网年份的指导价。
根据国家能源局官网 2019 年 7 月 11 日刊载的国家可再生能源信息管理中心《2019 年光伏发电项目国家补贴竞价工作总体情况》一文，I、II、III 类资源区的普通光伏电站和全额上网分布式（非户用）项目的平均补贴强度在 0.0381~0.0846 元/kWh 之间，这三类资源区对应的算术平均补贴强度分别为0.06435元/kWh、0.04695 元/kWh、0.07975 元/kWh；自发自用、余电上网分布式项目平均补贴强度为0.0404 元/kWh。我们根据该文相关信息，对各类资源区装机比例取：普通电站:全额上网分布式:余电上网分布式=79.5%:2.5%:18.0%，计算资源区加权平均补贴强度，分别为 0.06154 元/kWh、0.03896 元/kWh、0.06893 元/kWh。相关数据提取与测算如表 4 所示。该文还提及，在 22.79GW 的竞价补贴统计样本中，I、II、III 类资源区的项目装机比例分别为 8.9%、12.2%、78.9%，我们据此测算，2019 年非户用光伏竞价项目的平均补贴强度为 0.0646 元/kWh。
2020 年 1 月 23 日，国家能源局发布《关于 2020 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知（征求意见稿）》，要点如下：
1）强调电网并网关口作用，要求国家电网、南方电网和内蒙古电力公司会同新能源消纳监测预警中心及时测算论证经营区域内各省级区域 2020 年风电、光伏发电新增消纳能力，国家能源局审核后于 3 月底前对社会发布；
2）倡导风电、光伏发电投资企业理性投资，防范投资风险；
3）积极支持、优先推进无补贴平价上网风电和光伏发电项目建设，要求 3 月中旬报送项目信息，项目必须在 2020 年底前能够核准、备案，且开工建设。
4）对于需要国家财政补贴的风电项目，要求落实“十三五”规划总量控制，要求集中式陆上风电项目和海上风电项目组织竞争性配置，提出依法撤销核准两年仍未开工也未按规定办理延期或不具备开工条件的项目之核准文件；对于海上风电并网容量、开工规模已超出规划目标的省份，要求暂停 2020年海上风电项目竞争性配置和核准工作；对照已公示的 2020 年底前可建成并网、2020 年底前可开工建设、2021 年底前可建成并网的三类海上风电项目清单，有序组织建设。此外，鼓励各地积极推动分散式风电参与分布式发电市场化交易试点。
5）确定 2020 年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为 15 亿元（5 亿元户用+10 亿元集中式和工商业分布式补贴竞价）；要求各地 4 月底前将 2020 年拟新建的光伏补贴竞价项目、申报上网电价等信息报送国家能源局。
2020 年 1 月 22 日，财政部经济建设司官网发布了财政部、国家发改委、国家能源局《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》及解读，要点包括：
1）自 2020 年起，所有新增可再生能源发电项目均“以收定支”确定补贴，确保 2020 年新增项目补贴额度控制在 50 亿元以内；
2）对于海上风电和光热发电，中央财政仅补贴 2021 年底前全部机组完成并网的存量合规项目，不再补贴新增项目；
3）对于陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏，合理设置退坡幅度，引导尽快平价上网；
4）2021 年起，实行配额制下的绿色电力证书（简称“绿证”）交易，企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。
我们认为，上述《征求意见稿》和《若干意见》反映了决策层引导风光发电平价上网的积极意愿，项目投资有望趋于理性，业主与电网公司就并网问题的沟通效率有望提高。
关于风电产业，我们判断，2019 年招标量“井喷”至 68GW 以上的火爆局面有望有所“降温”，海上风电领域将从比拼核准开工过渡到研究降本增效、谋求长期发展的状态中来。我们预计，2020 年中国大陆地区将新增风电并网 36GW，同比增长 39.9%。
关于 2020 年光伏补贴项目，假设户用项目延续 0.18 元/kWh 补贴标准、非户用竞价项目平均补贴降至 0.05 元/kWh，则 15 亿元补贴可支撑新增并网额度约 20.7GW（含 2.78GW 户用）。我们预计 2020年中国大陆光伏市场将迎来复苏，并网容量将达到 30GW，较中电联版 2019 年统计数据（26.81GW）增长 11.9%，如技术进步等因素带来的成本下降速度超预期、补贴发放显著改善，且电网可消纳容量足够支撑，则年内并网容量存在一定超预期空间。
总体来说，我国风电和光伏行业仍将向“去补贴”的方向发展。早在 2017 年 8 月 31 日，国家能源局便通过“国能发新能[2017]49 号”文件公布了位于河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等地的 13 个 共 707MW 的“风电平价上网示范项目”。2019 年 5 月 20 日，国家发改委办公厅、国家能源局通过“发改办新能[2019]594 号”文件公布了 2019 年第一批风电、光伏发电平价上网项目，由 16 个省区（含直辖市）能源主管部门报送，共计 20.76GW。
在实际项目建设中，三峡新能源格尔木领跑者 500MW 光伏发电项目和中核汇能甘肃玉门黒崖子50MW 平价风电示范项目分别在地面集中式光伏电站和风电领域成为首个实现“平价”上网的并网项目。
三峡新能源格尔木领跑者 500MW 光伏发电项目
总投资约 21 亿元的三峡新能源格尔木领跑者500MW 项目上网电价为 0.316 元/kWh，略低于当地煤电标杆电价（0.3247 元/kWh），首次实现光伏电价低于当地燃煤发电标杆电价，于 2018 年 12 月 29 日并网发电，至报道日运行良好，已超额完成年度发电量任务。我们认为，发挥项目“规模效应”、应用先进技术、获得免费用地，是该项目合理控制成本、实现“平价”上网的主要因素。
据前述报道，项目应用了彼时领先技术，如：全部采用 310Wp 以上 PERC 单晶组件，转换效率可 达 18.9%，在条件适宜地块还采用了双面发电组件，较传统方案提升单位容量发电量；逆变器采用 1500V逆变系统，与传统 1000V 系统相比，将光伏组件串联能力提升约 1.5 倍，节约初始投资 0.05-0.1 元/Wp；部分采用固定可调支架和平单轴跟踪支架，与固定支架相比，可将日均发电量提高 11.4%。
另外，格尔木 500MW 项目所在区域，都是政府无偿划拨的国家未利用荒地。某光伏电站项目土地复合成本达到 20 元/平方米，可折算成 0.5 元/W。由此可见，用地免费也是格尔木500MW 光伏项目实现“平价”上网的重要因素。
中核汇能甘肃玉门黒崖子 50MW 平价风电示范项目
国家能源局批准的首批风电平价示范项目的中核汇能甘肃玉门黒崖子 50MW 平价风电示范项目自 2019 年 3 月 25 日开工建设，同年 7 月31 日并网发电，成为全国首个并网发电的平价风电示范项目，共安装 25 台 2MW 风机，造价控制在5.7 元/W 以内；预计年利用小时数超过 3000h，较中电联《2019 年全国电力工业统计快报一览表》披露的 2019 年中国大陆风电平均利用小时数 2,082h 高出 44%。另外，玉门市自 2017 年 7 月 1 日起调整燃煤发电标杆上网电价至 0.3078 元/kWh。
考虑大多数光伏和风电项目的具体情况，“平价上网”短期内在全国大面积普及仍有一定难度。但是，展望未来，我们认为，在补贴退坡预期的引导下，产业界优质企业将持续以“降本增效”为核心目标，发展新技术，优化资源配置，并积极开拓新市场，最终促进光伏产业进步。
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