除上述結論外，研究結果還表明：利用小時數每提高10%，風光發(fā)電度電成本可降低7~8分;單位投資每降低10%，度電成本平均可以降低5~7分;融資成本每降低10%，風電和集中式光伏度電成本可降低1分左右，分布式光伏度電成本可降低0.4分左右。

風光發(fā)電項目投資包括技術投資和非技術投資(如土地費用、電網接入費用、屋頂租金等)。光伏組件具有較高的技術學習率，技術性投資仍有較大降低空間。而風機設備成熟度較高，技術學習率處于緩慢降低階段，因而技術投資成本降低的空間有限。盡管投資中非技術投資占比不高，但調研發(fā)現不規(guī)范、不合理的收費現象頻發(fā)，直接推高可再生能源開發(fā)成本，成為我國風光電價降幅顯著低于全球價格降幅的主要原因之一。

綜上，在風光發(fā)電實現平價上網的路徑中，保障利用小時數、降低投資成本是關鍵，金融支持是保障，持續(xù)的技術進步和高效的產業(yè)轉化機制是根本動力。

實現規(guī)劃目標的政策建議

風光發(fā)電作為重要的低碳能源，目前相對于傳統能源仍不具備價格競爭力，合理的政策是提高風光發(fā)電經濟性、實現平價上網的關鍵。建議采取“因地制宜、規(guī)劃先行，配額約束、市場增效，規(guī)范操作、約減成本，金融護航、創(chuàng)新驅動”的政策體系。

具體來說，首先應考慮風光發(fā)電技術經濟特點，因地制宜，規(guī)劃先行。

風光資源豐富的“三北”地區(qū)，盡管風光發(fā)電成本相對較低，但由于該地區(qū)煤炭資源豐富，煤電成本很低，這些地區(qū)的風光發(fā)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，棄風和棄光問題嚴重。建議第一，由國家能源主管部門與電網公司根據區(qū)域特點，統籌電網輸送能力，做好大型風電和光伏電源點布局規(guī)劃。第二，棄風棄光嚴重地區(qū)要先解決好已有項目的消納問題后，才能核準新建項目。第三，風光發(fā)電項目建設要向中東部轉移。這些地區(qū)風光發(fā)電項目與煤電相比，成本差距較小，而且市場需求高，有利于實現就近消納。

其次，應執(zhí)行“多主體強制配額+可再生能源證書交易制度”，配額約束，市場增效。

根據電網輸送和系統消納能力，按照各類標桿電價覆蓋區(qū)域，參考準許成本加合理收益原則，核定各類可再生能源發(fā)電項目年保障性收購小時數，然后通過可再生能源配額制強制執(zhí)行。為保障執(zhí)行效果，建議執(zhí)行“多主體強制配額制”，即可再生能源配額不僅要下達到地方政府，同時要下達到電網公司、配售電公司和直接參與市場的大用戶予以落實。

充分利用市場機制發(fā)掘消納空間，進一步提高可再生能源項目增量發(fā)電能力的利用。落實政府計劃的配額制與可再生能源證書市場交易制度相結合，可有機地統籌政府規(guī)劃與市場效率，是促進可再生能源發(fā)展的變革性機制，有利 于促進可再生能源發(fā)電成本的降低，加快可再生能源補貼退坡速度。