土地、稅收等非技術因素是當前導致新能源電力成本高企、難以在發(fā)電側平價上網的關鍵因素。

推動技術成本和非技術成本的“雙降”，新能源才能贏得比煤電等高碳能源更具競爭力的市場地位。

新能源度電成本持續(xù)降低，但平價上網尚需時日

3月5日，李克強總理在政府工作報告中明確提出，2018年將淘汰關停不達標的30萬千瓦以下煤電機組，并提出“要降低電網環(huán)節(jié)收費和輸配電價格，一般工商業(yè)電價平均降低10%”，電價降低，倒逼新舊能源電力行業(yè)挖掘降成本空間，對于新能源產業(yè)而言，非技術成本的降低更為迫切。

作為全球新能源發(fā)展的領導者，我國新能源發(fā)電規(guī)模領先全球，陸上風電、光伏發(fā)電等技術達到世界先進水平，海上風電、光熱發(fā)電、生物質發(fā)電等不斷取得突破性進展，推動了新能源發(fā)電成本的大幅下降。

據工信部統(tǒng)計，2017年，我國光伏發(fā)電系統(tǒng)投資成本降至5元/瓦左右，度電成本降至0.5-0.7元/千瓦時，平均度電成本比2010年下降約78%，低于全球平均水平。我國陸上風電度電成本約為0.43元/千瓦時,較2010年下降7%，已經非常接近火電電價。2017年9月，國家能源局公布首批13個風電平價上網示范項目，上網電價按當地煤電標桿上網電價執(zhí)行，所發(fā)電量不核發(fā)綠色電力證書，不享受價格補貼，開啟了風電發(fā)電側平價上網的先河。

但是，當前我國的新能源發(fā)電成本仍普遍高于煤電等傳統(tǒng)電力。

首先是工程項目投資成本偏高。當前我國煤電項目平均投資成本約為3700元/千瓦，而陸上風電約為7760元/千瓦，海上風電約為14700元/千瓦，光伏發(fā)電約為8460元/千瓦，光熱發(fā)電約為34000元/千瓦，分別是煤電項目的2.1倍、3.9倍、2.3倍和9.2倍，新能源發(fā)電項目投資仍然遠遠高于傳統(tǒng)煤電項目，尤其是海上風電和光熱發(fā)電項目的前期投資成本居高不下。

其次是上網電價高于煤電標桿電價。當前全國脫硫脫硝煤電標桿電價為0.2595-0.4505元/千瓦時，而新能源上網電價一般采用“兩部制”電價，即一部分為當地“煤電標桿電價”，另一部分為“電價補助”，陸上風電標桿電價為0.4-0.57元/千瓦時，光伏電站為0.65-0.85元/千瓦時，光熱則為1.15元/千瓦時，海上風電為0.85元/千瓦時。

最后，更為關鍵的是，度電成本仍明顯高于燃煤發(fā)電。煤電的度電成本主要是燃煤成本，約占火電成本的50-70%左右，成本受煤炭價格變化影響較大。根據當前煤炭價格及310克/千瓦時的標準煤耗率，全國各地火電的度電燃煤成本主要集中在0.2-0.3元，度電成本約為0.3-0.5元之間。相對于火電度電成本，新能源度電成本僅陸上風電基本可在發(fā)電側實現平價上網，但海上風電度電成本仍比火電高133%-235%，光伏度電成本比火電高42%，光熱發(fā)電度電成本比火電高280%，由此來看，在發(fā)電側實現平價上網，新能源仍有一段相當長的路要走。