近年來，我國風電和光伏發電產業發展迅速，開始進入全面規模化發展階段。據統計，截至2017年底，我國風電和光伏發電累計并網裝機容量分別達到164吉瓦、130吉瓦，分別占全部發電裝機容量的9.2%、7.3%。隨著開發利用規模逐步擴大，我國風電技術水平和光伏電池技術創新能力明顯提升，風光的發電成本有效降低，其中風電設備和光伏組件價格近五年分別下降了約20%和60%。

為實現2020年非化石能源占一次能源消費比重15%的目標，加快建立清潔低碳、安全高效的現代能源體系，促進可再生能源產業持續健康發展，2016年12月，國家發展改革委公布的《可再生能源發展“十三五”規劃》提出：2020年風電電價與當地燃煤發電同平臺競爭，光伏發電與電網銷售電價相當。此舉必將有利于可再生能源的發展，但同時這一目標也面臨著諸多挑戰。2020年可再生能源平價上網的條件是什么?路徑在哪里?挑戰有哪些?需要什么樣的政策機制來實現?

在國家社科基金重大項目“清潔能源價格競爭力及財稅價格政策研究”的支持下，華北電力大學張興平教授和袁家海教授團隊圍繞風光平價上網問題進行了深入的競爭力分析與政策研究工作。

8月15日，華北電力大學張興平教授和袁家海教授團隊發布了最新研究報告《中國風光發電平價上網：路徑及政策建議》。

課題組構建了風光平準化發電成本(LCOE)模型，首先以2016年風光發電的實際情況為基準，測算了風光平準化發電成本,結果顯示距離平價上網的目標任重道遠。敏感性分析顯示，發電利用小時數、造價水平和融資成本是三個影響平準化發電成本的關鍵因素。在大量調查研究的基礎上，綜合考慮這三個關鍵因素的變動，設置“樂觀”、“中性”和“悲觀”三種情景探討2020年風光發電平價上網的可能性及其實現路徑，并提出實現平價上網目標的政策建議。

研究結果顯示：

(1)對于風電項目，在“樂觀”情境下，全國約1/3的省份風電平準化發電成本低于或接近當地煤電脫硫標桿電價，可實現“十三五”規劃中風電發電側平價上網目標。而在“中性”情景下，只有三個省份的風電項目可實現平價上網，但并不是風資源條件最好的“三北”地區，而是煤電標桿上網電價高、風資源條件一般的廣東、浙江、湖南。這也佐證了風電開發重點由“三北”地區轉向中東部地區的必要性。另外，在“樂觀”情境下，對于那些不能平價上網的省份，其風電造價需要在2016年基礎上降低20%以上方可實現，個別地區的風電造價水平需要降低40%才能實現平價上網。因此，2020年風電實現發電側平價上網是一個具有挑戰性的目標。

(2)對于集中式光伏項目，在“樂觀”情境下，2020年全國約1/5省份的集中式光伏平準化發電成本低于或接近當地脫硫煤電標桿電價，可實現發電側平價上網。在其他情境下，集中式光伏平準化發電成本均明顯高于當地脫硫煤電標桿電價，不能實現發電側平價上網。在樂觀情景下，2020年所有省份集中式光伏平準化發電成本加上輸配電價及政府性基金及附加后，均高于110kV大工業銷售電價，直接參與電力市場的競爭力依然不夠。

(3)對于分布式屋頂光伏，以各省工商業電價作為標桿，在“樂觀”情景下，全國80%省份的分布式光伏發電成本均低于或接近當地工商業電價，可以實現用戶側平價上網目標。“中性”和“悲觀”情景下，實現用戶側平價上網的省份分別達到60%和30%。

“樂觀”情境下假設無棄風棄光，且融資利率為較低水平(4%)，因而降低造價成為實現平價上網的關鍵因素。經測算，那些在“樂觀”情境下依然不能實現平價上網目標的省份，風電項目造價水平要在2016年基礎上降低20%以上，個別地區需要降低40%左右;光伏發電項目需在2016年基礎上降低40%左右，個別地區降幅需達到一半。

課題組研究結果表明，確保發電利用小時數、降投資成本、綠色金融支持是提升風光發電經濟性、實現平價上網的重要途徑。課題組提出保障風光發電平價上網的政策體系如下：

(1)戰略定位、創新驅動。全球能源轉型的確定性趨勢是實現化石能源體系向低碳能源體系的轉變，最終進入以可再生能源為主的可持續能源時代。因而可再生能源技術將是未來能源革命的核心，明確可再生能源技術創新在國家技術創新體系中的戰略地位，在新的時代占領國際技術競爭制高點，對于促進可再能源技術的完善和突破至關重要。

(2)因地制宜、規劃先行。風光資源豐富的“三北”地區，盡管風光發電成本相對較低，但由于該地區煤炭資源豐富，煤電成本很低，這些地區的風光發電與傳統煤電不僅處于成本競爭弱勢，而且就地消納能力有限，外送能力與市場接納意愿不足，棄風棄光問題嚴重。必須綜合考慮區域資源、電價、電力需求、電網輸送能力之間的差異進行合理規劃，才可以從根本上解決棄風棄光問題。

(3)配額約束、形成支撐。在我國電力市場化改革初期，可再生能源已然得到了非常迅速的發展，并進入到了規模化發展階段。考慮到我國國情和能情，建議制定科學合理的配額標準，排除阻力大力推動可再生能源配額制盡快落地，并建議執行“多主體強制配額制”。

(4)引入市場、提增效率。我國電力市場改革正在進行，在未來電力市場競價機制設計中，可考慮讓可再生能源直接無差異參與市場競價，發揮可再生能源邊際成本低的競爭優勢，充分利用市場機制發掘可再生能源消納空間，緩解棄風、棄光矛盾。將可再生能源的固定電價制度逐步調整為溢價補貼機制，實現價補分離，不僅有利于可再生能源的消納，提升其競爭力，也能加快可再生能源補貼退坡速度。

(5)統籌安排、政策協同。配額制、可再生能源證書市場交易制度以及碳排放交易制度結合起來，可有機地統籌政府規劃與市場效率，實現政策協同，是促進可再生能源發展的變革性機制，有利于促進可再生能源發電成本的降低。

(6)規范操作、約減成本。降低造價水平是實現風光發電平價上網的重要舉措，在通過技術創新和市場機制降低技術性成本外，嚴格控制非技術性成本是未來降低風電和光伏發電項目成本的重要源泉。應明確風電和光伏發電項目占用土地的使用類別以及相應的征地補償和稅費標準，并規范執行，加強監管;堅決落實外部配套接網及輸配電工程全部由電網公司投資建設的規定。地方政府規范合理的收費以及電網公司完善的并網服務是可再生能源產業持續健康發展的基礎。

(7)綠色融資，金融護航。黨的十九大報告指出：構建市場導向的綠色技術創新體系，發展綠色金融，壯大節能環保產業、清潔生產產業、清潔能源產業，是推動綠色發展、建設美麗中國的重要內容。針對可再生能源“融資難”、“融資貴”問題，構建綠色能源金融體系，切實降低可再生能源項目融資門檻和融資成本。