通過招標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)?；?、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茉窗l(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、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，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)電招標機制。分技術(shù)看，光伏發(fā)電招標應(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)電項目最低競標電價達到1.786美分/千瓦時。2017年，印度招標電價最低為3.8美分/千瓦時，普遍在4～5美分/千瓦時。美洲地區(qū)，阿根廷中標電價在5.5美分/千瓦時左右;智利中標電價達到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，但通過招標方式電價也有顯著下降。德國光伏發(fā)電平均中標電價從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確定開發(fā)企業(yè)和上網(wǎng)電價。當年第二批光伏領(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)。無論是招標電價還是標桿電價，我國光伏發(fā)電電價水平均高于大部分國家的招標電價。

(二)光熱發(fā)電

2017年，國際光熱發(fā)電的招標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年實施競標機制，2014年陸上風(fēng)電招標電價就達到5.6美分/千瓦時，其后繼續(xù)下降。2017年，智利風(fēng)電招標電價達到4.52美分/千瓦且低于同期招標的氣電、煤電、水電。秘魯風(fēng)電招標電價為3.7美分/千瓦時，低于同期招標的水電(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)電項目的招標電價為4.1美分/千瓦時。我國對風(fēng)電實施標桿電價政策，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。