通過招標(biāo)機(jī)制確定電價(jià)已成為國際可再生能源定價(jià)的趨勢，并帶動(dòng)了風(fēng)、光等已實(shí)現(xiàn)規(guī)模化、商業(yè)化應(yīng)用的可再生能源成本和電價(jià)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(jià)機(jī)制的實(shí)施進(jìn)展情況，對比分析了電價(jià)水平;利用調(diào)研數(shù)據(jù)，從資源條件、投資運(yùn)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(jìn)步、產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展、應(yīng)用規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大，使可再生能源發(fā)電成本顯著下降。可再生能源發(fā)電支持政策也從高保障性的固定上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，向推進(jìn)其參與市場競爭的拍賣招標(biāo)、溢價(jià)補(bǔ)貼、綠色電力證書等多樣化機(jī)制轉(zhuǎn)變。2014年以來，招標(biāo)機(jī)制確定可再生能源上網(wǎng)電價(jià)為越來越多的國家和地區(qū)采用，其實(shí)施帶動(dòng)了風(fēng)電、太陽能發(fā)電成本和電價(jià)的大幅度下降，部分國家的可再生能源招標(biāo)電價(jià)與常規(guī)能源發(fā)電相比已經(jīng)具備了經(jīng)濟(jì)性和市場競爭力。我國在2015～2017年通過光伏領(lǐng)跑基地進(jìn)行光伏發(fā)電電價(jià)和開發(fā)企業(yè)招標(biāo)，2017年又實(shí)施首批13個(gè)風(fēng)電項(xiàng)目的平價(jià)上網(wǎng)(即零電價(jià)補(bǔ)貼)示范，但與國際水平相比，國內(nèi)成本和電價(jià)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(jià)水平，從資源條件、投資運(yùn)行費(fèi)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(jià)的措施建議。

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

2017年，全球40多個(gè)國家實(shí)施了可再生能源發(fā)電招標(biāo)機(jī)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(jià)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(jià)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(xiàng)目招標(biāo)電價(jià)2.42美分/千瓦時(shí)，考慮夏季獎(jiǎng)勵(lì)電價(jià)后實(shí)際電價(jià)為2.92美分/千瓦時(shí)，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(xiàng)目最低競標(biāo)電價(jià)達(dá)到1.786美分/千瓦時(shí)。

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

我國自2015年開始對光伏領(lǐng)跑基地實(shí)施招標(biāo)確定項(xiàng)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(shí)施項(xiàng)目招標(biāo)確定開發(fā)企業(yè)和上網(wǎng)電價(jià)。當(dāng)年第二批光伏領(lǐng)跑基地項(xiàng)目的電價(jià)有顯著下降，普遍低于同地區(qū)光伏發(fā)電標(biāo)桿電價(jià)15%～35%，大部分在0.50～0.75元/千瓦時(shí)(折合7.5～11.5美分/千瓦時(shí))，最低價(jià)達(dá)到0.45元/千瓦時(shí)。光伏發(fā)電標(biāo)桿電價(jià)近幾年也呈現(xiàn)逐年下降趨勢，年降幅在0.1元/千瓦時(shí)左右，2017年為0.65～0.85元/千瓦時(shí)(折合10～13美分/千瓦時(shí))。無論是招標(biāo)電價(jià)還是標(biāo)桿電價(jià)，我國光伏發(fā)電電價(jià)水平均高于大部分國家的招標(biāo)電價(jià)。

(二)光熱發(fā)電

2017年，國際光熱發(fā)電的招標(biāo)電價(jià)也進(jìn)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(xiàng)目，電價(jià)分別為9.45美分/千瓦時(shí)和7.3美分/千瓦時(shí);美國SolarＲeserve公司8月以6美分/千瓦時(shí)的價(jià)格中標(biāo)南澳15萬千瓦光熱發(fā)電項(xiàng)目，10月又以低于5美分/千瓦時(shí)的電價(jià)中標(biāo)智利光熱發(fā)電項(xiàng)目。我國在2016年啟動(dòng)了首批20個(gè)光熱發(fā)電示范項(xiàng)目，總裝機(jī)134.5萬千瓦，通過競爭配置確定的統(tǒng)一的示范項(xiàng)目電價(jià)為1.15元/千瓦時(shí)。

(三)陸上風(fēng)電

巴西自2009年實(shí)施競標(biāo)機(jī)制，2014年陸上風(fēng)電招標(biāo)電價(jià)就達(dá)到5.6美分/千瓦時(shí)，其后繼續(xù)下降。2017年，智利風(fēng)電招標(biāo)電價(jià)達(dá)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(jià)為3.7美分/千瓦時(shí)，低于同期招標(biāo)的水電(4.6美分/千瓦時(shí))。此外，美國風(fēng)電PPA價(jià)格也低至2美分/千瓦時(shí)，大部分項(xiàng)目在3美分/千瓦時(shí)左右;加拿大和墨西哥的最低電價(jià)分別為6.6美分/千瓦時(shí)和3.62美分/千瓦時(shí)。2017年10月，印度100萬千瓦風(fēng)電項(xiàng)目的招標(biāo)電價(jià)為4.1美分/千瓦時(shí)。我國對風(fēng)電實(shí)施標(biāo)桿電價(jià)政策，2017年電價(jià)水平為0.47～0.60元/千瓦時(shí)(折合7～9美分/千瓦時(shí))，雖然在2017年6月開始實(shí)施首批13個(gè)風(fēng)電項(xiàng)目的平價(jià)上網(wǎng)(即零電價(jià)補(bǔ)貼)示范，但與國際水平相比，總體上國內(nèi)成本和電價(jià)水平偏高。

(四)海上風(fēng)電

國際海上風(fēng)電成本和電價(jià)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(jià)為0.0575英鎊/千瓦時(shí)，且2017年英國新并網(wǎng)海上風(fēng)電電價(jià)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(xiàng)目，電價(jià)0.372丹麥克朗/千瓦時(shí)(折合5.39美分/千瓦時(shí))，成為截至當(dāng)時(shí)全球海上風(fēng)電最低電價(jià)。

2017年4月，德國對4個(gè)總裝機(jī)為149萬千瓦的海上風(fēng)電項(xiàng)目進(jìn)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(jià)中標(biāo)，其中東能源的投標(biāo)價(jià)為0，即項(xiàng)目無電價(jià)補(bǔ)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(jià)水平分別為0.75元/千瓦時(shí)和0.85元/千瓦時(shí)(折合11.5～13美分/千瓦時(shí))。

二、國內(nèi)外可再生能源發(fā)電成本和電價(jià)差異的主要因素分析

比較上述電價(jià)水平，可以看出，我國可再生能源電價(jià)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(xiàng)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(xiàng)目成本和造成國內(nèi)外電價(jià)差異的因素主要在以下幾個(gè)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(xiàng)目成本和電價(jià)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(xiàng)目年太陽能總輻射量約2350千瓦時(shí)/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(dá)20%～30%。德國近海風(fēng)電項(xiàng)目的單位千瓦投資、年單位千瓦運(yùn)維費(fèi)分別是我國東部沿海地區(qū)近海風(fēng)電項(xiàng)目的2.3倍、2.6倍，但前者風(fēng)電年等效利用小時(shí)數(shù)是后者的1.9倍，最終使兩個(gè)并網(wǎng)時(shí)間相差三年的項(xiàng)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(jià)格、土地成本以及人工費(fèi)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(xiàng)目約10%。以阿聯(lián)酋光伏發(fā)電項(xiàng)目為例，其招標(biāo)電價(jià)創(chuàng)下了低于3美分/千瓦時(shí)的2016年世界紀(jì)錄，其中一個(gè)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(xiàng)目預(yù)期并網(wǎng)發(fā)電時(shí)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(shí)間內(nèi)投資水平還有可能下降，再加上阿聯(lián)酋項(xiàng)目規(guī)模大(單體項(xiàng)目裝機(jī)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(jià)，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(jià)可以由目前的0.55元/千瓦時(shí)降至0.43元/千瓦時(shí)。