通過招標(biāo)機制確定電價已成為國際可再生能源定價的趨勢，并帶動了風(fēng)、光等已實現(xiàn)規(guī)模化、商業(yè)化應(yīng)用的可再生能源成本和電價的大幅度下降。本文總結(jié)了近兩年國內(nèi)外風(fēng)電、太陽能發(fā)電招標(biāo)定價機制的實施進展情況，對比分析了電價水平;利用調(diào)研數(shù)據(jù)，從資源條件、投資運維水平、稅收金融政策等方面分析了影響可再生能源發(fā)電成本的關(guān)鍵因素以及未來可能的降成本空間，并提出降低我國可再生能源發(fā)電成本的政策措施建議。

前言

近年來，全球風(fēng)電、太陽能發(fā)電等可再生能源技術(shù)不斷進步、產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展、應(yīng)用規(guī)模持續(xù)擴大，使可再生能源發(fā)電成本顯著下降�？稍偕�能源發(fā)電支持政策也從高保障性的固定上網(wǎng)電價機制，向推進其參與市場競爭的拍賣招標(biāo)、溢價補貼、綠色電力證書等多樣化機制轉(zhuǎn)變。2014年以來，招標(biāo)機制確定可再生能源上網(wǎng)電價為越來越多的國家和地區(qū)采用，其實施帶動了風(fēng)電、太陽能發(fā)電成本和電價的大幅度下降，部分國家的可再生能源招標(biāo)電價與常規(guī)能源發(fā)電相比已經(jīng)具備了經(jīng)濟性和市場競爭力。我國在2015～2017年通過光伏領(lǐng)跑基地進行光伏發(fā)電電價和開發(fā)企業(yè)招標(biāo)，2017年又實施首批13個風(fēng)電項目的平價上網(wǎng)(即零電價補貼)示范，但與國際水平相比，國內(nèi)成本和電價水平相對偏高。本文總結(jié)對比了近兩年國內(nèi)外可再生能源招標(biāo)電價水平，從資源條件、投資運行費用、稅收金融政策等方面分析了影響可再生能源成本的主要因素，提出降低成本和電價的措施建議。

一、國內(nèi)外可再生能源發(fā)電招標(biāo)進展和電價水平情況

2017年，全球40多個國家實施了可再生能源發(fā)電招標(biāo)機制。分技術(shù)看，光伏發(fā)電招標(biāo)應(yīng)用的國家最多，其次是陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電、光熱發(fā)電等。

(一)光伏發(fā)電

光伏發(fā)電招標(biāo)電價近年來屢創(chuàng)新低，在一些太陽能資源豐富的國家如智利、印度等，光伏發(fā)電已成為所有新建電源中電價最低的電源。2016年底，阿聯(lián)酋阿布扎比117萬千瓦的光伏發(fā)電項目招標(biāo)電價2.42美分/千瓦時，考慮夏季獎勵電價后實際電價為2.92美分/千瓦時，為當(dāng)年全球最低。

2017年10月，沙特阿拉伯30萬千瓦光伏發(fā)電項目最低競標(biāo)電價達到1.786美分/千瓦時。

2017年，印度招標(biāo)電價最低為3.8美分/千瓦時，普遍在4～5美分/千瓦時。美洲地區(qū)，阿根廷中標(biāo)電價在5.5美分/千瓦時左右;智利中標(biāo)電價達到2.91美分/千瓦時;墨西哥由于有可再生能源綠色電力證書政策，2017年11月，中標(biāo)電價低至1.77美分/千瓦時，即使加上可再生能源綠色電力證書收益(約3美分/千瓦時)，光伏發(fā)電項目實際收益也僅折合人民幣0.3元/千瓦時左右;美國光伏發(fā)電的購電協(xié)議(PPA)電價也大多在5美分/千瓦時左右。歐洲太陽能資源條件一般，但通過招標(biāo)方式電價也有顯著下降。德國光伏發(fā)電平均中標(biāo)電價從2015年4月第一輪的9.10歐分/千瓦時，逐步下降至2017年10月第九輪的4.91歐分/千瓦時，這一水平已經(jīng)低于德國電網(wǎng)平均購電價格。

我國自2015年開始對光伏領(lǐng)跑基地實施招標(biāo)確定項目開發(fā)企業(yè)，自2016年對普通光伏電站和光伏領(lǐng)跑基金全面實施項目招標(biāo)確定開發(fā)企業(yè)和上網(wǎng)電價。當(dāng)年第二批光伏領(lǐng)跑基地項目的電價有顯著下降，普遍低于同地區(qū)光伏發(fā)電標(biāo)桿電價15%～35%，大部分在0.50～0.75元/千瓦時(折合7.5～11.5美分/千瓦時)，最低價達到0.45元/千瓦時。光伏發(fā)電標(biāo)桿電價近幾年也呈現(xiàn)逐年下降趨勢，年降幅在0.1元/千瓦時左右，2017年為0.65～0.85元/千瓦時(折合10～13美分/千瓦時)。無論是招標(biāo)電價還是標(biāo)桿電價，我國光伏發(fā)電電價水平均高于大部分國家的招標(biāo)電價。

(二)光熱發(fā)電

2017年，國際光熱發(fā)電的招標(biāo)電價也進入了快速下行軌道。6月和9月，沙特阿拉伯電力工程公司(ACWAPower)、上海電氣和美國亮源組成的聯(lián)合體中標(biāo)迪拜20萬千瓦和70萬千瓦塔式光熱發(fā)電項目，電價分別為9.45美分/千瓦時和7.3美分/千瓦時;美國SolarＲeserve公司8月以6美分/千瓦時的價格中標(biāo)南澳15萬千瓦光熱發(fā)電項目，10月又以低于5美分/千瓦時的電價中標(biāo)智利光熱發(fā)電項目。我國在2016年啟動了首批20個光熱發(fā)電示范項目，總裝機134.5萬千瓦，通過競爭配置確定的統(tǒng)一的示范項目電價為1.15元/千瓦時。

(三)陸上風(fēng)電

巴西自2009年實施競標(biāo)機制，2014年陸上風(fēng)電招標(biāo)電價就達到5.6美分/千瓦時，其后繼續(xù)下降。2017年，智利風(fēng)電招標(biāo)電價達到4.52美分/千瓦且低于同期招標(biāo)的氣電、煤電、水電。秘魯風(fēng)電招標(biāo)電價為3.7美分/千瓦時，低于同期招標(biāo)的水電(4.6美分/千瓦時)。此外，美國風(fēng)電PPA價格也低至2美分/千瓦時，大部分項目在3美分/千瓦時左右;加拿大和墨西哥的最低電價分別為6.6美分/千瓦時和3.62美分/千瓦時。2017年10月，印度100萬千瓦風(fēng)電項目的招標(biāo)電價為4.1美分/千瓦時。我國對風(fēng)電實施標(biāo)桿電價政策，2017年電價水平為0.47～0.60元/千瓦時(折合7～9美分/千瓦時)，雖然在2017年6月開始實施首批13個風(fēng)電項目的平價上網(wǎng)(即零電價補貼)示范，但與國際水平相比，總體上國內(nèi)成本和電價水平偏高。

(四)海上風(fēng)電

國際海上風(fēng)電成本和電價下降迅速。2017年，英國批準(zhǔn)的將于2022～2023年并網(wǎng)發(fā)電的海上風(fēng)電電價為0.0575英鎊/千瓦時，且2017年英國新并網(wǎng)海上風(fēng)電電價已經(jīng)低于核電。2016年11月，瑞典能源企業(yè)VattenfallVindkraftA/S中標(biāo)丹麥海上風(fēng)電項目，電價0.372丹麥克朗/千瓦時(折合5.39美分/千瓦時)，成為截至當(dāng)時全球海上風(fēng)電最低電價。

2017年4月，德國對4個總裝機為149萬千瓦的海上風(fēng)電項目進行招標(biāo)，丹麥東能源公司(DONG Energy)和德國EnBW公司以最低投標(biāo)價中標(biāo)，其中東能源的投標(biāo)價為0，即項目無電價補貼，收益僅來自于電力市場售電。我國目前潮間帶風(fēng)電和近海風(fēng)電的標(biāo)桿電價水平分別為0.75元/千瓦時和0.85元/千瓦時(折合11.5～13美分/千瓦時)。

二、國內(nèi)外可再生能源發(fā)電成本和電價差異的主要因素分析

比較上述電價水平，可以看出，我國可再生能源電價與國際相比整體上處于偏高水平。表1列出了根據(jù)調(diào)研數(shù)據(jù)測算的國內(nèi)外部分光伏發(fā)電和海上風(fēng)電項目的平準(zhǔn)化成本及構(gòu)成。通過對比分析，影響可再生能源發(fā)電項目成本和造成國內(nèi)外電價差異的因素主要在以下幾個方面。

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(一)資源條件

天然資源條件是影響風(fēng)光等可再生能源發(fā)電項目成本和電價的最基本因素，也是無法改變的基本條件。根據(jù)表1，阿根廷光伏發(fā)電項目年太陽能總輻射量約2350千瓦時/平方米，是我國I類太陽能資源區(qū)的1.25倍，資源條件帶來的成本差距達20%～30%。德國近海風(fēng)電項目的單位千瓦投資、年單位千瓦運維費分別是我國東部沿海地區(qū)近海風(fēng)電項目的2.3倍、2.6倍，但前者風(fēng)電年等效利用小時數(shù)是后者的1.9倍，最終使兩個并網(wǎng)時間相差三年的項目的度電成本相差不大。

(二)初始投資

初始投資主要取決于設(shè)備和原材料價格、土地成本以及人工費用等。2017年下半年國內(nèi)光伏發(fā)電和風(fēng)電的初始投資水平在6500元/千瓦和7200元/千瓦左右，高于國外招標(biāo)項目約10%。以阿聯(lián)酋光伏發(fā)電項目為例，其招標(biāo)電價創(chuàng)下了低于3美分/千瓦時的2016年世界紀(jì)錄，其中一個關(guān)鍵因素就是單位總投資折合人民幣低于5000元/千瓦。阿聯(lián)酋項目預(yù)期并網(wǎng)發(fā)電時間為2019年上半年，而2017年歐洲光伏發(fā)電單位投資水平已經(jīng)折合人民幣5000～5500元/千瓦，在未來一年多的時間內(nèi)投資水平還有可能下降，再加上阿聯(lián)酋項目規(guī)模大(單體項目裝機117萬千瓦)，因此低于5000元/千瓦的初始投資水平是可行的。降低初始投資可以有效降低發(fā)電成本和電價，僅按照國內(nèi)現(xiàn)有的政策條件，若光伏發(fā)電單位初始投資從目前的6500元/千瓦降低到5000元/千瓦，我國I類地區(qū)的光伏發(fā)電電價可以由目前的0.55元/千瓦時降至0.43元/千瓦時。