新能源高质量发展(1)：突破成本瓶颈，赢取超越高碳电力的市场
刘宇 龙隆
中国（深圳）综合开发研究院
银湖新能源战略研究中心
□ 我国新能源电力市场、技术取得全球瞩目的成绩，但度电成本高于煤电等传统电力。
□ 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。
非技术成本高企是
制约新能源平价上网的关键因素
不可否认的是，相对于历史悠久、技术成熟、商业模式完善的燃煤发电，风电、光伏、光热、生物质发电等新能源的发展还远远不成熟，仍属于“幼稚性行业”，技术成本是新能源电力度电成本较高的重要原因。
但更为重要的是，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。以光伏发电为例， 2016年我国光伏平均度电成本约为0.596元/千瓦时，其中，土地成本约0.3元/千瓦时，非技术成本占比超过了50%。
土地成本居高已经成为困扰新能源电力平价上网的拦路虎，根据国家能源十三五规划，风电、光伏开始向消纳能力较强的中东部转移，而中东部人口集中，土地资源相对稀缺，用地难、用地成本高的问题将更加凸显。
差别化用地政策落实层度不一。2015年，国土资源部下发《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》（国土资规〔2015〕5号），提出采取差别化用地政策支持新能源等新业态发展。光伏、风力发电等项目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的，对不占压土地、不改变地表形态的用地部分，可按原地类认定，不改变土地用途，在年度土地变更调查时作出标注，用地允许以租赁等方式取得，双方签订好补偿协议，用地报当地县级国土资源部门备案。但是，在项目的实际开发过程中，大多数地区对占用未利用地、农用地的光伏、风电项目办理转建设用地手续，大幅提高了新能源的建设成本。以20MW的光伏电站为例，工业用地出让按最低价标准约为4万元/亩，光新增的土地成本就要超过2000万，如果在建设用地费用高的地区成本更高。
对土地的界定标准不同，也给光伏、风电等新能源发电项目带来困扰。土地资源涉及国土、地质、水利、气象、林业、旅游、交通、军事等众多部门，从土地规划、用途管制等角度，土地还被划分为基本农田保护区、风景旅游用地区、生态环境安全控制区、重点森林保护区、自然与文化遗产保护区等特殊区域。新能源电力项目需要向各部门沟通确认土地性质，还要从规划、用途管制角度进行多次确认，使得项目投资开发周期延长，对于地类的界定标准不统一，更增加了项目开发的不确定性。
光伏、风电等项目开发还面临税收等不确定因素的影响。根据《耕地占用税暂行条例》，“人均耕地不超过1亩的，单位税额为每平方米10元-50元”，即对于耕地占用税具有5倍的调整空间。而根据《城镇土地使用税暂行条例》的规定，城镇土地使用税采用有幅度差别定额税率：大城市1.5-30元，中等城市1.2-24元，小城市0.9-18元，县城、建制镇、工矿区0.6-12元，调整空间达到了20倍。由于地区间税收执行标准不统一，相关部门自由裁量权较大，造成新能源电力项目难以把控投资风险。
推动新能源成本“双降”，
赢取超越高碳电力的市场
竞价是新能源电力发展的大趋势，加快平价上网甚至低价上网进程，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。
扩大引领示范，形成降低成本的倒逼机制。
扩大“领跑者”的技术和应用创新示范效应，带动产业降本增效。自2015年以来，我国通过光伏领跑计划和建设领跑基地，公布了15GW装机规模的领跑者基地，造2017年光伏发电领跑基地名单中，除了10个应用领跑基地之外，还提出建设3个技术领跑基地，对加速技术成果向市场转化和推广，推动光伏发电成本下降提出了更高要求。在风电领域，2017年开始启动风电平价上网示范项目，河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆五省（区）等地共计13个风电项目开始试点。首批20个光热发电示范项目也于去年启动，其它如分布式光伏、生物质能、地热能等也正在逐步推进。这一系列示范项目的推动，为新能源产业在技术创新、集成应用创新、商业模式创新等领域提供了良好示范，激发了行业降本增效的动力，通过领跑企业的带动，对行业形成了倒逼机制，整体上有利于加速新能源平价上网进程。随着新能源发电装机规模的扩大，新能源在我国电力消费中的占比进一步提升，要推动新能源平价甚至低价上网，需要进一步总结各类示范项目的经验和教训，强化市场竞争机制，提高准入门槛，扩大新能源各领域在技术、应用等方面创新示范，推动新能源产业不断降低度电成本。
落实国家政策，推动非技术成本降低。
非技术成本的降低是推动我国新能源平价上网的关键。以光伏发电为例，根据中国光伏行业协会发布的数据，光伏组件在度电成本中的占比越来越低，目前仅为23%左右，而电网接入、土地租金、融资成本、税费等非光伏成本的占比达到77%，光伏电站的平均土地成本已超每瓦0.2元。同样，土地成本、接入电网费用、运维管理成本比较高，也限制了风电竞争力的提升。
这些非技术性成本的降低，并不一定需要在政策上给新能源行业以额外的特殊待遇，关键是相关政策的落实到位。如，在土地使用方面，相关部委已出台了一系列支持政策，如《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》(国土资规[2015]5号)、《关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知》（林资发〔2015〕153号）、《光伏发电站工程项目用地控制指标》、《国土资源部办公厅关于光伏发电用地事项的函》（国土资厅函〔2016〕1638号）、《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》，等等，部分地方政府也出台了相关政策，对风电、光伏等新能源项目用地做出了规范和界定，关键是切实落实好、执行好。在税收、电网计入等方面，2017年9月国家能源局发布了《关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知》，对新能源产业在增值税、耕地占用税、土地使用税、水资源费、配套电网投资、融资成本、制止乱收费等方面都有了进一步明确的规定。只有严格按照国家相关政策要求，切实营造新能源产业发展的良好环境，才能让新能源行业专注于技术与应用创新，降低不必要的开支和成本。
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