除上述结论外，研究结果还表明：利用小时数每提高10%，风光发电度电成本可降低7~8分;单位投资每降低10%，度电成本平均可以降低5~7分;融资成本每降低10%，风电和集中式光伏度电成本可降低1分左右，分布式光伏度电成本可降低0.4分左右。

风光发电项目投资包括技术投资和非技术投资(如土地费用、电网接入费用、屋顶租金等)。光伏组件具有较高的技术学习率，技术性投资仍有较大降低空间。而风机设备成熟度较高，技术学习率处于缓慢降低阶段，因而技术投资成本降低的空间有限。尽管投资中非技术投资占比不高，但调研发现不规范、不合理的收费现象频发，直接推高可再生能源开发成本，成为我国风光电价降幅显著低于全球价格降幅的主要原因之一。

综上，在风光发电实现平价上网的路径中，保障利用小时数、降低投资成本是关键，金融支持是保障，持续的技术进步和高效的乐动平台转化机制是根本动力。

实现规划目标的政策建议

风光发电作为重要的低碳能源，目前相对于传统能源仍不具备价格竞争力，合理的政策是提高风光发电经济性、实现平价上网的关键。建议采取“因地制宜、规划先行，配额约束、市场增效，规范操作、约减成本，金融护航、创新驱动”的政策体系。

具体来说，首先应考虑风光发电技术经济特点，因地制宜，规划先行。

风光资源丰富的“三北”地区，尽管风光发电成本相对较低，但由于该地区煤炭资源丰富，煤电成本很低，这些地区的风光发电与传统煤电不仅处于成本竞争弱势，而且就地消纳能力有限，外送能力与市场接纳意愿不足，弃风和弃光问题严重。建议第一，由国家能源主管部门与电网公司根据区域特点，统筹电网输送能力，做好大型风电和光伏电源点布局规划。第二，弃风弃光严重地区要先解决好已有项目的消纳问题后，才能核准新建项目。第三，风光发电项目建设要向中东部转移。这些地区风光发电项目与煤电相比，成本差距较小，而且市场需求高，有利于实现就近消纳。

其次，应执行“多主体强制配额+可再生能源证书交易制度”，配额约束，市场增效。

根据电网输送和系统消纳能力，按照各类标杆电价覆盖区域，参考准许成本加合理收益原则，核定各类可再生能源发电项目年保障性收购小时数，然后通过可再生能源配额制强制执行。为保障执行效果，建议执行“多主体强制配额制”，即可再生能源配额不仅要下达到地方政府，同时要下达到电网公司、配售电公司和直接参与市场的大用户予以落实。

充分利用市场机制发掘消纳空间，进一步提高可再生能源项目增量发电能力的利用。落实政府计划的配额制与可再生能源证书市场交易制度相结合，可有机地统筹政府规划与市场效率，是促进可再生能源发展的变革性机制，有利 于促进可再生能源发电成本的降低，加快可再生能源补贴退坡速度。

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