3、風電、光伏發(fā)電兩行業(yè)度電成本差異較大。光伏發(fā)電度電成本約為風電的兩倍，若兩種電源同時參與市場競價，將對光伏發(fā)電行業(yè)產(chǎn)生明顯不利影響。

4、各地區(qū)交叉補貼問題。在現(xiàn)行可再生能源補貼機制下，存在東部的工商業(yè)用戶補貼西部風電、光伏發(fā)電企業(yè)的現(xiàn)象。由于各地區(qū)電力市場化改革模式及進度存在一定差異，很可能導致原跨區(qū)域補貼機制失效。

5、面臨政府失信問題。2013年8月，發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》（發(fā)改價格[2013]1638號），明確指出“光伏發(fā)電項目自投入運營執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價或電價補貼標準，期限原則上為20年”。2016年底，發(fā)改委下發(fā)了《關(guān)于完善陸上風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》（討論稿），指出“陸上風電、光伏發(fā)電項目自投運期執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價或電價補貼標準，期限原則上為20年”。目前，風電運營商在項目可研階段開展經(jīng)濟可行性分析時，均是基于現(xiàn)行電價模式保持20年不變的前提，若現(xiàn)行標桿電價及補貼政策出現(xiàn)較大不利變化，政府會面臨信任危機。

度電成本是可再生能源“競價上網(wǎng)”的關(guān)鍵

度電成本即電力生產(chǎn)企業(yè)每一度電所攤銷的成本，包括固定成本（固定資產(chǎn)折攤及財務費用等）及可變成本（原材料成本以及其他費用等）兩部分。風電、光伏發(fā)電度電成本中固定成本占比70%以上，對于期初總投資的敏感度較高；火電機組度電成本中50%-70%左右為原材料成本，對煤炭價格的敏感度較高；此外，風電、光伏發(fā)電、火電機組的度電成本均與發(fā)電量成反比。

在新能源設備造價下降、煤價上漲、火電機組發(fā)電小時下跌的大環(huán)境下，部分可再生能源消納情況較好、火電發(fā)電小時較低、煤價較高的東部及南部地區(qū)，風電的度電成本已接近或低于當?shù)鼗痣姷亩入姵杀荆�具備了“競價上網(wǎng)”的客觀條件。而在煤炭資源富集的西部地區(qū)，由于低煤價、限電問題（寧夏、新疆、甘肅等地區(qū)可再生能源限電形勢更為嚴峻，棄風、棄光率均在30%以上），風電、光伏發(fā)電機組度電成本較火電相比并無競爭力。

我國將力爭在2020年前根本性解決可再生能源消納問題，考慮到新能源技術(shù)進度必然帶來成本的下降，西北部地區(qū)的風電度電成本具備較大下降空間。而“十三五”期間我國將對“三北”地區(qū)1.33億千瓦熱電聯(lián)產(chǎn)機組進行調(diào)峰性改造，西北部地區(qū)火電高利用小時數(shù)難以為繼。本文基于上述考慮，在特定約束條件下對內(nèi)蒙地區(qū)火電、風電度電成本重新測算。經(jīng)測算，在火電利用小時數(shù)下降10%、風電發(fā)電量全額消納、項目總造價下降10%的情景下，風電的度電成本與火電相當。