土地、税收等非技术因素是当前导致新能源电力成本高企、难以在发电侧平价上网的关键因素。

推动技术成本和非技术成本的“双降”，新能源才能赢得比煤电等高碳能源更具竞争力的市场地位
。

新能源度电成本持续降低，但平价上网尚需时日

3月5日，李克强总理在政府工作报告中明确提出，2018年将淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组，并提出“要降低电网环节收费和输配电价格
，一般工商业电价平均降低10%”，电价降低，倒逼新旧能源电力行业挖掘降成本空间，对于新能源产业而言，非技术成本的降低更为迫切。

作为全球新能源发展的领导者，我国新能源发电规模领先全球，陆上风电

、光伏发电等技术达到世界先进水平，海上风电、光热发电、生物质发电等不断取得突破性进展
，推动了新能源发电成本的大幅下降。

据工信部统计，2017年，我国光伏发电系统投资成本降至5元/瓦左右
，度电成本降至0.5-0.7元/千瓦时，平均度电成本比2010年下降约78%，低于全球平均水平。我国陆上风电度电成本约为0.43元/千瓦时,较2010年下降7%，已经非常接近火电电价。2017年9月，国家能源局公布首批13个风电平价上网示范项目，上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，所发电量不核发绿色电力证书
，不享受价格补贴，开启了风电发电侧平价上网的先河。

但是
，当前我国的新能源发电成本仍普遍高于煤电等传统电力。

首先是工程项目投资成本偏高。当前我国煤电项目平均投资成本约为3700元/千瓦
，而陆上风电约为7760元/千瓦，海上风电约为14700元/千瓦，光伏发电约为8460元/千瓦，光热发电约为34000元/千瓦，分别是煤电项目的2.1倍
、3.9倍、2.3倍和9.2倍，新能源发电项目投资仍然远远高于传统煤电项目，尤其是海上风电和光热发电项目的前期投资成本居高不下
。

其次是上网电价高于煤电标杆电价。当前全国脱硫脱硝煤电标杆电价为0.2595-0.4505元/千瓦时，而新能源上网电价一般采用“两部制”电价，即一部分为当地“煤电标杆电价”，另一部分为“电价补助”
，陆上风电标杆电价为0.4-0.57元/千瓦时，光伏电站为0.65-0.85元/千瓦时
，光热则为1.15元/千瓦时，海上风电为0.85元/千瓦时。

最后
，更为关键的是，度电成本仍明显高于燃煤发电
。煤电的度电成本主要是燃煤成本，约占火电成本的50-70%左右，成本受煤炭价格变化影响较大。根据当前煤炭价格及310克/千瓦时的标准煤耗率，全国各地火电的度电燃煤成本主要集中在0.2-0.3元，度电成本约为0.3-0.5元之间。相对于火电度电成本，新能源度电成本仅陆上风电基本可在发电侧实现平价上网，但海上风电度电成本仍比火电高133%-235%
，光伏度电成本比火电高42%
，光热发电度电成本比火电高280%


，由此来看，在发电侧实现平价上网
，新能源仍有一段相当长的路要走

。

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